Воздействие механических примесей на работу нефтяных насосов ЭЦН
При эксплуатации нефтяных скважин с огромным дебитом более целенаправлено применение центробежных насосов. Центробежный насос спускается в скважину под уровень воды на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие размещенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Размещение приводящего мотора конкретно у насоса позволяет передавать ему огромные мощности. При средних и огромных отборах воды (100-500 м3/сут. и поболее) центробежные насосы — более экономный и менее трудозатратный в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой воды.
Скважинные центробежные насосы созданы для подъема воды с содержанием в ней воды менее 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой менее 90 °С. Насосы завышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05 %. Для подъема из нефтяной скважины воды с завышенной коррозионной активностью используются скважинные центробежные насосы, главные детали которых сделаны из коррозионостойких материалов.
Проблемы при работе скважин, оборудованных насосами УЭЦН, отягощения в добыче нефти, в главном связаны с отложениями солей, АСПО (асфальто-смоло-парафинистые отложения), выпадением песка и т. д., в итоге которых происходит поломка оборудования. Отложение парафина либо солей в НКТ происходит при уменьшении устьевого давления с увеличением затрубного давления; образование песочной пробки — при уменьшении давления на устье и затрубного давления при огромных перепадах давления.
Находящиеся в пластовой воды смолы, асфальтены и парафин откладываются на поверхностях, соприкасающихся с ней. К этим поверхностям относятся капилляры пласта и поверхность труб. Самую большую опасность исходя из убеждений уменьшения дебита скважины представляют отложения на стенах капилляров пласта, что может привести к необратимому понижению дебита скважины. Схожее явление может наблюдаться, сначала, в итоге закачки прохладной воды в пласт, содержащий, к примеру, парафинистую нефть. Более активно отложение идет в призабойной зоне.
Не считая того, отложение парафина на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб приводит к уменьшению их проходного сечения, увеличению гидродинамического сопротивления и даже к полной закупорке труб. Одним из методов депарафинизации скважин является прогрев и продувка труб паром.
Присутствие в добываемой нефти огромного количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, увеличивает износ оборудования, усложняет сервис скважин, при всем этом растут эксплуатационные расходы. В этих критериях очень стремительно изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, понижается надежность гидрозащиты погружного мотора. Примеси, находящиеся в откачиваемой воды, различны в высококачественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта либо цементного кольца либо принесенные с поверхности частички различного состава.
Но воздействие их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов, сначала понижая, а потом стопроцентно прекращая поступление воды в насос, либо действуют как абразив, ускоряя процесс износа частей насоса либо заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются более небезопасными для УЭЦН, потому что по сопоставлению с отложениями другого типа вызывают насыщенный абразивный износ крутящихся деталей и, как следствие, ранний выход из строя установки, а в неких случаях — падение установки на забой.
Устранение обстоятельств отказов насосов ЭЦН из-за попадания в его рабочие органы механических примесей может быть при применении разработанного в НГДУ «Туймазанефть» измельчающего устройства, которое устанавливается в приемной части насоса. Устройство состоит из шнека, пружины, недвижного диска, кулачка, кольца, ножей. При вращении вала насоса кулачок упирается в пружину и приводит во вращение кольцо с ножиками. Ножики размельчают сравнимо нетвердые включения, к примеру, куски парафина, смолистых отложений, также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке воды встречается не поддающееся размельчению жесткое тело, вращение ножей прекращается из-за упора 1-го из их в это жесткое тело. Вал насоса совместно с кулачком начинает проворачиваться относительно кольца, преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина попеременно приводят ножики в возвратно-поступательное движение в круговом направлении с помощью направляющих пазов. Зубцы ножей при всем этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц через диск, имеющий отверстия поперечником 2 мм.
Главные предпосылки выхода из строя УЭЦН за последние время остаются постоянными, потому что условия работы УЭЦН томные, а время от времени — недопустимые. На это оказывает влияние высочайшая обводненность продукции, отложение солей, коррозионная злость добываемой воды из-за старения месторождений, большой вынос механических примесей и песка в итоге огромных депрессий на пласт.
Рассматривая работу УЭЦН в целом, можно сказать, что при использовании ингибиторов коррозии и разных способов увеличения нефтеотдачи, при неплохом обслуживании установки, при малых издержек, высококачественном ремонте, подходящих геолого-промысловых критериях, также системе поддержания пластового давления, можно достигнуть увеличения производительности скважин.
Библиографический перечень
1. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1989.
2. Ивановский В. Н. Нефтегазопромысловое оборудование. — Москва, 2006.
3. Каплан Л. С. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. — М.: Недра, 1994.
Проскурякова А. В., Лагунова Ю. А.
ГОУ ВПО «Уральский муниципальный горный институт»