Способ сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в установках погружных электроцентробежных насосов с погружными электродвигателями в кожухе, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа. Обеспечивает повышение эффективности и надежности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа. Согласно способу сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе, в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства. Ниже кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. При осуществлении способа происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, закручивание потока газожидкостной смеси, разделение потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подача дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в установках погружных электроцентробежных насосов с погружными электродвигателями в кожухе, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа.

Известно устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах, (аналог) (1), патент на полезную модель №78524 Е21В 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. Известно устройство для сепарации газа и песка при откачке жидкости из скважины погружным электроцентробежным насосом, (аналог) (2), 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 ЭЦН с более высокими напорами для преодоления высоких сопротивлений, возникающих в области сужения в сопле эжекторного струйного насоса.

Известен газовый сепаратор скважинного центробежного насоса, (аналог) (3), патент РФ №: 2162937 МПК Е21 В, дата подачи заявки 25.06.1999, опубликовано 10.02. 2001, в котором рабочее колесо центробежного насоса выполнено с периферийным боковым выходом и установлено в корпусе за входной головкой по направлению движения жидкости, цилиндрический барабан одним концом жестко соединен с ведомым диском рабочего колеса, а другим опирается на присоединительную головку, внутри него концентрично оси сепаратора размещена конусная направляющая потока, диаметр которой плавно уменьшается в направлении насоса, прикреплена жестко к присоединительной головке и образует с цилиндрическим барабаном расширяющийся кольцевой канал. Недостатками является то, что не обеспечивается эффективная сепарация газа, а при установке пакера над электроцентробежным насосом происходит скопление газа в межтрубном пространстве в подпакерной зоне и возможен прорыв 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. Известен способ откачивания жидкости установкой электроцентробежного насоса и газосепаратор установки электроцентробежного насоса, (прототип) (4), патент РФ №2442023 F04D 13/10, Е21В 43/38, дата подачи заявки 07.07.2010, опубликовано 10.02.2012, который заключается в подводе газожидкостной смеси в газосепаратор, повышении ее напора в шнеке газосепаратора, закручивании потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в электроцентробежный насос. В ограниченных радиальных габаритах скважины предварительно, до размещения установки электроцентробежного насоса в скважине, определяют диапазон подач газожидкостной смеси, рассчитывают для каждого значения этого диапазона геометрические параметры шнека газосепаратора и затем комплектуют установку партией рассчитанных шнеков для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины. Недостатками является то, что при установке пакера над электроцентробежным насосом происходит скопление газа в межтрубном пространстве в подпакерной зоне и возможен прорыв 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 изобретением, является повышение эффективности и надежности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа. Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе, при котором 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, а газосепаратор расположен ниже кожуха погружного электродвигателя и герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика.

Сущность способа сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе заключается в том, что в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства. Согласно изобретению ниже кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. При этом происходит подвод газожидкостной смеси из хвостовика в газосепаратор, закручивание потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса.

Предлагаемый способ сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе позволяет повысить эффективность и надежность эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа ввиду отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса и предотвращает скопление газа и прорыв его на прием электроцентробежного насоса, что приводит к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса.

На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе. При использовании способа сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе в скважинах с большим газовым фактором, оборудованных электроцентробежными насосами с погружными электродвигателями в кожухе, работу производят следующим образом.

Собранная компоновка спускается в заданный интервал эксплуатационной колонны 11. При работе электроцентробежного насоса 1 газожидкостная смесь поступает через фильтр механических примесей 9 и хвостовик 8 с аварийно-разъединительным узлом 7 в газосепаратор 6. Газосепаратор 6 герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха 5 погружного электродвигателя 4 с гидрозащитой 3 с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя 4 на вал газосепаратора 6 и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика 8. При этом происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор 6, закручивание потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух 5 погружного электродвигателя 4 с гидрозащитой 3 и входной модуль 2 электроцентробежного насоса 1. Далее жидкость посредством электроцентробежного насоса 1 через колонну насосно -компрессорных труб 10 поступает на устье скважины.

Новым является то, что при предлагаемом способе сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе, ниже кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. При этом происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, закручивание потока газожидкостной смеси, разделении потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса. Технологический и технический результаты при использовании способа сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе достигаются повышением эффективности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружными электродвигателями в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа ввиду отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и подачу дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса и предотвращения скопление газа и прорыва его на прием электроцентробежного насоса, приводящего к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. 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 на полезную модель №78524, Е21В 43/38.

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

3. Патент РФ №: 2162937, МПК Е21 В, дата подачи заявки 25.06.1999, опубликовано 10.02. 2001.

4. Патент РФ №2442023, F04D 13/10, Е21 В43/38, дата подачи заявки 07.07.2010, опубликовано 10.02.2012.

Способ сепарации газа погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе, при котором в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметичным кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства, отличающийся тем, что ниже кожуха погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который герметично соединен с нижней частью герметичного кожуха с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал газосепаратора и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика, при этом происходит подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, закручивание потока газожидкостной смеси, разделение потока с последующим отводом отсепарированного газа в затрубное пространство и подача дегазированной жидкости в герметичный кожух погружного электродвигателя с гидрозащитой и входной модуль электроцентробежного насоса.