щ
технологии
Способ промывки полости и приемной сетки электроцентробежного насоса
Н.Д. БУЛЧАЕВ,
к.т.н., доцент, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Институт нефти и газа Сибирского федерального университета г. Красноярск
nbulchaev@yandex.ru
Описан новый способ очистки установки электроцентробежного насоса нефтедобывающей скважины от механических примесей, асфальтеносмолопа-рафиновых отложений (АСПО), солей и продуктов коррозии. Для этих целей используется модернизированный обратный клапан, устанавливаемый выше насосной установки для удержания столба жидкости в насосно - компрессорных трубах (НКТ).
the way to wash the cavity and the receiving grid of the
electric centrifugal pump
N. BULCHAEV, The oil and gas Institute of the Siberian Federal University Krasnoyarsk
Write-up a new method of cleaning the centrifugal oil pump wells from mechanical impurities, paraffin deposits (ARPD), salts and corrosion products. For these purposes an upgraded check valve installed above the pump unit to keep the liquid column of pump - compressor pipes (tubing).
Keywords: unidirectional restrictor valve, the pump flushing , receiving grid, paraffin deposits, the reverse flow mode, pump performance curve, head pressure, pump flow, chemical and fractional composition, solid fat
мере эксплуатации оборудования в нефтяной скважине происходит засорение полости и приемного фильтра электроцентробежного насоса (УЭЦН) механическими примесями, асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО), кристаллами солей, продуктами коррозионного разрушения металла. Для очистки требуются подъем оборудования, промывка и чистка рабочих колес и направляющих аппаратов, смена фильтра или специальные обратные клапаны, позволяющие сливать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Такие методы защиты насосного оборудования и увеличения его межремонтного периода широко применяются в промысловой практике. Однако оба эти варианта требуют существенных издержек производства, а второй еще и повышает риск аварий, связанных с увеличением нагрузки на НКТ и, особенно, на верхнюю резьбу всей подвески.
Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ Решение поставленных задач достигается путем реконструкции обратного клапана УЭЦН [1].
На рис. 1 - 3 показаны схемы обратного клапана в различных позициях. В корпусе 1 клапана, установленного выше насоса, размещено посадочное седло 2 тарельчатого клапана 3, переходящего в полый шток с горизонтальными окнами в верхней части. В седло 2 упирается опорная гильза 4, над которой располагается шайба 5 с центральным для полого штока и периферийными для протока жидкости каналами. Над шайбой расположена пружина 6, которая подпирает подвижную ступенчатую втулку 7 закрытую сверху крышкой 8 и
Разработана технология очистки полости насоса и его приемного фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ. Решение поставленных задач достигается путем реконструкции обратного клапана УЭЦ.
имеющую центраторы 9. Во втулке 7 также выполнены горизонтальные отверстия большего диаметра. Клапан 3 для герметичной посадки в седло 2 имеет эластичную манжету 10. Для герметизации пары трения имеется втулка 7 (полый шток клапана 3), на котором размещены эластичные манжеты 11. Для ограничения вертикального хода втулки 7 на полом штоке клапана 3 размещено стопорное кольцо 12. Для фиксации гильзы 4 и шайбы в корпусе 1 также установлено стопорное кольцо 13. Для работы клапана используется груз 14, в одном случае спускаемый в колонну насосно-компрессорных на скребковой проволоке через лубрикатор, а в другом - сбрасываемый в НКТ
Работа клапана заключается в следующем. После спуска электроцентробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рис. 1. При этом пружина 6 остается в полностью разжатом положении, при котором горизонтальные отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 не совпадают, что предупреждает проток жидкости из НКТ в насос.
технологии ш
Рис. 1. Схема обратного клапана
1 - корпус устройства; 2 - седло клапана; 3 - клапан;
4 - втулка стопорная; 5 - переходник; 6 - пружина; 7 - втулка подвижная; 8 - тарелка; 9 - центратор; 10 - уплотнительное кольцо;
11 - прокладка; 12 - верхнее стопорное кольцо;
13 - стопорное кольцо (для переходника и пружины).
При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5 (рис. 2). Приподнятие клапана 3 приведет к тому, что подвижная втулка 7 под собственным весом опустится по отношению к штоку, а горизонтальные каналы втулки и полого штока совпадут Пружина 6 как и в случае, указанном на рис. 1, остается в разжатом состоянии. Таким образом, часть добываемой жидкости из насоса в НКТ будет поступать и через полый шток клапана 3.
Для промывки полости насоса, очистки фильтра на его приеме от налипших мехпримесей (АСПО) производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2 (рис. 1). Пружина 6 вернет втулку 7 в крайнее верхнее положение, при котором отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 уже не совпадут, что предотвратит переток жидкости из НКТ в насос.
После операции промывки производят запуск насоса в работу. Если все же и произошла небольшая репрессия, не возникает необходимости освоения скважины, так как после пуска УЭЦН в работу фильтрация жидкости в призабойной зоне пласта полностью восстановится.
Время очистки полости и приемной части насоса выбирается с расчетом предупреждения достижения жидкостью уровня в скважине, при котором уже создается репрессия на пласт.
Далее в НКТ скважины через лубрикатор на скребковой проволоке спускают груз 14, который благодаря весу, превышающему силу упругости пружины 6, сожмет ее и переместит втулку 7 вниз до положения, указанного на рис. 3. При этом отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 совпадут и жидкость из НКТ под большим напором будет перетекать в скважину через полость насоса и приемный фильтр с ее обратной стороны. Промывка полости насоса нефтью из НКТ с добавлением специально подобранных растворителей освободит рабочие органы насоса (обратная промывка жидкостью фильтра позволит смыть с нее налипшую грязь). По истечению определенного времени груз 14 приподнимают и втулка 7 под действием сжатой пружины 6 вернется в крайнее верхнее положение, при котором прекратится переток жидкости из НКТ в скважину.
Время очистки полости и приемной части насоса выбирается с расчетом предупреждения достижения жидкостью уровня в скважине, при котором уже создается репрессия на пласт. Для растворения и диспергирования накоплений внутри насоса с помощью химических материалов, добавляемых в столб нефти из НКТ, требуется некоторое время (до 10 мин).
После операции промывки производят запуск насоса в работу. Если все же и произошла небольшая репрессия, не возникает необходимости освоения скважины, так как после пуска УЭЦН в работу
Рис. 2. Схема обратного клапана (при нагнетании нефти)
Рис. 3. Схема обратного клапана (при спуске нефти из НКТ)
КЗ технологии
Технико-экономическими преимуществами предложенной технологии являются простота и надежность его работы, а также отсутствие необходимости подъема давления в НКТ на значительную величину для промывки насоса и фильтра.
фильтрация жидкости в призабойной зоне пласта полностью восстановится [2].
Обратный клапан насоса одновременно выполняет функции сливного клапана. Перед подъемом подземного оборудования в случае проведения ремонтных работ производят сброс груза 14 в НКТ без скребковой проволоки. Сброшенный груз, долетев до клапана, ударится о крышку 8, сожмет пружину 6 и будет удерживать втулку 7 в крайнем нижнем положении по отношению к полому штоку клапана и позволит жидкости из НКТ через совмещенные окна во втулке и полом штоке вытекать в скважину при подъеме оборудования в период ремонта.
Технико-экономическими преимуществами предложенной технологии являются простота и надежность его работы, а также отсутствие необходимости подъема давления в НКТ на значительную величину для промывки насоса и фильтра. Кроме того, обратный клапан может одновременно выполнять роль сливного клапана, что упрощает спуско-подъемные операции при ремонте скважины.
Данная технология была испытана на одной из скважин НГДУ «Туймазанефть». Дебит ее после 146 сут эксплуатации снизился с 47 куб.м/сут до 29 куб.м/сут Расчетный вес груза для срабатывания клапана составил 15,5 кг. После остановки скважины и обратной циркуляции жидкости из НКТ в скважину в течение 10 мин ее вновь запустили. Новый дебит составил 42 куб.м/сут, т.е. восстановился на 89%.
Литература
1. Патент RU №2544930 C1. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. Заявл. 17.03.2015.
2. Булчаев Н.Д. Разработка и исследование технологий и технических средств для поддержания пластового давления / Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук // Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ,2014.26 с.
Literature
1. Patent RU No.2544930 C1. The centrifugal valve installation and method for cleaning the filter on the pump intake. Stated on 17.03.2015.
2. Bulchaev N. D. Research and development of technologies and technical means to maintain reservoir pressure / The abstract of dissertation on competition of a scientific degree of candidate of technical Sciences // Tyumen: Publishing house of the Tyumen GNG U, 2014.26 p.
Ключевые слова: обратный клапан. промывка насоса, приемная сетка, асфальтеносмо-лопарафиновые отложения, режим обратного тока, эксплуатационные характеристики насоса, напор, подача насоса, химический и фракционный состав, твердые отложения
normdocs
Организатор камлания п Норм доке», ведущие поставщик зарубежных стандартов в России н стр
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.