Какое давление разрешается при промывке скважин уэцн ца 320

Обновлено: 07.07.2024

Комбинированная промывка скважины с применением ЦА-320.

Агрегат цементировочный ЦА-320 предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, Урал.

Технические характеристики

Сепарационные установки,назначение,принцип работы.

Назначение сепараторов:

1. Для получения нефтяного газа;

2. Для уменьшения перемешивания газа и снижения гидравлических сопротивлений;

3. Для отделения от нефти образовавшейся пены;

4. Для предварительного отделения воды;

Для снижения пульсаций при транспортировании нефти.

Сепараторы делятся на следующие категории:

1. По назначению:

а) замерно-сепарирующие;

Б) сепарирующие.

2. По геометрической форме и положению в пространстве:

а) цилиндрические;

б) сферические;

в) вертикальные;

г) горизонтальные;

Д) наклонные.

3. По типу обслуживаемых скважин:

а) фонтанные;

б) компрессорные;

В) насосные.

4. По характеру проявления основных сил:

а) гравитационные;

б) инерционные (жалюзийные);

В) центробежные (гидроциклонные).

5. По рабочему давлению:

а) высокого давления (6,4 МПа);

б) среднего давления (2,5 МПа);

в) низкого давления (0,6 МПа);

Г) вакуумные.

6. По числу обслуживаемых скважин:

а) индивидуальные;

Б) групповые.

7. По числу ступеней сепарации:

а) одноступенчатые;

Б) многоступенчатые.

8. По разделению фаз:

а) 2-х фазные;

Б) 3-х фазные.

В сепараторах любого типа различают 4 секции:

Основная сепарационная секция - служит для интенсивного отделения нефти от газа. На работу 1-й секции оказывает степень снижения давления и температуры в сепараторе, физико-химические свойства нефти.

Осадительная секция - здесь происходит дополнительное выделение пузырьков газа.

Способ промывки скважинного погружного электроцентробежного насоса реагентом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений. При осуществлении способа реагент подают в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса. Подачу и сбор реагента организуют в лифтовых трубах через гибкую армированную трубку, спущенную с устья скважины на время обработки или установленную предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины. Накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении. Повышается эффективность и экономичность способа промывки насоса. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к технологиям очистки глубинного скважинного насоса от отложений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности на скважинах с погружным электроцентробежным насосом.

Скважинная добыча нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена выпадением из нефти этих составляющих и образованием из них отложений в полости глубинного насоса и ее рабочих органах. Наиболее опасны такие образования на поверхности фильтра на входе в электроцентробежный насос (ЭЦН). Из-за отложений пропускная способность фильтра и проток жидкости в ЭЦН значительно снижаются. Это ведет к уменьшению теплоотвода с погружного электродвигателя установки и выходу его из строя.

Недостатком способа является то, что для промывки полости ЭЦН и фильтра требуется, как правило, не более 100-300 литров реагента (растворителя), а с устья скважины вынужденно качают несколько кубометров дорогого растворителя. Даже если использовать в качестве буферной жидкости малоценную технологическую жидкость, то всегда останется другой недостаток способа. Это рабочее время персонала, обслуживание насосного агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны для подвода и закачки буферной технологичной жидкости после закачки в лифтовые трубы требуемого - небольшого - объема реагента.

Известна заявка на изобретение №2011103370, по которой реперная жидкость (реагент) подается над обратным клапаном глубинного насоса для последующего определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины. По заявке используется обычный обратный клапан без функции пропуска жидкости в обратном направлении, поэтому по этой технологии невозможно промыть электроцентробежный насос от отложений.

Задачей заявляемого изобретения является обеспечение адресной доставки ограниченного объема реагента без смешения с другой технологической жидкостью в полость погружного электроцентробежного насоса скважины для промывки (удаления) отложений из насоса и его фильтра.

Поставленная задача выполняется тем, что в способе промывки погружного электроцентробежного насоса скважины реагентом путем подачи реагента в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса, предлагается подавать и собирать реагент над КОТ в лифтовых трубах с помощью гибкой армированной трубки, спущенной с устья скважины на время обработки или установленной предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины. Накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении.

С тем чтобы повышенное давление, необходимое для открытия КОТ в обратном направлении, не нарушило целостности трубки по подаче реагента, нижний конец этой трубки снабжают обратным клапаном.

Согласно изобретению реагент собирается над насосом и обратным клапаном КОТ с помощью гибкой армированной трубки, которая может быть проложена в 4 вариантах: внутри НКТ стационарно или временно и аналогично в межтрубном пространстве. Поэтому реализацию способа рассмотрим только для одного из этих 4 вариантов - когда гибкая армированная трубка спущена в скважину стационарно вместе с насосом и КОТ.

Реализация способа схематично дана на фиг.1, где 1 - колонна лифтовых труб (НКТ), 2 - погружной электроцентробежный насос, 3 - клапан обратный трехпозиционный, 4 - трубка гибкая армированная для подачи реагента, 5 - обратный клапан обычный, 6 - устьевой насос по подаче реагента, 7 - передвижной насос повышенной производительности типа ЦА-320, 8 - накопленный объем чистого реагента над насосом.

Способ реализуется следующими процедурами.

1. Погружной насос 2 останавливают и через трубку 4 и его обратный клапан 5 закачивают насосом 6 необходимый (ограниченный) объем реагента 8. Этот реагент собирается в лифтовых трубах 1 над насосом 2 и клапаном 3 (КОТ). Отметим то, что клапан 3 удерживает реагент 8 от проникновения в насос 2 благодаря тому, что колонна лифтовых труб на устье скважины открыта, а закачка реагента по трубке 4 не приводит к повышению давления над обратным клапаном трехпозиционным 3.

2. На устье скважины к выходу колонны лифтовых труб соединяют передвижной насос 7.

3. Насосом 7 давление в лифтовых трубах медленно поднимают на величину, необходимую для открытия клапана 3.

4. После открытия клапана 3 давление в колонне лифтовых труб 1 незначительно понизится, и при этом давлении насосом 7 закачивают такой объем технологической жидкости, равный объему реагента 8 над КОТ.

5. Заполненный реагентом электроцентробежный насос оставляется в покое на время, необходимое для растворения реагентом отложений в полости насоса и на его фильтре.

6. Погружной электроцентробежный насос 2 пускают в эксплуатацию в обычном режиме.

Использование по предложенному способу двух известных в практике нефтедобычи устройств: клапана КОТ и гибкой армированной трубки - положительно решает поставленную задачу. Эта задача решается в две стадии. На первом этапе над КОТ собирают ограниченный объем дорогостоящего реагента в чистом виде, а на втором этапе этот объем продавливают в полость насоса и его фильтра.

На наш взгляд предложенный способ промывки ЭЦН от отложений обладает новизной и соответствует критерию "существенное отличие".

Данная технология будет востребована из-за того, что отложения в скважине в первую очередь появляются, как правило, на фильтре и рабочих органах насоса и только потом в лифтовых трубах. Поэтому будет всегда рентабельным восстанавливать работоспособность глубинного насоса ограниченным объемом реагента - в пределах 100-300 литров. При доставке реагента с устья скважины необходимо использовать не менее 500 литров реагента и несколько кубометров технологической жидкости в расчете на стандартную глубину насоса в 1000-1500 метров для условий Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции.

Дополнительный положительный эффект от применения способа будет получен и от сокращения времени работы передвижного насосного агрегата типа ЦА-320, автоцистерны и персонала.

1. Способ промывки скважинного погружного электроцентробежного насоса реагентом, заключающийся в том, что реагент подают в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса, отличающийся тем, что организуют подачу и сбор реагента над КОТ в лифтовых трубах через гибкую армированную трубку, спущенную с устья скважины на время обработки или установленную предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины, а накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нижний конец гибкой армированной трубки снабжают обратным клапаном.

Способ промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса. В качестве растворяющего отложения реагента предложено использовать горячую нефть по технологии динамического воздействия. С этой целью выше и ниже глубинного насоса предварительно устанавливают камеры одинакового объема с электронагревательным элементом и датчиками температуры. Скважинную нефть после остановки ЭЦН нагревают до необходимой температуры в нижней камере и перемещают через полость насоса самим же насосом в верхнюю камеру нагрева. Для снижения скорости движения горячей нефти через полость насоса производительность последнего снижают с помощью частотного регулятора тока. При наличии клапана обратного трехпозиционного (КОТ) над верхней камерой нагрева горячую нефть возвращают обратно в нижнюю камеру с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. При отсутствии выше насоса и верхней камеры нагрева обратного клапана типа КОТ горячая нефть самотеком под действием сил гравитации спускается в нижнюю камеру. Общее время циклического воздействия горячей нефти на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса должно быть равным времени, необходимому для полного растворения АСПО. Это время предварительно определяется в лабораторных условиях с моделированием скважинных условий. Периодическое применение способа на осложненных скважинах позволит повысить сроки их безаварийной эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемое изобретение относится к технологиям очистки глубинного скважинного насоса от отложений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности на скважинах с глубинным электроцентробежным насосом.

Скважинная добыча нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена выпадением из нефти этих составляющих и образованием из них отложений в полости глубинного насоса и его рабочих органах. Из-за отложений пропускная способность глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) значительно снижается.

Общеизвестен способ очистки скважинного ЭЦН путем закачки с устья скважины в лифтовые трубы расчетного объема реагента. Предварительно над насосом во время его спуска устанавливается специальный обратный трехпозиционный клапан, например КОТ-93 производства НП «Пакер» (каталог продукции №10 за 2011 год, стр.106-107; ). Для открытия такого обратного клапана в обратном направлении необходимо над ним создать определенный перепад давления, что и делается нефтяниками во время промывки насоса.

Известно устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений (патент РФ на изобретение №2452850, опубл. 10.06.2012), с помощью которого растворитель нагревается перед его поступлением в глубинный насос. При отсутствии растворителя с помощью этого устройства можно проводить нагрев скважинной нефти для последующего смыва отложений с полости глубинного насоса. Асфальтосмолопарафиновыми и солевыми отложениями заполняются и рабочие турбинки с направляющими электроцентробежных насосов (ЭЦН). Как правило, на нефтяных месторождениях широко применяют высокопроизводительные ЭЦН с подачей 30 и более м 3 /час. Нагретый в контейнере растворитель или нефть по изобретению №2452850 в течение нескольких минут будет прокачан через полость электроцентробежного насоса после его пуска в работу. Между тем для эффективного растворения многих видов отложений требуется от 60 минут и более. Возникает необходимость увеличения времени взаимодействия реагента с отложениями внутри ЭЦН.

Известен также способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода (патент РФ на изобретение №2460594, опубл. 10.09.2012), по которому на отложения оказывается динамическое воздействие растворителем. По способу отложения удаляются меньшим количеством реагента. Технология не предусматривает непрерывного подвода тепла к растворяющему агенту, поэтому при использовании в качестве растворителя АСПО скважинной и неподогретой нефти данная технология не принесет положительного эффекта.

Технической задачей по заявленному изобретению является создание динамического режима воздействия на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса скважины реагентом или скважинной нефтью повышенной температуры.

Поставленная задача решается тем, что в способе промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса, включающем подачу реагента в полость насоса, а также содержащем процедуру нагрева реагента перед подачей в насос, организуют дополнительное нагревание скважинной нефти в камере между ЭЦН и клапаном обратным трехпозиционным аналогично процедуре нагрева в камере ниже ЭЦН, а промывку насоса горячей нефтью производят несколькими циклическими движениями "вверх-вниз", причем вверх с помощью глубинного насоса, а вниз - через КОТ с помощью насосной установки с устья скважины и колонну лифтовых труб, для увеличения времени взаимодействия горячей нефти с отложениями производительность насоса снижают со станции управления с помощью частотного регулятора силы тока. При отсутствии над ЭЦН обратного клапана динамическое воздействие нагретым реагентом организуют самотеком благодаря силе гравитации в вертикальной скважине. Такая технология требует предварительной разрядки давления и выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве скважины и колонне лифтовых труб, а также учета перемещения известного объема нагретого реагента из нижней камеры в верхнюю и обратно по времени работы глубинного насоса и прослеживанию уровня жидкости в колонне лифтовых труб. Внутренние объемы обеих камер равны между собой с тем, чтобы нагревать один и тот же объем нефти.

Рассмотрим по чертежу обустройство скважины для проведения очистки глубинного ЭЦН от отложений по предлагаемому способу, где:

1 - колонна лифтовых труб;

2 - клапан обратный трехпозиционный - КОТ;

3 - верхняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;

4 - электроцентробежный насос;

5 - нижняя камера нагрева теплоносителя с датчиками температуры;

6 - насосная установка на устье скважины для перемещения теплоносителя вниз;

7 - устьевой вентиль межтрубного пространства;

8 - станция управления УЭЦН и камерами нагрева реагента;

9 - задвижка колонны лифтовых труб (КЛТ);

10 - разрядный вентиль КЛТ.

Станция управления работой УЭЦН содержит в себе контроллер по приему и обработке информации от датчиков температуры камер 3 и 5, а также частотный регулятор силы тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки. С помощью частотного регулятора производительность ЭЦН на время обработки понижают до необходимого уровня с тем, чтобы общее время обработки соответствовало оптимальной величине.

Реализацию способа рассмотрим на примере нефтедобывающей скважины, оборудованной ЭЦН, внутри которого постоянно с определенным интервалом времени образуются интенсивные отложения из асфальтенов, смол и парафинов. Выполняются следующие процедуры:

Первый вариант - выше верхней камеры 3 имеется КОТ.

1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.

2. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.

3. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - Т_П. Отметим, что Т не может превышать критической температуры Т_кр для безопасной работы УЭЦН, в частности погружного электродвигателя, то есть выполняется условие: Т_П<Т<Т_кр.

4. Глубинным насосом 4 горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. При этом учитывается фактическая, то есть пониженная производительность ЭЦН за счет снижения со станции управления 8 частоты питающего ПЭД тока.

5. Перемещенную в верхнюю камеру нефть нагревают до температуры Т и перемещают ее устьевым насосом 6 через насос 4 в нижнюю камеру 5. Для этого насос 6 поднимает давление в колонне лифтовых труб 1, клапан 2 (КОТ) открывается, после чего нефть из колонны лифтовых труб вытесняет горячую нефть вниз.

В зависимости от фактической производительности электроцентробежного насоса 4 и насосной установки на устье 6 производят несколько вертикальных перемещений горячей нефти объема V через глубинный ЭЦН с тем, чтобы общее время динамического воздействия горячей нефтью на отложения было не менее необходимого времени, предварительно определенного по результатам лабораторного моделированию процесса растворения АСПО.

Второй вариант - выше верхней камеры 3 отсутствует КОТ.

1. Электроцентробежный насос 4 со станции управления 8 останавливают.

2. Задвижку 9 закрывают, вентиль 7 и разрядный вентиль 10 открывают с тем, чтобы уровни жидкости в лифтовых трубах и в межтрубном пространстве стабилизировались и выровнялись.

3. Одновременно включают в работу обе камеры нагрева скважинной нефти.

4. Скважинную нефть известного объема V в нижней камере 5 нагревают до необходимой температуры - Т, например на 10-20°С выше, чем температура выпадения из нефти парафина - Т_П. Также выполняется условие Т_П<Т<Т_кр.

5. Глубинным насосом 4, учитывая его фактическую производительность, горячую нефть перемещают из нижней камеры 5 в верхнюю камеру нагрева 3. Благодаря этому уровень нефти в колонне лифтовых труб поднимется на высоту, соответствующую объему поднятой горячей нефти - V. Следует отметить, что во время вертикального движения горячей нефти в нижней и верхних камерах происходит постоянный разогрев нефти до необходимой температуры Т.

6. После остановки ЭЦН 4 благодаря более высокому уровню жидкости в колонне лифтовых труб, чем в межтрубном пространстве, горячая нефть из верхней камеры 3 начнет самотеком перетекать через полость ЭЦН 4 в нижнюю камеру 5.

7. Положение уровня жидкости в КЛТ во время промывки ЭЦН контролируют постоянно или периодически акустическим уровнемером через вентиль 7 или 10, тем самым принимается своевременное решение о начале второго цикла обработки.

Существенное отличие предложенного способа от ранее известных изобретений и технологий, на наш взгляд, заключается в следующих позициях:

1. По изобретению №2460594 использование нефти в нефтепроводе в качестве растворителя даже в динамическом режиме не приведет к положительному результату, ведь обычная нефть не является растворителем АСПО, а по этой технологии не предусмотрен подогрев нефти. Нами же предложено в динамическом воздействии реагентом использовать нефть, которая уже обладает свойством растворителя за счет своей высокой температуры.

2. По изобретению №2452850 в качестве теплоносителя применяют растворитель, доставляемый в контейнер с устья скважины. А использование скважинной нефти для нагрева под УЭЦН не приведет к необходимому эффекту из-за быстрого охлаждения нефти после прохождения полости электроцентробежного насоса. Только в управляемом перемещении туда и обратно порции горячей нефти практически одной и высокой температуры через отложения в глубинном насосе можно ожидать появление нового и положительного технического результата - эффективное растворение АСПО в полости электроцентробежного насоса без применения специального реагента, а именно - органического растворителя АСПО.

Благодаря предложенной технологии отложения с внутренних органов УЭЦН будут своевременно и эффективно удаляться без применения растворителя.

1. Способ промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН), включающий подачу реагента в полость насоса, а также содержащий процедуру нагрева реагента перед подачей в насос, отличающийся тем, что организуют дополнительное нагревание скважинной нефти в камере между ЭЦН и КОТ аналогично прогреву в камере ниже ЭЦН, а промывку насоса горячей нефтью производят несколькими циклическими движениями "вверх-вниз", а именно: вверх с помощью глубинного насоса, а вниз - через КОТ с помощью насосной установки с устья скважины и колонну лифтовых труб, причем для увеличения времени взаимодействия горячей нефти с отложениями производительность ЭЦН снижают со станции управления установки с помощью частотного регулятора силы тока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии над ЭЦН обратного клапана обратное движение горячей нефти из верхней камеры в нижнюю организуют самотеком благодаря силе гравитации в вертикальной скважине путем предварительной разрядки давления и выравнивания уровней жидкости в межтрубном пространстве скважины и колонне лифтовых труб, причем перемещение известного объема нагретого реагента из нижней камеры в верхнюю и наоборот производят по времени работы глубинного насоса и прослеживанию уровня жидкости в колонне лифтовых труб или в межтрубном пространстве.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что камеры нагрева скважинной нефти, расположенные ниже и выше электроцентробежного насоса, имеют равные внутренние объемы.

Способ расклинивания установок электроцентробежных насосов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа. По способу через насосно-компрессорные трубы - НКТ на гибкой трубе или на НКТ меньшего диаметра до уровня насоса спускают гидродинамический генератор для создания до, во время и после запуска погружного электродвигателя колебаний давления рабочей жидкости. Частоту колебаний давления рабочей жидкости обеспечивают такой, что она совпадает с частотой толчковых или колебательных движений ротора погружного электродвигателя и возникновения эффекта резонанса. Частоты и амплитуды резонансного воздействия подбирают из условия предотвращения повреждений рабочих органов электроцентробежного насоса, но обеспечения интенсивного механического разрушения твердой фазы отложений упомянутого заклиненного насоса с увеличением дисперсности этой фазы. При воздействии на заклиненный насос пульсациями давления, создаваемыми гидродинамическим генератором, осуществляют интенсивную промывку электроцентробежного насоса рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) за счет увеличения межремонтного периода.

Одним из важных факторов, осложняющих работу ЭЦН, является отложение механических примесей и неорганических соединений, солей, содержащихся в пластовом флюиде, на поверхностях рабочих органов. В результате отложения солей происходит ухудшение гидродинамических характеристик рабочих органов насоса, увеличение их вибрации, что приводит к уменьшению эффективности работы УЭЦН и снижению наработки на отказ, кроме того, при значительных отложениях происходит заклинивание рабочих органов насоса.

Известен способ расклинивания скважинных УЭЦН при засорении их рабочих органов механическими примесями и солевыми отложениями, основанный на применении оппозитно-планетарного редуктора, устанавливаемого между валом электроцентробежного насоса (ЭЦН) и погружным электродвигателем (ПЭД) [1]. Такой способ приводит к существенному удорожанию УЭЦН, применим только при незначительном подклинивании ЭЦН и не устраняет причины заклинивания.

Известен способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом [2], позволяющий проводить расклинивание ЭЦН путем запуска ПЭД в колебательном режиме. Однако этот способ также не устраняет причины заклинивания.

Наиболее близким по технической сущности заявляемому способу является способ расклинивания скважинных УЭЦН путем запуска ПЭД с помощью частотно-регулируемого привода в толчковом или колебательном режиме [3]. Однако этот способ эффективен при незначительном подклинивании ЭЦН и не устраняет основной причины заклинивания - засорение рабочих органов отложениями механических примесей и солей, кроме того, данный способ не обеспечивает возможность осуществления профилактики преждевременных отказов путем своевременной очистки рабочих органов насоса от отложений механических примесей и солей.

Техническим результатом, на решение которого направлено изобретение, является обеспечение возможности расклинивания и очистки УЭЦН от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

На фигуре представлены: 1 - частотно-регулируемый привод; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - гибкая труба или насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра; 4 - гидродинамический генератор; 5 - центробежный насос; 6 - погружной электродвигатель.

Изобретение представляет собой измененный относительно прототипа [3] способ расклинивания установок электроцентробежных насосов, включающий запуск погружного электродвигателя (6) в толчковом или колебательном режиме с помощью частотно-регулируемого привода (1), отличающийся тем, что через насосно-компрессорные трубы (2) на гибкой трубе, или на НКТ меньшего диаметра (3), до уровня центробежного насоса (5) спущен гидродинамический генератор (4), создающий до, во время и после запуска погружного электродвигателя (6) колебания давления рабочей жидкости, причем частота колебаний давления совпадает с частотой толчковых или колебательных движений ротора погружного электродвигателя, что обеспечивает возникновение эффекта резонанса, причем частоты и амплитуды резонансного воздействия подбирают из условия предотвращения повреждений рабочих органов электроцентробежного насоса, но обеспечивающих интенсивное механическое разрушение твердой фазы отложений упомянутого заклиненного насоса с увеличением дисперсности этой фазы, причем при воздействии на заклиненный насос пульсациями давления, создаваемыми гидродинамическим генератором, осуществляют интенсивную промывку электроцентробежного насоса рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом.

При этом происходит резкое возрастание амплитуды вынужденных колебаний рабочих органов заклиненного насоса, вызванных работой электродвигателя в заданном толчковом или импульсном режиме, за счет совпадения этих колебаний с частотой внешнего воздействия пульсаций давления рабочей жидкости, создаваемых работой спущенного гидродинамического генератора (эффект резонанса). Полученные высокоамплитудные колебания рабочих органов заклиненного насоса способствуют интенсивному механическому разрушению целостности твердой фазы отложений с последующим увеличением дисперсности полученных частиц. Кроме того, при воздействии на заклиненный насос гидродинамическим генератором осуществляется интенсивная промывка ЭЦН рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом, что способствует эффективному выносу за пределы насоса образовавшихся частиц твердой фазы.

Следует отметить, что гидродинамический генератор во время работы находится на постоянном заданном расстоянии от насоса, позволяющем создавать колебания давления рабочей жидкости, необходимой для эффективного воздействия амплитуды, внутри насоса. В качестве рабочей жидкости, с целью повышения эффективности расклинивания и очистки насоса, помимо воды и нефти может применяться широкий спектр химических реагентов: растворителей, ПАВ и т.д. и их растворов.

В случае совпадения частот расклинивающего воздействия избыточной амплитуды с собственными резонансными частотами УЭЦН возможно механическое повреждение или даже разрушение рабочих органов насоса. Для предотвращения повреждения рабочих органов УЭЦН частоты и амплитуды воздействия необходимо подбирать с учетом механических свойств конкретного насоса.

Предложенный способ не только позволяет расклинить скважинные УЭЦН, он эффективно борется с основной причиной заклинивания - засорением рабочих органов механическими примесями и солевыми отложениями. Кроме того, предложенный способ позволяет производить профилактику преждевременных отказов УЭЦН путем своевременной очистки рабочих органов насоса от отложений механических примесей и солей.

1. Динуров О.Ф., Топал А.Ю. Применение оппозитно-планетарного редуктора для плавного пуска и расклинивания установок электроцентробежных насосов // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». - 2012. - №2. - С. 35-37.

2. Пат. 2426867 РФ. Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом / В.Г. Ханжин. Заявл. 23.08.2010; Опубл. 20.08.2011, Бюл. №23.

Способ расклинивания установок электроцентробежных насосов, включающий запуск погружного электродвигателя в толчковом или колебательном режиме с помощью частотно-регулируемого привода, отличающийся тем, что через насосно-компрессорные трубы - НКТ на гибкой трубе или на НКТ меньшего диаметра до уровня насоса спускают гидродинамический генератор для создания до, во время и после запуска погружного электродвигателя колебаний давления рабочей жидкости, частота колебаний давления которой совпадает с частотой толчковых или колебательных движений ротора погружного электродвигателя, и возникновения эффекта резонанса, причем частоты и амплитуды резонансного воздействия подбирают из условия предотвращения повреждений рабочих органов электроцентробежного насоса, но обеспечения интенсивного механического разрушения твердой фазы отложений упомянутого заклиненного насоса с увеличением дисперсности этой фазы, причем при воздействии на заклиненный насос пульсациями давления, создаваемыми гидродинамическим генератором, осуществляют интенсивную промывку электроцентробежного насоса рабочей жидкостью в пульсационном режиме с заданным расходом.

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ с ЦА-320

3.1. Во время работы работник, допущенный к выполнению технологических операций с привлечением цементировочного агрегата должен выполнять весь круг порученных ему обязанностей.

3.2. Перед началом работ работник, допущенный к выполнению технологических операций с привлечением цементировочного агрегата должен пройти инструктаж по безопасному их проведению.

Установка агрегата на месте работ

3.3. По прибытии на объект работник должен ознакомиться:

со схемой размещения агрегата, оборудования, коммуникаций и емкостей для раствора и воды;

с возможными давлениями;

с опасностями и мерами по их предупреждению;

с расположением средств пожаротушения;

с состоянием рабочей площадки. Убедиться, что подъездные пути к площадке не загромождены посторонним оборудованием, материалами.

3.4. Цементировочный агрегат необходимо устанавливать на спланированной и очищенной (от посторонних предметов, снега, льда) площадке на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 10 м от другого оборудования. Кабина должна быть обращена в противоположную от устья сторону.

3.5. Не допускается установка агрегата под линиями электропередачи, над нефте и газопроводами, а также на площадке, загрязненной горюче-смазочными материалами.

3.6. После установки агрегата на рабочей площадке работник должен :

вновь осмотреть и проверить исправность оборудования, приспособлений, приборов;

установить все ограждения и закрепить их;

убедиться, что на платформе нет посторонних предметов, деталей, материала;

проверить состояние выкидной линии от предохранительного устройства насоса (она должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса)

3.7. Цементировочный агрегат (ЦА-320), автоцистерны с нефтью допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.

Промывка и опрессовка скважин и оборудования

3.8. Нагнетательная система после сборки и до начала промывки (закачки) скважины должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Перед опрессовкой работник обязан проверить исправность предохранительного устройства насоса и манометра.

3.9. В зимнее время включать насос промывочного агрегата следует только после прогревания выкида и предохранительного устройства паром или горячей водой и пробной прокачки, чтобы убедиться в отсутствии ледяных пробок в нагнетательной линии.

3.10. Перед запуском агрегата работник должен убедиться, что обслуживающий персонал удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ.

3.11. При обнаружении пропусков в нагнетательном трубопроводе работник должен уведомить руководителя работ, затем, плавно снизив давление в системе до атмосферного, устранить пропуски и произвести повторную опрессовку.

3.12. В процессе работы насоса работник должен следить за:

работой предохранительного устройства;

состоянием сальников и штоков;

фланцевыми соединениями гидравлической части насоса и манифольда;

температурой нагрева подшипников.

3.13. Во время работы агрегата необходимо следить за температурой жидкости в системе охлаждения двигателя.

Закачка химреагентов

3.14. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению закачиваемого реагента.

3.15. При закачке химреагентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан, в чем работнику следует убедиться перед пуском агрегата.

3.16. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты) должен быть:

аварийный запас спецодежды, спецобуви и других СИЗ ( работник перед началом работ обязан ознакомиться с его местонахождением);

запас чистой пресной воды;

нейтрализующие материалы для применяемого химреагента (мел, известь, хлорамин).

3.17. Оставшиеся после работы химреагенты следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

3.18. По окончании закачки химреагентов или других вредных веществ нагнетательная система агрегата до ее разборки должна быть промыта (прокачана) инертной жидкостью в объеме, для полного удаления химреагента. Сброс жидкости после промывки производится в сборную емкость.

3.19. В процессе работы запрещается:

работать на неисправном оборудовании, на механизмах при снятых или неисправных ограждениях, а также пользоваться неисправными приспособлениями, инструментами, приборами;

снимать ограждения трансмиссии при работающем двигателе;

производить чистку, смазку и ремонт работающих механизмов;

производить какой-либо ремонт оборудования и трубопроводов, находящихся под давлением;

оставлять работающий агрегат без присмотра (во время закачки машинист должен находиться на платформе агрегата у пульта управления).

3.20. Работник обязан помнить, что:

пуск агрегата в работу и его остановка производится только по сигналу (разрешению) руководителя работ на объекте;

при плохой видимости (недостаточное освещение, сильный снегопад, туман) следует поставить в известность руководителя работ и действовать по его указаниям.

Регулирование работы скважин с УЭЦН.

Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных характеристик насоса. Наиболее широкое распространение получили штуцера ШДР-9М (штуцер дискретный регулируемый), который допускает смену штуцера без остановки УЭЦН. Изготавливается из высокопрочных износостойких металлов. Используемые штуцера диаметром от 2мм до 18мм. Для контроля устьевого давления устанавливаются манометры перед штуцером и за ним. Но такой метод энергетически неэффективен и создает дополнительные нагрузки на глубинную установку, поэтому его применение нежелательно.

При помощи преобразователя частоты :

- позволяет в широком диапазоне регулировать производительность и напор УЭЦН за счет изменения частоты вращения ПЭД,

- осуществлять плавный контролируемый пуск ПЭД ,что позволит продлить срок службы УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотки двигателя,

- при выводе УЭЦН на режим на частотах менее 50 Гц значительно уменьшить потребляемую мощность двигателя, что снижает вероятность его перегрева при отсутствии или недостаточном притоке из пласта.

Производительность (Q) УЭЦН находится в прямой зависимости от частоты переменного тока, подаваемого на обмотки двигателя

Q2 = Q1 (f2/f1), где f1-стандартная частота 50Гц, f2 – изменяемая частота,

Q1- производительность при стандартной частоте.

Напор (Н) УЭЦН находится в квадратичной зависимости от частоты переменного тока Н2 = Н1 (f2/f1) 2 , где Н1 – напор при стандартной частоте.

При помощи изменения глубины подвески ЭЦН

Уменьшение глубины подвески ЭЦН приводит к уменьшению газосодержания на приеме насоса и улучшению его рабочих характеристик.

Замена насосной установкиВ случае если характеристики используемой насосной установки не позволяют реализовать желаемый режим работы скважины (например потенциальный достижимый приток из пласта существенно выше подачи насоса), наиболее целесообразно заменить насосную установку на установку с необходимыми характеристиками.

Электродегидраторы , конструкция, область применения.

Электродегидраторы бывают 3-х типов: вертикальные, шаровые и горизонтальные. В нефтеподготовке используются горизонтальные.

ЭД снабжены электродами, на которых подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты, под действием электрического поля глобулы воды растягиваются и на концах появляются разноименные заряды. При сталкивании капли сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Электродегидраторы предназначены в основном для глубокого обезвоживания и обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей.

1-электроды; 2-коллекторы для подачи нефтяной эмульсии; 1-нефтяная эмульсия; 11-нефть; 111-вода

Стадии разработки нефтяных месторождений при заводнении и их характеристика.

по стадиям (этапам), выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии

1 стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от макс;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс ГТМ по регулированию процесса разработки;

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки; (темп падения годовых отборов 10-12% в год). Заканчивается отбором 90% запасов от НИЗ.

IV стадия — завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки. Активно используются различные технологии МУН. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более.

Билет 50

Нефть, Газ и Энергетика

Установка насосная передвижная ЦА-320A предназначена для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а такие при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах.

ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ

Автомобиль КрАЗ-257Б1А
Грузоподъемность, т 10-12
Мощность двигателя, кВт 153,5
Частота вращения вала двигателя, мин-1, не более 2100

Насос высокого давления 9Т
Полезная мощность, кВт 105
Ход поршня, мм. 250
Передаточное число глобоидной передачи 20,5

Читайте также: