Способ применения электроцентробежного насоса с мультифазным насосом и пакером

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором. Технический результат - повышение эффективности добычи пластового флюида из скважин с негерметичной эксплуатационной колонной. В скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку. Между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливают секцию мультифазного насоса. Погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжают наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединяют с входным модулем электроцентробежного насоса и выполняют с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки. После этого разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером. Запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из-под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Дополнительно под кожух может быть установлен фильтр от механических примесей. С помощью мультифазного насоса гомогенизируют и частично сжимают газожидкостную смесь, увеличивают рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в газожидкостной смеси а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором.

Известна погружная насосная установка для добычи нефти, (аналог) (1), патент РФ №2278959, опубликовано 27.06.2006 г., содержащая спущенные в скважину насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твердых частиц и отстойник. Центробежный сепаратор расположен ниже погружного электродвигателя с возможностью передачи с вала электродвигателя на вал центробежного сепаратора, при этом ротор сепаратора окружен неподвижной винтовой решеткой с нарезкой лопаток, противоположной движению потока жидкости и направлению вращения ротора сепаратора. Также электродвигатель содержит кожух, гидравлически связывающий прием насоса и полость центробежного сепаратора.

Недостатками устройства является то, что винтовая решетка сепаратора создает встречный поток движению жидкости через сепаратор к приему насоса и при определенной вязкости добываемой смеси сепаратор может блокироваться встречными потоками, т.е. добываемая смесь пойдет к насосу, минуя сепаратор, а если скважинная жидкость содержит абразивные частицы, то существует потенциальный риск расчленения установки по корпусу газосепаратора.

Известно устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах, (аналог) (2), патент на полезную модель №78524, E21B 43/38. Устройство содержит «хвостовик» с пакером, открытую снизу газосборную емкость, выполненную в виде перевернутого стакана, снабженную газоотводной трубкой, сообщающейся с затрубным пространством. При этом газосборная емкость соединена своей донной частью с ЭЦН, а выход газоотводной трубки расположен над приемным модулем насоса. Таким образом, обеспечивается подача жидкости и газа в затрубное пространство, при этом жидкость подводится к зоне приема насоса, а газ выше этой зоны. Такая схема движения разделившихся фаз позволяет использовать высокопроизводительные УЭЦН взамен менее совершенных поршневых насосов.

Недостатками способа является то, что если скважинная жидкость содержит абразивные частицы, то существует потенциальный риск расчленения установки по корпусу газосепаратора, газосепараторы нельзя применять в скважинах с пакером, перекрывающим выход газа на устье скважины, а также в боковых стволах с углом отклонения от вертикали более 60° из-за накапливания механических примесей, сбрасываемых из выкидных отверстий газосепаратора (при таких значениях угла наклона частицы не сползают по стенкам обсадной колонны, а остаются в зоне выброса, что приводит к затруднениям при извлечении/установке УЭЦН).

Известно устройство для сепарации газа и песка при откачке жидкости из скважины погружным электроцентробежным насосом, (аналог) (3), патент на полезную модель №65130, дата публикации 27.07.2007, которое включает струйный аппарат, активное сопло, гидравлически сообщенное обводным каналом с рабочей напорной линией погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН), корпус с газоотводной и всасывающей трубами, установленный под приемом ПЭЦН, фильтр, установленный на нижнем конце корпуса, ось с радиальными перфорационными отверстиями для прохода газожидкостной смеси, причем внутреннее пространство оси сообщено с всасывающей полостью струйного аппарата, установленного на входе газоотводной трубки. Сепарационный элемент размещен внутри корпуса под газоотводной трубкой и выполнен в виде взаимообращенных навстречу друг к другу конических полок, направленных вниз и жестко закрепленных друг под другом на внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности оси. Устройство ниже фильтра оснащено пескосборной камерой. Недостатками является то, что устройство нельзя применить для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов или объектов разработки. Кроме того, совместное использование центробежного электронасоса и струйного насоса для увеличения добычи нефти из одного объекта эксплуатации требует применения ЭЦП с более высокими напорами для преодоления высоких сопротивлений, возникающих в области сужения в сопле эжекторного струйного насоса.

Известен способ добычи нефти Гарипова и установка для его осуществления, (прототип) (4), патент RU 2405918 C1, E21B 43/00, дата подачи заявки 08.06.2009, опубликовано 10.12.2010. Способ добычи нефти включает диспергирование пластового флюида с газом с последующей подачей газожидкостной смеси на прием электроцентробежного насоса. Согласно изобретению производят отсекание верхних пластов и нижних пластов и/или интервала негерметичности скважины путем установки, по меньшей мере, одного пакера над электроцентробежным насосом. Производят сепарирование газа с одновременным эжектированием газа из подпакерной зоны в насосно-компрессорные трубы над электроцентробежным насосом. Диспергирование пластового флюида осуществляют с пластовым и подпакерным газом и производят его в подпакерной зоне до получения однородной гомогенной газожидкостной смеси с последующей ее подачей на прием электроцентробежного насоса и откачкой на поверхность однородной гомогенной газожидкостной смеси.

Недостатками является то, что установка пакера над электроцентробежным насосом приводит к скоплению газа в межтрубном пространстве в подпакерной зоне и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. Кроме того, не обеспечивается достаточное охлаждение погружного электродвигателя, нагрев которого вызывает увеличение объема газожидкостной смеси, особенно в скважинах с большим газовым фактором.

Технической задачей, решаемой способом применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, является повышение эффективности технологии добычи пластового флюида из скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, либо эксплуатационной колонной с многочисленными нарушениями, в том числе и нарушениями, находящимися ниже глубины установки погружного насоса, либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором, увеличение рабочего интервала подач и величины предельного содержания газа в смеси, а также величины напора, стабилизация работы оборудования, улучшение охлаждения погружного электродвигателя, устранение скопления газа в межтрубном пространстве и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, снижение затрат на ремонт скважин, снижение аварийности.

Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, применение которого гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в смеси, а также величину напора, стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.

Сущность изобретения заключается в том, что при использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, в скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку, между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из-под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Дополнительно под кожух может быть установлен фильтр от механических примесей. Мультифазный насос гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в газожидкостной смеси, а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. Кроме того, мультифазный насос прокачивает газожидкостную смесь через основной насос, исключая образование неподвижных газовых пробок. Также мультифазный насос диспергирует газожидкостную смесь в каждой своей ступени. Предлагаемый способ стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.

На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером. При использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером работу производят следующим образом. В скважине при первой спуско-подъемной операции ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны 13, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер 11, либо двухпакерную компоновку. Затем вторым этапом на колонне труб 12 спускается в последовательности снизу вверх патрубок 10 с уплотнительными элементами и фильтром 4, хвостовик из насосно-компрессорных труб 9, присоединяемый к герметичному кожуху, герметичный аварийно-разъединяемый узел 8, герметичный кожух 7 с установленными в нем гидрозащитой 5 и погружным электродвигателем 6, входной модуль 3 с герметичным соединением с герметичным кожухом 7 и герметичным каналом линии питания погружного электродвигателя (на чертеже не показано), мультифазный насос 3, электроцентробежный насос 1. Собранная компоновка спускается в скважину до глубины установки верхнего пакера 11, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку патрубка 10 хвостовика 9 во внутренней полости пакера 11. Таким образом все негерметичные участки колонны отсечены пакером 11 и жидкость после запуска скважины в работу из интервалов перфорации поступает из-под пакера 11 через хвостовик 9 во внутреннюю полость герметичного кожуха 7 на прием входного модуля 3 и через мультифазный насос 2 в электроцентробежный насос 1. Новым является то, что между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. Мультифазный насос гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в смеси, а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. Кроме того, мультифазный насос прокачивает газожидкостную смесь через основной насос, исключая образование неподвижных газовых пробок. Также мультифазный насос диспергирует газожидкостную смесь в каждой своей ступени. Предлагаемый способ стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Технологический и технический результаты при использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером достигаются за счет увеличения рабочего интервала подач и величины предельного содержания газа в газожидкостной смеси, а также величины напора, повышения давления на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу, улучшения охлаждения погружного электродвигателя, устранения скопления газа в межтрубном пространстве и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, уменьшения времени ремонта скважины и оборудования.

Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.

Использованная литература

1. Патент РФ №2278959, опубликовано 27.06.2006 г.

2. Патент на полезную модель №78524, E21B 43/38.

3. Патент на полезную модель №:65130, дата публикации 27.07. 2007.

4. Патент RU 2405918 C1, E21B 43/00, дата подачи заявки 08.06.2009, опубликовано 10.12.2010.

Способ применения электроцентробежного насоса с мультифазным насосом и пакером, отличающийся тем, что в скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер либо двухпакерную компоновку, между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливают секцию мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжают наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединяют с входным модулем электроцентробежного насоса и выполняют с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами, к герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из-под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при механизированной добыче нефти. Скважинный штанговый насос с подвижным цилиндром содержит цилиндр 1, жестко связанный с колонной штанг 2, в верхней части которого закреплен клапан нагнетательный 3.

Устройство для подъема воды может быть использовано в гидротранспортных и энергетических системах, а также в водоснабжении. Устройство содержит корпус, тело вытеснителя воды, размещенное в корпусе с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль оси корпуса за счет механического подъемника сверху.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в штанговых глубинных насосах, работающих в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании газа в откачиваемой жидкости. Скважинный погружной насос содержит газосепаратор.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для перекачивания текучих сред и может быть использована в промышленности, на транспорте, в быту при перекачивании жидкостей, а также иных несжимаемых и сжимаемых текучих сред, в том числе при эксплуатации скважин в нефтедобывающей промышленности.

Изобретение относится к области насосостроения и может быть применено в гидротранспортных и энергетических системах, а также в водоснабжении. Устройство для подъема воды включает погружаемое тело водоподъемника и средства для осуществления его движения.

Изобретение относится к области насосостроения и может быть использовано для скважинной добычи нефти с повышенной вязкостью и высоким содержанием газа. В верхней части насоса расположены отсечной клапан и механическое уплотнение полого штока.

Группа изобретений относится к способу эксплуатации дожимных насосных станций, содержащих центробежные сепараторные фильтры, на нефтяных месторождениях. Центробежный сепараторный фильтр содержит вертикальный корпус, имеющий центральную часть, по существу, цилиндрической формы и верхнюю и нижнюю части, по существу, полусферической формы, тангенциальный впуск текучей среды, содержащей нефть и частицы, подлежащие фильтрации, расположенный в верхней части корпуса, осевую трубу с выпуском отфильтрованной текучей среды, имеющую концентрическое расположение с корпусом и закрепленную в его верхней части, множество конусных пластин, расположенных вокруг осевой трубы друг под другом, причем основание конусных пластин направлено вниз относительно положения корпуса, выпуск удаленных из текучей среды частиц, расположенный в нижней части корпуса.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при добыче нефти. Штанговая насосная установка содержит цилиндр 1 с корпусом клапана 2, седлом 3 и упором седла 4 в своей нижней части.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии. Способ предусматривает перемещение по трубопроводу или транспортировку ее магистральным насосом с приводом от электрического двигателя. Предусматривают преобразование электрической энергии в механическую путем взаимодействия проводников или обмоток под электрическим током с магнитными полями после подачи электрического напряжения с вращающимся ротором заданной массы и моментом инерции, механически соединенным с насосом. С подачей напряжения на обмотки в период пуска аккумулируют механическую энергию, которую в свою очередь получают, когда преобразуют часть электрической энергии при разгоне ротора. Сохраняют и применяют эту накопленную механическую энергию в установившемся режиме работы двигателя в виде кинетической энергии. В результате получают сумму из двух составляющих общей механической работы или энергии: первой - работы электрического тока по вращению ротора с насосом в установившемся режиме, а второй - работы, аккумулированной механической энергии, преобразованной из электрической энергии при разгоне вращения ротора, которую применяют совместно с первой. 1 ил.
Наверх