Главная / Статьи / Промышленные насосы / |
Влияние механических примесей на работу нефтяных насосов ЭЦН
При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов. Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. При средних и больших отборах жидкости (100-500 м3/сут. и более) центробежные насосы - наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости.
Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05 %. Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионостойких материалов.
Неполадки при работе скважин, оборудованных насосами УЭЦН, осложнения в добыче нефти, в основном связаны с отложениями солей, АСПО (асфальто-смоло-парафинистые отложения), выпадением песка и т. д., в результате которых происходит поломка оборудования. Отложение парафина или солей в НКТ происходит при уменьшении устьевого давления с повышением затрубного давления; образование песчаной пробки - при уменьшении давления на устье и затрубного давления при больших перепадах давления.
Содержащиеся в пластовой жидкости смолы, асфальтены и парафин откладываются на поверхностях, соприкасающихся с ней. К этим поверхностям относятся капилляры пласта и поверхность труб. Наибольшую опасность с точки зрения уменьшения дебита скважины представляют отложения на стенках капилляров пласта, что может привести к необратимому снижению дебита скважины. Подобное явление может наблюдаться, прежде всего, в результате закачки холодной воды в пласт, содержащий, например, парафинистую нефть. Наиболее интенсивно отложение идет в призабойной зоне.
Кроме того, отложение парафина на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб приводит к уменьшению их проходного сечения, повышению гидродинамического сопротивления и даже к полной закупорке труб. Одним из способов депарафинизации скважин является прогрев и продувка труб паром.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Однако влияние их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов, вначале уменьшая, а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются наиболее опасными для УЭЦН, так как по сравнению с отложениями другого типа вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и, как следствие, преждевременный выход из строя установки, а в некоторых случаях - падение установки на забой.
Устранение причин отказов насосов ЭЦН из-за попадания в его рабочие органы механических примесей возможно при применении разработанного в НГДУ "Туймазанефть" измельчающего устройства, которое монтируется в приемной части насоса. Устройство состоит из шнека, пружины, неподвижного диска, кулачка, кольца, ножей. При вращении вала насоса кулачок упирается в пружину и приводит во вращение кольцо с ножами. Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения, например, кусочки парафина, смолистых отложений, а также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся размельчению твердое тело, вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело. Вал насоса вместе с кулачком начинает проворачиваться относительно кольца, преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина поочередно приводят ножи в возвратно-поступательное движение в радиальном направлении при помощи направляющих пазов. Зубцы ножей при этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц через диск, имеющий отверстия диаметром 2 мм.
Основные причины выхода из строя УЭЦН за последние время остаются неизменными, так как условия работы УЭЦН тяжелые, а иногда - недопустимые. На это влияет высокая обводненность продукции, отложение солей, коррозионная агрессивность добываемой воды из-за старения месторождений, большой вынос механических примесей и песка в результате больших депрессий на пласт.
Рассматривая работу УЭЦН в целом, можно сказать, что при использовании ингибиторов коррозии и различных методов повышения нефтеотдачи, при хорошем обслуживании установки, при малых затратах, качественном ремонте, благоприятных геолого-промысловых условиях, а также системе поддержания пластового давления, можно добиться повышения производительности скважин.
Библиографический список
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 государственный горный университет"
Запрос цены, информации:
+7 (347) 281-65-13
+7 (347) 216-65-13
Идёт загрузка...