Полная версия

Главная arrow География arrow Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Технология очистки фильтра на приеме насоса без подъема оборудования

По мере эксплуатации оборудования в скважине с пескопрояв- лением происходит засорение приемного фильтра. Для его очистки требуется подъем оборудования и смена фильтра или специальные обратные клапаны, позволяющие сливать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Оба варианта требуют существенных издержек производства, а второй - повышает риск аварий. Авторами разработана технология очистки фильтра на приеме насоса без подъема оборудования или повышения давления жидкости в НКТ путем реконструкции обратного клапана УЭЦН.

На рис. 37-39 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 <5, которая подпирает подвижную ступенчатую втулку 7, закрытую сверху крышкой 8 и 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 (втулка 7 - полый шток клапана 3) на последнем 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 труб на скребковой проволоке через лубрикатор (на рис. не показаны), а в другом - сбрасываемый в НКТ.

Работа клапана состоит в следующем: после спуска электроцен- тробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рис. 39. 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.

При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5. 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 б, как и в случае, указанном на рис. 37, остается в разжатом состоянии. Таким образом, часть добываемой жидкости из насоса в НКТ будет поступать и через полый шток клапана 3.

Схема обратного клапана

Рис. 37. Схема обратного клапана

Схема обратного клапана (при работе УЭЦН)

Рис. 38. Схема обратного клапана (при работе УЭЦН)

Слив жидкости в насос - промывка

Рис. 39. Слив жидкости в насос - промывка

Для очистки фильтра на приеме насоса от налипших механических примесей производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2. 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.

Далее в НКТ скважины через лубрикатор на скребковой проволоке спускают груз 14, который благодаря весу, превышающему силу упругости пружины б, сожмет ее и переместит втулку 7 вниз до положения, указанного на рис. 39. 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 обратной ее стороны. 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 приемной части насоса выбирается с расчетом предупреждения достижения жидкостью уровня в скважине, при котором уже создается репрессия на пласт.

После операции промывки производят запуск насоса в работу.

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 позволять 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 (СПО) при ремонте скважины.

Данная технология была испытана на скважине № 1297 НГДУ «Туймазанефть». Дебит скважины после 146 сут эксплуатации снизился с 47 м3/сут до 29 м3/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 скважину вновь запустили. Новый дебит составид 42 м3/сут, т. е. восстановился на 89 %.

Одной из наиболее острых проблем, возникающих при эксплуатации УЭЦН для добычи, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц (механических примесей), приводящих к снижению межремонтного периода работы скважины. Фильтрация жидкости в неустойчивых породах, особенно при больших градиентах скорости, приводит к разрушению породы, продвижению частиц к забою скважин и выносу в ствол.

Осложнения в эксплуатации таких скважин связаны с постепенным накоплением песка на забое скважин, а также в рабочих колесах погружных насосов, что приводит к перегреву погружных электродвигателей (ПЭД) и их отказу.

В связи с этим встает проблема защиты дорогостоящего оборудования от абразивного износа и заклинивания рабочих органов твердыми частицами, повышения межремонтного периода работы скважины.

При высоком содержании механических примесей применение стандартных газопесочных якорей становится неэффективным из-за малых значений центробежных сил. Общим недостатком применяемых фильтров, устанавливаемых на забое или приеме насосов, является достаточно быстрое засорение непроточных ячеек и необходимость их частых промывок с подъемом оборудования.

Приведем пример расчета пружины.

Пусть центробежный насос подвешен на НКТ 60 (внутренний диаметр равен 50,3 мм) на глубине 1 800 м. Плотность флюида 826 кг/м3.

Груз, воздействующий на пружину, не должен превышать 20 кг, поскольку дальнейшее увеличение массы груза значительно осложнит СПО. Пружина закреплена на эластичных манжетах диаметром 25-30 мм, длина пружины не превышает 250 мм, а расстояние от нижнего конца отверстия на втулке до нижнего отверстия на тарельчатом клапане равно 50 мм.

Подбирая пружину, учтем многократное воздействие на нее. Из имеющихся классов пружин наибольшую безотказную наработку имеет I класс - количество циклов не менее 1 * 107. Далее, исходя из значений наружного диаметра пружины, предполагаемой силы сжатия и диаметра проволоки, принимаем пружину I класса, 2-го разряда с номером позиции 425 по ГОСТ 13767-86 [2]. Пружина изготовлена из стали марки КТ-2 или ЗК-7. Основные характеристики пружины приведены в табл. 14.

Пусть груз будет имеет форму цельного цилиндра с диаметром 30 мм, а материал, из которого будет изготовлен цилиндр, - сталь плотностью 7 900 кг/м3. Найдем силу, создаваемую грузом на пружину, т. е. силу пружины при рабочей деформации:

где рст - плотность стали, кг/м3; рж - плотность флюида, кг/м3; т - масса груза, кг; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Характеристики пружины

Таблица 14

Сила пружины при максимальной деформации F3,H

Диаметр проволоки d, мм

Наружный диаметр проволоки D, мм

Жесткость одного витка Сь Н/мм

Наибольший прогиб одного витка 53, мм

212

3,5

34

51,830

4,09

С другой стороны, сила пружины при рабочей деформации

где С1 - жесткость одного витка, Н/мм; N — количество витков; AL - расстояние от нижнего конца отверстия на втулке до нижнего отверстия на тарельчатом клапане, мм.

Из выражения (4.18) найдем количество рабочих витков пружины:

Объем цилиндра равен:

Зная массу груза, плотность и диаметр, найдем высоту цилиндра:

Взяв материал с большей плотностью, можно уменьшить размеры груза для упрощения СПО. Результаты расчетов сведены в табл. 15.

Таблица 15

Сравнительная характеристика материалов

Материал

Плотность, кг/м3

Высота цилиндра, м

Стоимость, руб

Сталь

7 900

3,58

1 020

Медь

8 900

3,18

4 200

Бронза

9 100

3,11

2 800

Свинец

11 341,5

2,5

1 100

Итак, для бесперебойной работы обратного клапана наиболее рационально будет использовать пружину I класса, 2-го разряда, которая сможет выдержать наибольшее количество циклов в условиях агрессивной среды. Для полного сжатия данной пружины потребуется груз в форме цилиндра, изготовленный, предпочтительно, из свинца, длиной 2,5 м.

Теперь рассчитаем время, необходимое для промывки скважины с помощью обратного клапана. Возьмем следующие данные: вязкость jLi = 60 Па-с, проницаемость к = 300 мДа, эффективная мощность пласта h = 20 м, перфорация на глубине 2 000 м, радиус скважины rw = 0,041м, радиус контура питания ге = 200 м, безопасный спуск груза осуществляется со скоростью не более 2 м/с, что займет 15 мин, на глубину 1 800 м.

Поскольку Рзаб Ф РПл, то следует ожидать приток из пласта в первую секунду

где //дин - расстояние от динамического уровня до уровня перфорации.

В последующую секунду приток из пласта определяется по формуле

где Гвн.обс - внутренний радиус обсадной колонны; гНкт - внешний радиус НКТ; Qnjl (?i) - приток из пласта в первую секунду.

Изменение уровней жидкости до спуска груза на клапан с момента остановки УЭЦН

Рис. 40. Изменение уровней жидкости до спуска груза на клапан с момента остановки УЭЦН

Изменение уровней жидкости при открытии обратного клапана

Рис. 41. Изменение уровней жидкости при открытии обратного клапана

Изменение уровней жидкости до спуска груза на клапан с момента остановки УЭЦН можно увидеть на рис. 40.

Приток жидкости из НКТ можно определить по закону Паузейля:

где ЯНкт - уровень жидкости в НКТ; Ратм - атмосферное давление; Я дин - расстояние от уровня жидкости в затрубном пространстве до уровня спуска УЭЦН, в момент открытия клапана; L - длина вертикального канала клапана; г' - радиус вертикального канала клапана.

Динамику изменения уровня жидкостей при открытии клапана можно увидеть на рис. 41.

Пуск жидкости в скважину (в насос) должен быть кратковременным, чтобы не вызвать регрессию на пласт.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>