Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКТ к ЭЦН, разработано шарнирное устройство, размещаемое в точке подвеса погружного агрегата к НКТ (рис. 3.12).

Шарнирное устройство допускает перекос оси установки относительно оси НКТ до 5°. Особое внимание уделено совершенствованию узла соединения насоса с электродвигателем, как основного элемента, на долю которого приходится наибольшее число разрушений.

Рисунок 2.13- Шарнирное устройство ЭЦН

а – устройство шарнирное; б-шарнирно-кулачковая муфта; 1-погружной электродвигатель; 2-ЭЦН; 3-НКТ

Вместо стандартного соединения насоса с протектором предложена шарнирно-кулачковая муфта, состоящая из карданного и сферического шарниров, кулачковой муфты, объединенных в одну сбоку. повышается устойчивость его работы. Муфта допускает отклонение осей насоса и электродвигателя до 4°, что исключает возникновение изгибающих нагрузок. ЭЦН, оснащенный комплектом из шарнирного устройства и шарнирно-кулачковой муфты, свободно проходит по стволу искривленной скважины, в результате

3.3.4 Внедрение УЭЦН с адресной доставкой реагента посредством дозирования через гибкий трубопровод фирмы «ФЛЭК»

Эффективность предупреждения солеотложений и асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) на нефтепромысловом оборудовании зависит не только от ингибиторов, но и от технологии их применения.

При выборе технологии учитывают геологические особенности разрабатываемого месторождения, состав попутно добываемых вод, причины и условия отложения солей, их состав, длительность межремонтного периода работы оборудования, климатические условия и т.д.

В основе технологии применения ингибиторов соле- и парафиноотложений лежит способ дозирования ингибитора. К выбору способа дозирования предъявляют следующие требования:

1. надежность и универсальность, т.е. возможность применения при различных способах эксплуатации скважин;

2. возможность защиты скважины и оборудования по всей технологической линии;

3. обеспечение стабильного дозирования реагента;

4. простота технологии и обслуживания;

5. минимальная трудоемкость и металлоемкость;

6. возможность применения при любых климатических условиях;

7. экономичность расходования реагента;

8. безопасность способа для обслуживающего персонала и удовлетворения требованиям охраны недр и окружающей среды.

На промыслах применяют следующие способы дозирования ингибитора солеотложений:

· непрерывное дозирование в скважину с использованием поверхностных дозировочных насосов или глубинных дозаторов;

· периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины;

· периодическое задавливание ингибитора в призабойную зону пласта (залповая подача реагента);

По принципу размещения применяемые типы дозаторов можно разделить на две группы:

1. наземные - подают реагент в затрубное пространство скважины;

2. скважинные - подают реагент непосредственно на прием насоса.

Обычно оценка эффективности их применения производится по признаку доступности для осмотра и обслуживания.

Проведенные исследования с целью оценки технологической эффективности различных способов подачи реагентов в скважину, позволяют считать метод затрубного дозирования малоэффективным. При дозировании в затрубное пространство химреагент, проходя столб газожидкостной смеси, достигающий сотни, а иногда и тысячи метров, срабатывает и к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности.

С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что при его высокой стоимости отражается на себестоимости добычи нефти и снижает экономичность дозатора. Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время замерзают. Это затрудняет операции с ними.

В ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» разработана программа проведения опытно-промышленных испытаний ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4». Согласно разработанной программы поставлено 2 наземных блока дозирования химического реагента через импульсную трубку на приём насоса (рис.3.13).

Рисунок 3.13 - Схема подачи ингибитора солеотложений в скважину с ЭЦН при помощи блока дозирования

Результаты применения наземного дозатора ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4»:

· Куст № 1 скв. 1053 Э25-1700г/c - в работе 97 суток;

· куст 6 скв. 2005 Э125-1700 отработала 40 суток, отказала по причине Rк-0.

Во время работы УЭЦН в дозировочном насосе было обнаружено затвердевание ингибитора. Таким образом, подача ингибитора фактически не осуществлялась. При дефектации ЭЦН на рабочих органах солевых отложений не было. По скважине 1049 куста 310 также выявлено затвердевание ингибитора и засорение гибкого трубопровода.

В настоящее время специалистами фирмы «ФЛЭК» в рамках опытно-промышленных испытаний ведется оптимальный подбор ингибитора солеотложений, применимого для данной технологии обработок глубинного насосного оборудования.

3.4 Вредное влияние АСПО на работу подземного оборудования добывающих скважин

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ.

Поздняя стадия разработки, на которой находится в настоящее время большинство нефтяных и газовых месторождений, в силу ряда известных причин способствует росту доли осложнений, связанных с эмульсеобразованием, АСПО и отложениями неорганических солей, имеющих место по всей технологической цепочке добычи, транспорта и подготовки нефти и газа. Подъем скважинной жидкости, представляющей собой водогазонефтяную эмульсию, от продуктивного пласта к устью, связан с изменением давления, температуры, скорости движения потока.

Качественная оценка процессов, происходящих в скважине, свидетельствует о главенствующей роли скорости движения потока. При малых скоростях происходит образование АСПО и солеотложений, при высоких скоростях – образование эмульсий и повышение вязкости продукции.

Причины и условия образования АСПО

Известны две стадии образования и роста АСПО:

1. первой является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности;

2. на второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны: - непосредственно над насосом, где давление резко возрастает и становится больше давление насыщения. Вероятность АСПО в этой зоне минимальная; - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.