ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Продукция нефтяных скважин представляет собой многокомпонентную смесь нефти, газа и воды. В связи с интенсификацией добычи нефти, в том числе применив гидравлический разрыв пласта, с продукцией скважин обильно извлекается и песок. Оборудование существующих насосных установок не приспособлено для откачки такой смеси. Наиболее значимым фактором, приводящим к разрушению узлов и деталей УЭЦН, и в результате к авариям, является наличие в добываемой продукции механических примесей. Содержание в продукции свободного газа также является одним из значимых факторов, способствующим снижение эксплуатационного ресурса УЭЦН.
Задача, решаемая Оборудованием для добычи многокомпонентной продукции нефтяных скважин (в дальнейшем «Оборудование»), заключается в устранении причин, приводящих к преждевременному отказу установок электроприводных центробежных насосов при откачке продукции скважины с содержанием механических примесей и большого количества свободного газа.
Задача решается путем отвода от перекачиваемой жидкости механических примесей до поступления их в прием насоса, диспергированию крупных пузырей и в равномерном распределении газа в добываемой жидкости, то есть в подготовке продукции скважины к откачке электроприводным центробежным насосом, применив специальное оборудование, приспособленное для добычи многокомпонентной продукции нефтяных скважин.
Оборудование для добычи многокомпонентной продукции нефтяных скважин, включающее погружной электродвигатель (ПЭД), электроприводной центробежный насос (ЭЦН), пакер, сборник мехпримесей, приемную трубу с нормированными отверстиями для газа, отличается от существующих тем, что сборник мехпримесей снабжен окнами для жидкости и газа, закрытие и открытие которых осуществляется золотниковыми клапанами путем управления винтовой втулкой, находящейся в приемной трубе насосной компоновки, а диспергатор газа выполнен в виде приемной трубы с нормированными отверстиями для газа и двух ступеней насоса с рабочими колесами диагонального типа.
Аналогом устройства является шламоуловитель центробежно-гравитационного типа [1] и клапан-отсекатель фирмы «Гайберсон» [2], спуск в скважину которого предшествует спуску насоса.
Шламоуловитель центробежно-гравитационного типа размещается выше насоса, следовательно, весь шлам проходит через насос, засоряя его. Клапан-отсекатель фирмы «Гайберсон», хотя и предупреждает аварию в виде «полета» оборудования на забой, не исключает расчленение секций и узлов насосной компоновки и отказ насосной установки в работе.
Прототипом полезной модели является «Устройство противоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти» [3]. Недостатком прототипа является низкая эффективность его применения ввиду ограниченного объема накопителя шлама и отсутствия возможности промывки его без подъема на поверхность.
Предлагаемое Оборудование лишено этого недостатка.
Оборудование (фигура 1) состоит из погружного электродвигателя 1 и присоединенного к нему электроприводного центробежного насоса 2, первые две ступени которого собраны с рабочими колесами диагонального типа. Насос имеет посадочный узел 3 (может быть механический или гидравлический) для посадки на замковую опору 4, предварительно спущенную в скважину вместе с пакером 5. К насосу 2 присоединена приемная труба 6, имеющая в начале и в конце нормированные отверстия для газа 7 и для жидкости 8, а также управляющую винтовую втулку 9 между ними. Диаметры отверстий 8 ограничены размерами основной массы механических частиц, а отверстий 7 - исходя из пропускной способности по газу. Сборник мехпримесей 10, который спускается в скважину предварительно до спуска насоса вместе с пакером 5, имеет два окна - для поступления жидкости 11 и для поступления газа 12, закрываемые при подземном ремонте скважин золотниковыми клапанами 13 и 14. Движение золотниковых клапанов ограничивается верхним упором 15 и нижним - 16. Верхняя часть сборника мехпримесей 10 представляет собой цилиндр с прецизионной обработкой внутренней поверхности, которая в контакте с золотниковыми клапанами может обеспечивать герметичное перекрытие окон.
Золотниковые клапаны и управляющая винтовая втулка имеют резьбовые нарезки углом подъема резьбы чуть меньше угла трения (5-6°), например, β~4°. При заходе винта в резьбовую нарезку золотникового клапана за счет трения в соединении золотниковые клапаны перемещаются относительно окон в сборнике мехпримесей, открывая или закрывая их в зависимости от направления хода управляющей винтовой втулки. При достижении упоров 15 или 16 усилия от нагрузок или растяжек начинают расти, и при превышении тангенциальных сил от них винтовая втулка ввинчивается в резьбу золотниковых клапанов и проходит через них.
Действие устройства заключается в следующем. В скважину предварительно спускается пакер 5 с замковой опорой (механического или гидравлического типа) и к нему подвешенным сборником мехпримесей 10. При этом золотниковые клапаны 13 и 14 находятся в нижнем положении, окна 11 и 12 открыты. Затем в скважину спускается (также на колонне насосно-компрессорных труб) насосная компоновка, в которой выше насоса 2 размещается погружной электродвигатель 1, а ниже - приемная труба 6. При достижении нижнего золотникового клапана управляющая винтовая втулка 9 сначала перемещает его до нижнего упора, затем, ввинчиваясь, проходит ее.
При подъеме насосной компоновки, например, при подземном ремонте скважин, управляющая винтовая втулка, двигаясь вверх, наталкивается на резьбовую нарезку золотникового клапана, перемещает узел золотниковых клапанов до верхнего упора 16. При достижении нагрузки, тангенциальная сила от которой превышает силу трения в резьбе, винт начинает ввинчиваться в резьбу золотникового клапана и проходит его. Клапаны 13 и 14 при этом герметично закрывают приемные окна 11 и 12. Необходимость глушить скважину при подземном ремонте отпадает.
После подъема скважинного оборудования УЭЦН (кроме пакера со сборником мехпримесей) спускается в скважину колонна НКТ и осуществляется промывка пескосборника от механических примесей.
Перемещение золотниковых клапанов вниз и открытие окон при спуске насосной компоновки в скважину происходит аналогично подъему. Возобновляется откачка продукции скважины. Жидкая часть продукции скважины, прежде чем попасть в прием насоса, проходит через сборник мехпримесей 10, нормированные отверстия 8, при каждом повороте отсеивая песок и газ от жидкости ввиду действия гравитационных, инерционных и механических сил. А это происходит таким образом: жидкость через окна 11 поступает в межтрубное пространство и при прохождении по каналам резьбовой нарезки золотникового клапана и управляющей втулки приобретает винтовую траекторию. При этом механические примеси центробежными силами отбрасываются к периферии сборника мехпримесей 10 и проскакивают в его нижнюю часть, минуя приемные отверстия, а жидкость через нормированные отверстия поступает в приемную трубу 6, далее - в насос.
Большие скопления газа (пузыри газа), отделившиеся от нефти при повороте жидкости в сторону окна 11, в верхней части затрубного пространства под пакером образуют газовую шапку, откуда через окна 12, а затем через нормированные отверстия 7 в приемной трубе 6, газ, регулируемый перепадом давления, поступает в трубное пространство. Диаметры и количество газовых отверстий 7 обусловливают пропускную способность приемной трубы по газу. Диспергированные при прохождении отверстий газовые пузыри, но неравномерно распределенные в потоке жидкости, затем, проходя через две ступени насоса с рабочими колесами диагонального типа, дополнительно диспергипруются, сжимаются и растворяются в потоке нефти. В прием насоса поступает подготовленная к откачке электроприводными центробежными насосами однообразная (гомогенная) среда, которую перекачивает насос без вибрации и без проблем.
Расчеты для обоснования угла подъема резьбы и силы нагружения
Сила трения в резьбовом соединении F (см. фигура 1, схема…) вектор, которой направлен по касательной среднему радиусу контактной поверхности с углом подъема резьбы, находится в следующих соотношениях с другими параметрами:
где N - сила контактирования двух поверхностей резьбового соединения; f - коэффициент трения в плоскости контактных поверхностей; P - нагрузка, участвующая при контактировании двух поверхностей. Она создается весом насосной компоновки.
зол
Сила трения золотникового клапана об стенки цилиндра при поступательном его движении F может быть приближенно оценена по эмпирической формуле В.И.Сердюка [4]
зол
где D - наружный диаметр золотника; δ - зазор между золотником и цилиндром.
зол
Если в качества цилиндра брать цилиндр штангового насоса диаметром 68 мм, то численное значение F составит
вр
зол
По условию открытия окна сила трения золотника о цилиндр при вращении F должна быть больше силы трения F при поступательном движении, т.е.
вр
Независимо от того, какое значение имеет сила трения F, начало вращения зависит от Р, f, β.
Для нас желательно, чтобы золотник преждевременно не вращался, т.е. F был минимальным. Это условие соблюдается при стремлении угла подъема резьбы к нулю, β→0. Принимаем β=4°, т.е. меньше, чем угол трения. Коэффициент трения также можно принять приближенно постоянной величиной f=0,1. Тогда F полностью зависит от нагрузки Р. Чтобы сохранить его минимальное значение необходимо нагружение на золотник производить медленно, с минимальным значением Р.
Использованные источники
1 Каталог пакера и клапана-отсекателя фирмы «Гайберсон»
2 Шламоуловитель центробежно-гравитационного типа. www.novomet.ru/production/dust_collector.php.
3 Патент на ПМ №57362 «Устройство противоаварийное для установок погружных центробежных насосов для добычи нефти».
4 Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов / И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.