СПОСОБ ПРОМЫВКИ СКВАЖИННОГО ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА РЕАГЕНТОМ
FLUSHING METHOD OF WELL SUBMERSIBLE ELECTRIC-CENTRIFUGAL PUMP BY REAGENT

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.
Общеизвестен способ очистки скважинного ЭЦН и его фильтра 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; http://www.npf@paker.ru). Для открытия такого обратного клапана в обратном направлении необходимо над ним создать определенный перепад давления, что и делается нефтяниками в настоящее время.
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.