Результат интеллектуальной деятельности: Обратный клапан установок электроцентробежных насосов для высокодебитных скважин

Обратный клапан установок электроцентробежных насосов (ОК) относится к изделиям нефтяного машиностроения и предназначен в качестве комплектующего устройства к установке электроцентробежного насоса (УЭЦН) для добычи скважинной продукции (газо-жидкостной смеси) преимущественно из высокодебитных скважин (≥500 м³/сут).

В последнее десятилетие для интенсификации притока из скважин их бурят с горизонтальным окончанием стволов, а также проводят многостадийный гидравлический разрыв продуктивного пласта. Эксплуатация этих скважин требует применения внутрискважинного оборудования повышенной эксплуатационной надежности для всех составных частей этого оборудования, в том числе электроцентробежных насосов (ЭЦН), погружного электродвигателя (ПЭД) и обратного клапана (ОК), включаемых в состав внутрискважинного оборудования. Обратный клапан должен выполнять целый ряд важных функций: сохранять работоспособное состояние при опрессовке спускаемых в скважину насососно-компрессорных труб (НКТ); предупреждать слив скважинной продукции из НКТ при остановках УЭЦН; облегчать повторный или периодический запуск УЭЦН; исключать эффект «турбинного» вращения вала электроцентробежного насоса.

При использовании известных и освоенных нефтяным машиностроением ОК, их применение в скважинах, оборудованных УЭЦН, сопряжена с их частыми отказами, которые вызванны эрозией мест уплотнений и сужений в проходных каналах высокоскоростными потоками откачиваемой продукции и утраты герметизирующей способности. В составе откачиваемой из скважины жидкости (флюиды пласта) содержатся механические примеси, ускоряющие процесс абразивной эрозии мест уплотнений. Особенно это проявляется при эксплуатации УЭЦН в высокодебитных скважинах (≥500 м³/сут). В этой связи техническая задача по созданию ОК для высокодебитных скважин, оборудованных УЭЦН, с увеличенным ресурсом безотказной работы, является актуальной и подлежит рассмотрению, с учетом разрабатываемых инновационных технических и технологических решений.

При проведении патентных исследований известных технических решений по ОК выявлены многочисленные решения клапанов, которые разработаны, описаны в технической литературе и используюся в различных отраслях промышленности, где по техническим условиям работы требуется автоматическое предупреждение обратных перетоков технологических жидкостей и газов в различных гидравлических системах. В качестве запорных элементов в ОК в нефтяной промышленности известны тарельчатые, лепестковые и шаровые, которые требуют соответствующего анализа и их технической оценки.

Известен обратный клапан установки электроцентробежного насоса (патент на полезную модель №152084 МПК F16K 15/00) [1], тарельчатого типа. При простоте конструктивного исполнения тарельчатый вариант обратного клапана не может быть длительно использован в высокодебитных скважинах с УЭЦН, в связи с влиянием большого лобового сопротивления тарелки-клапана и интенсивного проявления абразивной эрозии тарелки и внутренней полости клапана.

Известен обратный клапан (патент на изобретение №2544930 МПК Е21В 34/06) [2], который выполнен с возможностью промывки полости электроцентробежного насоса от твердых осадков. Он имеет запорное устройство в виде тарельчатого клапана. Это техническое решение не исключает ускоренное развитие эрозионных процессов уплотнительных элементов обратного клапана в условиях повышенного содержания мехпримесей (≥1 г/л) и дебитах скважины (≥500 м³/сут).

Известен обратный клапан УЭЦН (патент на изобретение №2187709 МПК F04D 15/02) [3]. Данный ОК рекомендован для установки в верхней секции электроцентробежного насоса (ЭЦН) в его модуле-головке. При добыче нефти с большим содержанием попутного газа (газо-жидкостной смеси) такое техническое решение приводит к осложнениям на этапе запуска ЭЦН в работу так как закрытый обратный клапан, размещенный в непосредственной близости от рабочих колес ЭЦН, приводит к скоплению газа в полости рабочих секций ЭЦН, что препятствует его штатному запуску в работу после вынужденных остановок.

Наиболее близким по технической сущности решением выявлен обратный клапан для УЭЦН (патент на изобретение RU №2379566 МПК F16K 15/04) [4], принятый за прототип, включающий корпус, седло, клапанную клетку, запорный элемент-шар, установленный в ограничителе с коническими отверстиями, переходящие в конусные отверстия для увеличения проходного отверстия.

Недостатком обратного клапана по выявленному патенту является интенсивный абразивный износ (эрозия), как запорного элемента-шара, расположенного в непосредственной близости от седла и недостаточным диаметром проходного отверстия, так и ограниченных по площади живого сечения каналов для пропуска откачиваемой из скважины жидкости в клапанной клетке. Ресурс работы известного ОК, при эксплуатаци в высокодебитных скважинах с повышенным содержанием механических примесей (≥1 г/л), существенно снижен и не устраивает нефтяников, с учетом современных техических требований.

В этой связи задачей предлагаемого технического решения является увеличение ресурса работы обратного клапана с УЭЦН в высокодебитных скважинах (≥500 м³/сут), в условиях откачки скважинной продукции (газожидкостной смеси), с содержанием механических примесей (≥1 г/л).

Поставленная цель достигается конструкторско-технологическими приемами, с использованием технических решений изобретательского уровня.

Обратный клапан установок электроцентробежных насосов для высокодебитных скважин, включает цилиндрический корпус с присоединительными резьбами и размещенными в нем посадочным седлом с шар-клапаном, при этом обратный клапан снабжен верхним и нижним переводниками, в верхнем переводнике, соосно с корпусом обратного клапана, установлен, с возможностью замены, фигурный стакан, для неподвижного охвата шара-клапана, а в нижнем переводнике, с возможностью замены, установлено посадочное седло из абразивостойкого материала, с широким проходным отверстием, при этом, нижний торец фигурного стакана, обращенный в сторону седла, снабжен, по меньшей мере четырьмя зубчатыми модулями для обеспечения возможности беспрепятственного входа и выхода шара-клапана во внутреннюю полость фигурного стакана, а также удержания его от автоколебаний в фигурном стакане, а шар-клапан выполнен из абразивостойкого керамического материала, в верхней части фигурного стакана выполнены боковые сквозные радиальные каналы, не менее трех, под углом α=30°…45° к оси вращения фигурного стакана, причем, выше посадочного седла на нижнем переводнике, выполнена коническая фаска под углом β=30°…45° к оси вращения корпуса обратного клапана. Зубчатые модули выполнены с равномерным шагом, а высота зуба h выполнена из соотношения h=(0,5…0,8)⋅D₁, где D₁ - диаметр шара-клапана.

Обратный клапан установок электроцентробежных насосов для высокодебитных скважин по настоящему техническому решению показан на фигурах (фиг. 1-5):

на фиг. 1 приведена схема обратного клапана для УЗЦН в исходном состоянии;

на фиг. 2 показан разрез сечения обратного клапана на участке радиальных каналов;

на фиг. 3 показана схема обратного клала в рабочем режиме ЭЦН;

на фиг. 4 показана схема фигурного стакана;

на фиг. 5 показан разрез фигурного стакана на участке зубчатого модуля.

Обратный клапан установок электроцентробежных насосов для высокодебитных скважин (фиг. 1…5) включает: цилиндричесий корпус 1, снабженный верхним 2 и нижним 3 присоединительными переводниками, которые оснащены, соответственно, резьбами Р_3>Р₄, на внутренней поверхности переводника 3 выполнена фаска под углом β=30°…45° (фиг. 3), вызванная необходимостью снижения коэффициента местного гидравлического сопротивления, и снижения турбулизаци потока перекачиваемой газожидкостной смеси, подтвержденная исследованиями [6] (Приложение 3). В верхнем переводнике 2, соосно с корпусом клапана, установлен, с возможностью замены (например, с использованием резьбового соединения), фигурный стакан 4, для охвата и размещения при работающем ЭЦН шара-клапана 5. В нижнем переводнике 3, с возможностью замены, установлено посадочное седло 6 из абразивостойкого материала, например, из стали 95X18, с широким проходным отверстием диаметром (dc), обеспечивающим герметичный контакт с шаром-клапаном 5. На фигурном стакане 4 выполнены радиальные каналы 7, под углом β=30°…45°, способствующим снижению коэффициента местного гидравлического сопротивления и эрозии в радиальных каналах при движении откачиваемой скважиной продукции (газо-жидкостной смеси).

Нижний торец 9 фигурного стакана 4, обращенный в сторону седла 6, снабжен зубчатыми модулями 10 (не менее четырех), выполненных с равномерным шагом S, и высотой h=(0,5...0,8)⋅D₁ (вид А на фиг. 5). Для предупреждения абразивного износа и автоколебаний шара-клапана 5 в фигурном стакане 4 предусмотрена его фиксация на фаске 7. Наружный диаметр (Dн) обратного клапана выполнен равным наружному диаметру электроцентробежного насоса, входящего в качестве основного комплектующего узла УЭЦН. Выполнение этого условия необходимо для беспрепятственного спуска в скважину компоновки УЭЦН, которая оснащена кабельной линией, проложенной и закрепленной хомутами от верхней головки погружного электродвигателя (ПЭД) до устьевой арматуры по наружной поверхности ЭЦН и НКТ (на фиг. не показано).

Внутренний диаметр (Dв, фиг. 2) корпуса 1 обратного клапана выполнен с учетом соблюдения прочностных характеристик тела корпуса, обеспечивающего равнопрочность конструкции ОК на всех этапах эксплуатации УЭЦН.

Например, добывающую скважину с внутренним диаметром эксплуатационной колонны (ЭК) 148,3 мм и потенциальным дебитом 500 м³/сут необходимо оборудовать УЭЦНМ6-800. Наружный диаметр ЭЦН по ТУ 26-06-1485-96 выполнен в диаметре - 114 мм. Следовательно, оптимальный наружный диаметр (Dн) ОК должен быть равен 114 мм. А внутренний диаметр Dв корпуса 1 ОК, после проведения прочностных расчетов (не приводятся), может быть выполнен диаметром 98 мм. Для выбранного примера комплектации УЭЦН с ОК используем шар из нитрида кремния (Si3N4) диаметром (D₁) 60 мм, обеспечивающего оптималиное распределение площадных каналов для прохода откачиваемой из скважины газожидкостной смеси во внутренней полости корпуса ОК. А диаметр входного отверстия (dc) принимаем, например, из соотношения: dc=Sin60°⋅D₁; или, для нашего примера, dc=0,866⋅60≈52 мм.

Для подъема шара-клапана 5 в верхнее положение необходимо, чтобы произведение миделевого сечения (Мсш) шара-кларана 5, связанное с его диаметром D₁, и перепада давления ΔР (фиг. 3) были больше массы шара-клапана 5. Если Мсш=π/4⋅(D₁)², а объем шара-клапана V₁=4/3⋅π⋅(D₁/2)³, тогда Мсш⋅ΔР≥V₁⋅ρ; в этом случае ΔР≥V₁⋅ρ/Мсш,

где: ρ - плотность материала шара-клапана, (для нитрида кремния ρ=3,21 г/см³;

Для примера: D₁-60 мм=6 см; Определим требуемый перепад давления (подпор для шара) ΔР; Для этого определим объем шара V₁=4/3⋅3,1415⋅(6/2)³=113,1 см³; Масса шара М₁=113,1⋅3,21=363 г. Миделево сечение Мсш=3,1415/4⋅6²=28,27 см². Тогда искомый перепад давления ΔР должен быть не менее ΔР=363/28,27=12,84 г/см²=0,0128 кг/см²=1259 Па ≥ 0,001259 МПа.

Для оценки размера 4-х радиальных каналов, например, квадратного сеченя в фигурном стакане и создания требуемого перепада давления ΔР, воспользуемся приближенной формулой (7.4) из [5]. Она записана, как

где: Q - расход жидкости, л/с; μ=0,9 - коэффициент расхода сопла (канала); f - площадь сечения сопел (каналов), см²; ΔР - перепад давления, 10 МПа.

Для нашего случая из приведенной выше формулы Если принять отбор жидкости из скважины в объеме Q=500 м³/сутки=5,8 л/с и подставив известные значения, определим общую площадь (foб) для четырех радиадьных каналов, получим Определим площадь f квадратного сечения для одного радиального канала. Для этого поделим foб на 4. В итоге получим f=40,7/4=10,17 см² со стороной квадрата равного 3,2 см. Следовательно, для подъема шара-клапана 5 необходимо обеспечить размер четырех каналов, площадь каждого из них должна быть около 10 см², что конструктивно, для принятого типоразмера, вполне допустимо.

Обратный клапан установок электроцентробежных насосов для высокодебитных скважин работает следующим следующим образом.

Работа с обратным клапаном начинается с включения его в компоновку УЭЦН в составе спускаемых НКТ путем свинчивания по резьбовым соединениям P₁ и Р₂ (фиг. 1) с насосно-компрессорными трубами (на фиг. не показано). В процессе спуска УЭЦН на НКТ в скважину, по действующим в нефтяной промышленности регламентам, выполняют периодическую опрессовку НКТ, при проведении которой выявляют не отвечающие требованиям герметичности НКТ и производят их отбраковку.

При не работающем ЭЦН шар-клапан 5 занимает крайнее нижнее положение (фиг. 1) обеспечивая герметизирующий контакт с седлом 6. Это условие выполняться даже и в тех случаях, когда ствол скважины на интервале установки ОК будет иметь горизонтальное положение. В этом случае шар-клапан 4 закроет отверстие в седле 6 гидростатическим давлением (перетоком) в полости насосно-компрессорных труб, расположенных выше ОК, и будет готов к выполнению всех возложенных на него функций.

При работающем ЭЦН шар-клапан 5, за счет движения жидкости и действующего перепада давления ΔР (фиг. 3), вызванного местным гидравлическим сопротивлением в радиальных каналах 7, занимает крайнее верхнее положение, упираясь в коническую фаску 8, которая предусмотрена во внутренней полости фигурного стакана 4. В этом случае движение откачиваемой жидкости (для понимания процесса) показано линиями тока (а).

Приведенные расчеты подтверждают возможность реализации настоящего технологического решения в части того, что шар-клапан 5, в ОК при работающем ЭЦН будет подниматься в полости фигурного стакана 4 и займет неподвижное состояние опираясь на фаску 8, что исключает его износ в потоке газо-жидкостной смеси.

Технический результат связан с достижением кратного по времени увеличения ресурса работы ОК конструкторско-технологическими приемами, с использованием новых технических решений, направленных на: снижение скоростных потоков во внутренней полости клапана; устранение зон турбулизации потока откачиваемой газо-жидкостной (смеси) продукции скважины; расширение площади сечения проходных гидравлических каналов; защиту запорного элемента - шара от прямого абразивного воздействия откачиваемой продукцией; применение абразивостойких материалов.

Предложенные и описанные технические решения в ОК, направленные на увеличение ресурса работы обратного клапана в компоновке внутрискважинного оборудования с УЭЦН для высокодебитных скважин, обладают приведенными в описании признаками новизны, существенными отличительными признаками, позволяющими выполнять поставленную задачу, а его конструктивное исполнение обладает необходимой простотой, обеспечивающей возможность освоения производства и применения в нефтяной промышленности.

Информационные источники:

1. Патент на полезную модель №152084 МПК F16K 15/00.

2. Патент на изобретение RU №2544930 МПК Е21В 34/06. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. БИ №8 2015.

3. Патент на изобретение RU №2187709 МПК F04D 15/02 F04D 15/02. Обратный клапан скважинного электроцентробежного насоса. БИ №23 2000.

4. Патент на изобретение RU №2379566 МПК F16K 15/04. Клапан обратный. БИ №2 2010.

5. Гроздев Б.П. и др. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. - М.: Недра, 1988. 575 с.

6. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М: Недра 1982.

Пояснения к чертежам:

1 - корпус клапана;

2 - переводник верхний;

3 - переводник нижний;

4 - стакан фигурный;

5 - шар-клапан;

6 - седло клапана;

7 - канал радиальный;

8 - фаска посадочная;

9 - нижний торец фигурного стакана;

10 - зубчатый модуль короны;

а - линии тока газо-жидкостной продукции скважины;

Dн - наружный диаметр обратного клапана;

Dв - внутренний диаметр обратного клапана;

D₁ - диаметр шара-клапана;

dc - диаметр седла шара-клапана;

Р₁, Р₂ - присоединительные резьбы переводника с НКТ;

Р₃, Р₄ - присоединительные резьбы корпуса ОК с переводниками;

ΔР - перепад давления на шаре-клапане при работающем ЭЦН;

h - линейный размер по высоте зуба модуля короны;

S - размерный шаг зубов модуля короны;

α - угол наклона входных отверстий окон радиальных каналов;

β - угол наклона торцовой поверхности присоединительного переводника.