Способ откачки пластовой жидкости из скважин и погружная насосная установка для его осуществления

Способ откачки пластовой жидкости из скважин и погружная насосная установка для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с попутным газом из скважин.

Известен способ разделения газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков свободного газа путем создания газовых суперкаверн кавернообразующим лопастным колесом, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, отвод отсепарированного газа в затрубное пространство, отвод отсепарированной жидкости на прием погружного насоса, и погружная насосная установка для его осуществления, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, кавернообразуещее лопастное колесо, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса (патент РФ №2027912, F04D 13/10, E21 B 43/48, 1991).

Известные способ и устройство имеют низкую эффективность и ограниченную область применения вследствие несогласованности работы кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, что приводит к гашению каверн ребрами сепарационного барабана, а также вследствие нерационального распределения потоков в узле отвода. Энергия, затраченная на газообразование, и сам свободный отсепарированный газ выбрасываются в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков в скважине. При таком способе откачки, вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного, так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд насосной установки и эффективность ее работы.

Наиболее близким к заявленному изобретению является способ откачки газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа путем создания газовых суперкаверн кавернообразующим лопастным колесом, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, отвод отсепарированного газа в затрубное пространство, и нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, причем суперкаверны образуются путем отрывного обтекания лопастей кавернообразующего колеса при углах атаки от 25 до 40°, формируя при этом дополнительные газовые суперкаверны за ребрами сепарационного барабана, и погружная насосная установка, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, кавернообразуещее лопастное колесо, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса, причем отношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости во входном (начальном) сечении узла отвода составляет 0,6-0,9 (патент РФ №2232302, 7 F04D 13/10, 2004).

Причина недостижения в прототипе заявленного технического результата заключается в том, что на образование суперкаверн затрачивается часть энергии, подводимой к насосной установке. При такой сепарации энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости (газожидкостная смесь является составляющей пластовой жидкости), отводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков в скважине. При таком способе откачки, вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного, так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит также и к снижению эффективности сепарации, и, как следствие, к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например, многоступенчатым центробежным насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы потока в каждой ступени. КПД установки снижается, так как при прохождении газа через одну из ступеней затрачивается энергия на сжатие, а на входе в следующую ступень газ самопроизвольно расширяется, поскольку геометрические размеры (проходные сечения, объемы) ступеней одинаковы. Это приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного кпд насосной установки. Для исключения такого отрицательного эффекта теоретически можно предположить, что необходимо применение ступеней с постоянно изменяющимися геометрическими размерами в сторону уменьшения, например, проходного сечения. Это позволило бы исключить затрачивание энергии на многократное сжатие и расширение газовой фазы. Создание такого насоса трудновыполнимо и нецелесообразно на практике, поскольку нетехнологично. В случае создания такого насоса, расширяется количество и номенклатура ступеней, однако невозможно выполнить конструкторский расчет насоса, для оптимальной работы на смесях с различным содержанием газа. Поскольку в скважине процент содержания газа в пластовой жидкости всегда различен, то для оптимальной работы потребовалось бы разработка насоса с индивидуальными размерами ступеней для конкретной скважины со строго определенным газосодержанием. Создание такой серии установок экономически нецелесообразно из-за высокой себестоимости. В прототипе образование газовых суперкаверн, вызванных отрывным обтеканием поверхностей ребер и лопаток кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, вызывает кавитационный эрозионный износ материалов насоса, вследствие образования скачков уплотнений и локальных разрежений, что отрицательно сказывается на показателях надежности работы насосной установки. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд погружной насосной установки (далее насосной установки) и эффективность ее работы.

Задача, на решение которой направлено изобретение, заключается в повышении эффективности и расширении области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважин с высоким содержанием газа и увеличении кпд погружной насосной установки за счет подачи отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа, и нагнетание газожидкостной смеси этим объемным насосом на поверхность скважины (что соответственно способствует снижению содержания газа при подаче на вход погружного насоса), исключения попадания твердых частиц в объемный насос и подшипниковые узлы погружного насоса, охлаждения объемного насоса периферийным потоком жидкости. Технический результат, опосредствующий решение указанной задачи, заключается в повышении полного кпд насосной установки, в повышении надежности ее работы.

Повышение эффективности и расширения области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважин достигается тем, что в способе откачки газожидкостной смеси из скважины, включающем подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, согласно изобретению после разделения смеси осуществляется подача отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.

Новые по отношению к прототипу признаки заявленного технического решения заключаются в подаче отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.

Технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке, включающей погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа, согласно изобретению погружной насос выполнен в виде набора ступеней, и каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, установлен насос объемного типа на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока отсепарированной жидкости, выходящего из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.

Кроме того, технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке отношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости во входном сечении узла отвода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости составляет 0,4-1,0.

Кроме того, технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке после насоса объемного типа (между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и насосом объемного типа установлен узел смешивания потоков жидкости и газа, который выполняется в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий.

Узел отвода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости выполнен в виде кольцевого корпуса с полостями по его наружной поверхности для прохождения жидкости, причем центральное отверстие (для прохождения газовой фазы) может быть выполнено цилиндрическим или конусным, а на торцевой поверхности корпуса со стороны сепарационного барабана выполнен кольцевой выступ, входящий в сопрягаемую кольцевую канавку на сепарационном барабане.

Новые по отношению к прототипу признаки заявленного технического решения заключаются в том, что погружной насос выполнен в виде набора ступеней, каждая из которых выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, установлен насос объемного типа на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока пластовой жидкости, выходящей из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.

Кроме того, соотношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости в начальном сечении узла отвода составляет 0,4-1,0.

Кроме того, установлен узел смешивания потоков жидкости и газа, который выполнен в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий и установлен между насосно-компрессорными трубами и насосом объемного типа.

Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют повысить эффективность откачки газожидкостной смеси из скважин за счет устранения вредного влияния свободного газа на работу погружных (особенно центробежных) насосов, расширить область применения способа откачки газожидкостной смеси и погружной насосной остановки, снизить потребление энергии, необходимой на подъем пластовой жидкости из скважины.

На фиг.1 представлена схема погружной насосной установки в скважине, на фиг.2 - схема погружной насосной установки, на фиг.3 - шнекоцентробежная ступень погружного насоса, на фиг.4 - входное сечение узла отвода. Стрелками на фиг.1 показано направление движения тяжелой фракции пластовой жидкости.

Погружная насосная установка на фиг.1 и 2 содержит размещенный в скважине 1, пробуренной на нефтяной пласт 2, погружной электродвигатель 3 (далее электродвигатель) с гидрозащитой, с кабелем 4, газосепаратор 5, погружной насос 6, насос объемного типа 7, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 8. Между эксплуатационной колонной скважины 1 и НКТ 8 образовано затрубное пространство 9.

Газосепаратор 5 (фиг.2) содержит корпус 10, в котором размещены шнек 11, осевой подшипник 12, сепарационный барабан 13 с ребрами 14, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15. Сепарационный барабан 13 с ребрами 14 и шнек 11 установлены на валу 16 погружного насоса 6. Погружной насос 6 состоит из набора ступеней 17. Ступень 17 (фиг.2) состоит из направляющего аппарата 18, выполненного в виде цилиндрического корпуса 19 с верхним диском 20, оснащенным с нижней стороны лопатками 21 и соединенными с ними нижним диском 22. Нижний диск 22 выполнен в форме кольца, на внутреннем диаметре которого расположены ребра 23, а также установленные в направляющем аппарате рабочие колеса 24. Рабочее колесо 24 содержит ступицу 25, выполненную в виде шнека или осевых лопаток (лопаток осевого типа) 26, и соединенный с ней ведущий диск 27, который соединен через лопасти 28 с ведомым диском 29. Рабочие колеса 24 установлены на валу 16 погружного насоса 6. Насос объемного типа 7 установлен после погружного насоса 6 таким образом, что поток газовой составляющей пластовой жидкости, нагнетаемой осевыми лопатками рабочих колес 24, поступает в объемный насос, а поток тяжелых фракций пластовой жидкости с твердыми частицами, нагнетаемый центробежной частью рабочих колес 24, проходит по периферийной поверхности корпуса объемного насоса. Соотношение площадей сечения для прохода газовой фазы f1 и жидкости f2 (фиг.4) во входном сечении узла отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа составляет 0,4-1,0. Узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15 выполнен в виде кольцевого корпуса 30 с полостями 31 по его наружной поверхности для прохождения жидкости, причем центральное отверстие 32 (для прохождения газовой фазы) может быть выполнено цилиндрическим или конусным, а на торцевой поверхности корпуса со стороны сепарационного барабана выполнен кольцевой выступ 33, входящий в сопрягаемую кольцевую канавку на сепарационном барабане 13.

Кроме того, погружная насосная установка может содержать узел смешивания 34 потоков жидкости и газа, выполненный в виде цилиндрического корпуса 35 с системой отверстий 36. Узел смешивания 34 потоков жидкости и газа установлен между насосно-компрессорными трубами и насосом объемного типа.

В качестве насоса объемного типа может быть использован, например, винтовой (двухвинтовой, трехвинтовой) или шнекоэксцентриковый (одновинтовой) насос и др. При использовании в качестве насоса объемного типа шнекоэксцентрикового (одновинтового) или трехвинтового насоса ось вращения центрального (ведущего) винта совпадает с осью вращения вала 16 погружного насоса 6. При использовании в качестве насоса объемного типа, например, двухвинтового насоса ось вращения ведущего винта может быть смещена относительно оси вала 16 погружного насоса на величину, например, 0,1-0,7 диаметра ведущего винта.

Способ откачки газожидкостной смеси погружным насосом скважины согласно настоящему изобретению осуществляется следующим образом.

Продукция нефтяного пласта 2 поступает в скважину 1. По мере подъема продукции по стволу скважины 1 вверх давление в потоке падает, происходит выделение из пластовой жидкости пузырьков свободного газа. Газожидкостная смесь подводится в газосепаратор 5. Предварительное закручивание и повышение напора газожидкостной смеси производят шнеком 11. Разделение по фракциям газожидкостной смеси осуществляют сепарационным барабаном 13 и узлом отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15, на выходе которого поток пластовой жидкости разделяется на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций. Конструкция погружного насоса 6 позволяет осуществить прохождение двух параллельных потоков пластовой жидкости. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости и твердых частиц движется по периферии погружного насоса и нагнетается центробежной частью рабочих колес 24 ступеней 17 погружного насоса 6 в узел смешивания потока жидкости и газа 34. Далее этот поток проходит по кольцевому зазору 37, образованному между наружной поверхностью объемного насоса и внутренней поверхностью корпуса погружного насоса. А поток легких фракций (свободный газ, сжиженный газ, нефть) движется по центральной части погружного насоса и нагнетается осевыми лопатками рабочих колес 24 ступеней 17 погружного насоса 6 в начале на вход объемного насоса и далее нагнетается объемным насосом 7 либо на поверхность скважины, либо в узел смешивания 34. В узле смешивания потока жидкости и газа 34 потоки сливаются и далее по насосно-компрессорным трубам 8 поступают на поверхность скважины. Благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа 34 и движению двух потоков пластовой жидкости по одному общему каналу НКТ происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект» (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М.: Недра, 1969 г., с.182).

Погружная насосная установка работает следующим образом.

Погружной насос 6 спущен в скважину 1 на НКТ 7. Энергия к электродвигателю 3 подводится по кабелю 4. Газожидкостная смесь из скважины 1, поступившая в газосепаратор 5, нагнетается шнеком 11 к сепарационному барабану 13. Газ и легкие фракции пластовой жидкости под действием поля центробежных сил направляются к центру, а тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы - к периферии потока. Далее поток жидкости поступает в узел отвода 15 отсепарированной жидкости и отсепарированного газа.

При соотношении площадей сечения 0,4-1,0 для прохода газовой фазы и жидкости на входе в узел отвода 15 отсепарированной жидкости и отсепарированного газа происходит наиболее эффективное разделение общего потока пластовой жидкости на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций с твердыми частицами.

Отношение площадей сечения 0,4-1,0 для прохода газа и жидкости подбирается исходя из условий работы погружной насосной установки (содержание газа в пластовой жидкости, количество твердых частиц и другие факторы). Максимум отношения 1,0 выбирается при работе погружной насосной установки на пластовой жидкости с высоким газосодержанием, минимальное значение этого отношения - 0,4 при низком содержании газа. По сравнению с прототипом площадь сечения для прохода газа увеличена на 10-20%, так как по этому сечению должна проходить еще и жидкая фаза пластовой жидкости. Это необходимо для нормальной работы объемного насоса - для обеспечения его смазки и охлаждения. Вследствие этого при данном отношении повышается качество отделения свободного газа от общего потока, и в погружной (например, центробежный) насос его попадает гораздо меньше. Вследствие этого погружной (центробежный) насос работает более эффективно и с более высоким кпд.

Благодаря вышеописанному техническому решению погружной насосной установки по сравнению с прототипом обеспечиваются ряд преимуществ.

В отличие от прототипа предлагаемый способ позволяет откачивать отсепарированный газ на поверхность скважины с помощью насоса объемного типа 7. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности откачки пластовой жидкости с высоким газовым фактором (на 20-30%). В способе прототипа с применением, например, центробежного насоса возможна откачка и подъем жидкости с объемным содержанием свободного газа в пластовой жидкости лишь до 8%, а в предлагаемом изобретении достигнута откачка и подъем пластовой жидкости с газосодержанием до 50% но объему газожидкостной смеси, что обеспечивается совокупностью операции разделения смеси, подачей отсерпарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа и нагнетание газожидкостной смеси этим объемным насосом.

Применение данного способа и конструкции погружной насосной установки исключает возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа (который, как правило, имеет систему уплотнений, быстро выходящую из строя при работе на загрязненных жидкостях, и не предназначен для работы на высокозагрязненных жидкостях). Кроме того, отсепарированная газожидкостная смесь после операции сепарации, проходя по центральной части погружного насоса, подвергается предварительному сжатию, что обеспечивает безкавитационную работу насоса объемного типа. Поэтому при введении новой операции: подачи отсепарированной газожидкостной смеси в насос объемного типа повышаются показатели надежности работы насоса объемного типа, в частности ресурс и наработка на отказ. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости после выхода из погружного насоса протекает по наружной поверхности насоса объемного типа, что обеспечивает наиболее эффективное охлаждение насоса объемного типа. Таким образом, насос объемного типа в предлагаемом изобретении использован наиболее эффективно и по своему прямому назначению.

В прототипе кпд погружной насосной установки ниже, так как энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости, вводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд насосной установки и эффективность ее работы. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит к снижению эффективности сепарации и, как следствие, к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например, многоступенчатым центробежным) насосом. Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым цетробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы в каждой ступени, вследствие равных геометрических параметров ступеней, что приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного кпд насосной установки. Многоступенчатый центробежный насос имеет высокий кпд при работе на однородных средах: жидкости или газе. Чтобы качать газ, вследствие его сжимаемости, необходимо применение ступеней с постепенно уменьшающимися проходными сечениями. При равных условиях работы прототипа и предлагаемого изобретения содержание газа в отсепарированной пластовой жидкости в предлагаемом изобретении снижается по сравнению с прототипом на 50%, что приводит к повышению кпд насосной установки до 5%. Например, при работе в скважине с пластовой жидкостью с исходным содержанием газа 40-50% в прототипе отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 96% жидкости и 4% свободного газа. В предлагаемом изобретении отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 98% жидкости и 2% газа, что при работе увеличивает кпд погружной насосной установки.

В отличие от прототипа в предлагаемом изобретении благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа и движению двух потоков пластовой жидкости по одной подъемной трубе происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект», что приводит также к увеличению кпд установки в целом (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М.: Недра, 1969 г., с.182).

Таким образом, совокупность предложенных операций способа и техническое решение конструкции погружной насосной установки позволяет существенно повысить эффективность и расширить область применения способа и устройства для откачки газожидкостной смеси из скважины, улучшить кпд устройства по сравнению с известными изобретениями.

1. Способ откачки газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами и нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, отличающийся тем, что после разделения газожидкостной смеси осуществляется подача отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.

2. Погружная насосная установка, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу потока шнек, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа, отличающаяся тем, что погружной насос выполнен в виде набора ступеней, причем каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, содержит насос объемного типа, установленного на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока отсепарированной жидкости, выходящего из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.

3. Погружная насосная установка по п.2, отличающаяся тем, что соотношение площадей сечения для прохода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости во входном сечении узла отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа составляет 0,4-1,0.

4. Погружная насосная установка по п.2, отличающаяся тем, что содержит узел смешивания потоков жидкости и газа, выполненный в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий, установленный после насоса объемного типа.