По 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 его очистки требуется 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, связанный 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].
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 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 на скребковой проволоке через лубрикатор, а в другом — сбрасываемый в НКТ.
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).
Работа клапана состоит в следующем.
После спуска электроцентробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рисунке 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.
При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5 (рисунок 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 также, 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 налипшихмехпримесей (АСПО) производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2 (см. рисунок 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.
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 рисунке 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 обратной ее 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.
Для правильного подбора растворителя необходимо определить состав накоплений, образовавшихся в полости насоса, а также физико-химические характеристики пробнефтей, взятых из разных кустов. В таблице 1. показаны причины отказов насосного оборудования в трех скважинах А, Б, В Ванкорского месторождения.
Таблица1.
Общая характеристика скважинного оборудования
| Условное обозначение пробы | А | Б | В |
| скважина | 230 | 935 | 703 |
| куст | 100 | 2 бис | 102 |
| дата отказа | 08.11.14 | 29.11.14 | 08.12.14 |
| наработка | 196 | 363 | 615 |
| тип насоса | 538 P31 123 ст | 538 P23 9SD 115ст | 538 P17 SSD125 ст |
| причина отказа | нет подачи | нет подачи | клин |
| место отбора проб | насос | насос | насос |
Очевидно, что отсутствие подачи в скважинах 320, 935 и заклинивание насоса в скважине 703 произошли по причине засорения полости или приемной сетки насоса (или и то, и другое — вместе).
Анализ накоплений, отобранных из полостей насосов, показал содержание значительного количества механических примесей и пластовой воды. Консистенция проб этих накоплений – полужидкая масса из-за присутствующей в образцах нефти. В целях подбора оптимального растворителя были проведены лабораторные исследования, показанные в таблице 2.
Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии [2].
Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ.
Из набора растворителей (таблица 2.) для предварительных испытаний мы выбрали менее экологически опасные, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).
Были проведены предварительные испытания растворимости осадковОбработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду.
Таблица2.
Группы растворителей и их физико-химические характеристики
| Растворитель | Диэлектрическая
проницаемость |
Температура
кипения, ºС |
Температура
плавления, ºС |
Растворимость
в воде, г/100г |
Молекулярная масса | |||||
| Углеводороды | ||||||||||
| Гексан | 2 | 68,7 | -95,3 | 0,014 | 86 | |||||
| Дизельная фракция | 2,1 | 180-350 | -35 | — | — | |||||
| Толуол | 2-2,4 | 110,6 | -95 | 0,05 | 92 | |||||
| Галогенпроизводные углеводородов | ||||||||||
| Хлороформ | 4,8 | 60,2 | -63,5 | 1 | 119 | |||||
| Четырех-хлористый углерод | 2,2 | 76,7 | -22,9 | 0,08 | 154 | |||||
| 1,2-Дихлорэтан | 10,4 | 83,5 | -35,9 | 0,81 | 99 | |||||
| Спирты | ||||||||||
| Этанол | 24,3 | 78,4 | -114,2 | Смешивается | 46 | |||||
| Изопропанол | 18,7 | 82,4 | -89,5 | Смешивается | 60 | |||||
| Октанол | 10,3 | 195 | -16,3 | Растворим | 130 | |||||
| Кетоны | ||||||||||
| Ацетон | 20,9 | 56,2 | -9,4 | Смешивается | 60 | |||||
| Циклогексанон | 18,3 | 155,6 | -40,2 | 7 (20 ºС) | 98 | |||||
Были проведены предварительные испытания растворимости осадков
Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. Все пробысодержали механические примеси. В пробе (В) после обработки ацетоном присутствовали парафинистые отложения. К отфильтрованному от ацетона осадку был добавлен толуол (1 мл). После удаления растворителей было проведено взвешивание осадков. Получены следующие результаты:
где -масса остатка, не содержащего следов растворителей,
-масса навесок до добавления растворителей.
Проба (А) в ацетоне
Проба (Б) в ацетоне
Проба (В) в ацетоне
Проба (В) (ацетон+толуол)
Сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.
Позже были проведены количественные опыты с большей навеской испытуемых АСПО (0,5 г) и уменьшенным (0,5 мл) объемом растворителя.
Опыт № 1
Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;
Растворитель: ацетон, 0,5 мл.
Время опыта 24 час.
Результаты определения (% мас.) мехпримесей:
Проба (А): (0,43*100/0,5) = 86%
(0,43*100/0,5) = 86%
Проба (Б): (0,33*100/0,5) = 66%
(0,40*100/0,5) = 80%
Проба (В): (0,42*100/0,5) = 82%
(0,42*100/0,5) = 82%
Опыт № 2
Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;
Растворители: (ацетон, 0,5 мл + толуол, 0,5 мл).
Время опыта 24 час.
Результаты определения (% мас.) мехпримесей:
Проба (А): (0,36*100/0,5) = 72%
(0,37*100/0,5) = 74%
Проба (Б): (0,39*100/0,5) = 78%
(0,43*100/0,5) = 86%
Проба (В): (0,36*100/0,5) = 72%
(0,43*100/0,5) = 86%
Разброс между параллельными определениями связан с уменьшением объема растворителя (использовалось минимально возможное для достижения эффекта количество).
Проверялась также гомогенность смесей нефть-растворитель (1:1).
| Нефть | Растворитель | Отсутствие второй фазы (водной) |
| Нефть (А) | Ацетон | + + + + |
| Нефть (А) | Ацетон | + + + + |
| Нефть (Б) | Ацетон | + + + — |
| Нефть (Б) | Ацетон | + + — — |
| Нефть (В) | Ацетон | — — — — |
| Нефть (В) | Ацетон | — — — — |
Для смесей нефть-ацетон-толуол в соотношении 2:1:1 результаты следующие.
| Нефть | Растворитель | Отсутствие второй фазы (водной) |
| Нефть (А) | Ацетон+толуол | + + + + |
| Нефть (А) | Ацетон+толуол | + + + + |
| Нефть (Б) | Ацетон+толуол | + + — — |
| Нефть (Б) | Ацетон+толуол | + — — — |
| Нефть (В) | Ацетон+толуол | — — — — |
| Нефть (В) | Ацетон+толуол | — — — — |
Во всех случаях после отделения смолисто-нефтяной и водной компонент получали остаток в виде крупного песка (пробы А, В) или глины (проба Б),
ПробыА,В также содержали окалину.
Наличие смолистых оболочек у мельчайших капель воды и частиц породы (механических примесей) позволило надеяться на разрушение эмульсий и суспензий при введении поверхностно-активных веществ.
И действительно, введение нескольких капель октанола-1 привело к разделению водонефтяной эмульсии. Особенно наглядно это видно на примере пробыВ (рисунок 6.). В случае применения ПАВ поверхность раздела фаз после центрифугирования более четкая. Добавление ПАВ в смеси (нефть + соответствующая проба АСПО) привело к разделению органической и водной фаз. Частицы породы, составляющие механические примеси, полностью перешли в водную фазу и сохранили в ней подвижность, «сыпучесть».
Рекомендации:
Ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. После обработки ацетоном механические примеси проб (А, Б, В) переходили в водную фазу и становились подвижными, «сыпучими». Легко перемещались.
Применение ПАВ может при существенно меньших затратах перевести механические примеси проб (А, Б, В) в сыпучее состояние. Однако, окончательное решение можно будет принять по результатам испытаний действия обратного клапана УЭЦН по промывке насоса от накопленных ТВЧ.
Библиографический список:
1.Патент RU 2544930 C1. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. Заявлено17.09.2013.Опубликовано 20.03.2015.
2.Рахманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтямиВанкорского месторождения // Технология нефти и газа. № 1. 2011. С. 14-20.[schema type=»book» name=»подбор растворителя для промывки скважинного оборудования» author=»БулчаевНурдиДжамалайлович, Безбородов Юрий Николаевич, Орловская Нина Федоровна» publisher=»БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА» pubdate=»2017-03-15″ edition=»ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.05.2015_05(14)» ebook=»yes» ]