Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины

Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью электроцентробежных насосов и может использоваться в нефтяных компаниях России. Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины заключается в том, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса. При этом поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненном в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенном до кровли продуктивного пласта. Причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации электроцентробежного насоса. 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, осуществляемой с помощью глубинных электроцентробежных насосов. Может использоваться в нефтедобывающих компаниях, разрабатывающих нефтяные месторождения с высоким газовым фактором в нестационарном режиме.

Известно, что в газовую среду межтрубного пространства периодически или постоянно поступают свежие порции попутного нефтяного газа в результате сепарации газа из нефти, поднимающейся выше глубинного насоса в кольцевое межтрубное пространство. При неисправном состоянии устьевого перепускного клапана благодаря этому процессу давление в газовой среде растет и начинается поступление газожидкостного состава на приемные отверстия глубинного насоса не только со стороны пласта, но и сверху - со стороны динамического уровня жидкости. Вследствие этого динамический уровень снижается и приближается к приемным отверстиям насоса. В определенный момент вместо газожидкостного состава в насос поступает сплошная газовая фаза и происходит срыв подачи насоса. Описанное явление более характерно для электроцентробежных насосов, рабочие колеса которого конструктивно не созданы для перекачки газовой среды.

В учебниках по нефтедобыче отмечают, что для исключения негативного влияния свободного газа на приеме насоса необходимо электроцентробежный насос (ЭЦН) погружать на большую глубину под уровень жидкости. Авторы тут же отмечают, что это снижает производительность ЭЦН из-за роста длины колонны лифтовых труб и повышения давления на выкиде насоса.

Существует несколько решений этой существующей в нефтедобыче проблемы. Например, известно техническое решение по патенту РФ на изобретение №2521091 «Способ определения давления насыщения нефти газом». С помощью частотного преобразователя тока питания погружного электродвигателя ЭЦН меняли производительность насоса и, как следствие, давление на приеме насоса. Последний параметр изменяли в широком пределе от 40 до 160 атм и находили давление насыщение нефти газом при содержании свободного газа, равным нулю. Сегодня большинство нефтедобывающих скважин работают с низкими забойным давлениями для повышения отборов пластовых флюидов по формуле Дюпюи, поэтому нет никакой возможности поддерживать на приеме насоса давление выше Р_нас, хотя технически это возможно, например, согласно патенту №2521091.

В качестве прототипа к заявляемому изобретению выбрано техническое решение, представленное в статье «Применимость электроцентробежных насосов с кожухом погружного электродвигателя ниже интервала перфорации в скважинах с высоким газовым фактором», опубликованное в журнале Нефтяное хозяйство за 2009 год, №11, стр. 84-87. Хвостовик, изготовленный из нескольких насосно-компрессорных труб, обеспечивает поступление газированной жидкости на прием насоса даже при приближении динамического уровня жидкости в зону насоса. Указанный в статье хвостовик имеет единственное отверстие в нижней части, поэтому при ее длине больше 200 м пластовая продукция будет подниматься до входа в насос с потерями давления на трение. В результате давление на входе в насос будет снижено на величину Р_тр, которая определяется по формуле Дарси-Вейсбаха:

По формуле (1) видно, что понизить потери давления на трение при подъеме пластовых флюидов по хвостовику можно, уменьшив его длину. С другой стороны, хвостовик короткой длины сможет продлить непрерывную работу глубинного насоса лишь на короткий промежуток времени.

Технической задачей по заявляемому изобретению является создание оптимального способа эксплуатации глубинного насоса, в частности, электроцентробежного насоса.

Оптимальное содержание свободного газа на приеме ЭЦН, по мнению многих ученых и производственников, для разных конструкций насосов колеблется в широком диапазоне от 7 до 35%, в этом случае насос работает без срыва подачи пластовой жидкости. Поэтому давление на приеме электроцентробежного насоса должно обеспечивать именно такое свободное газосодержание в потоке флюидов у насоса. В связи с этим, потери давления на трения по формуле (1) при движении пластовой продукции по контейнеру не могут превышать определенной величины.

Поставленная задача по способу эксплуатации электроцентробежного насоса (ЭЦН) скважины решается тем, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса, поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненного в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенного до кровли продуктивного пласта, причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике.

Схема электроцентробежного насоса с хвостовиком приведена на фигуре, где условно обозначены позициями: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб выше насоса, 3 - электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - термо-манометрическая система ЭЦН, 5 - хвостовик ниже насоса, 6 - электромагнитные клапаны, 7 - заглушка, 8 - кабель электропитания ПЭД, магнитных клапанов и обратной связи от датчиков ТМС ЭЦН, 9 - стационарный уровнемер, 10 - станция управления скважины, 11 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.

Способ реализуется следующим образом.

1. В нефтедобывающую скважину спускают глубинно-насосное оборудование по схеме, приведенное на фигуре. Электроцентробежный насос 3 находится на расчетной оптимальной глубине, а его хвостовик 5 с заглушкой 7 спущен до кровли нефтяного пласта. Стационарно установленный уровнемер 9 с заданной периодичностью через открытый вентиль в обсадной колонне посылает акустические сигналы и замеряет расстояние до динамического уровня жидкости - Н_дин.

2. Если динамический уровень жидкости 11 в межтрубном пространстве (МП) расположен выше от верхнего клапана в хвостовике на вертикальное расстояние, превышающее минимально допустимую величину Н_мин, тогда открыт верхний клапан, остальные закрыты. На приемные отверстия ЭЦН поступает пластовая продукция (пузырьковая жидкость) с содержанием свободного газа (ССГ) не более 35%.

3. При снижении притока флюидов из пласта в скважину динамический уровень начинает снижаться, и в определенный момент вертикальное расстояние от уровня до верхнего клапана становится ниже Н_мин, тогда контроллер станции управления скважины 10 одновременно открывает нижерасположенный клапан, а верхний закрывает с помощью электромагнита.

4. Скважина будет работать в приемлемом режиме по содержание ССГ в поступающей жидкости даже в том случае, если Н_дин достигнет уровня насоса и опустится ниже.

5. При подъеме динамического уровня из-за роста притока флюидов в ствол скважины происходит обратное управление клапанами - при превышении вертикального расстояния от уровня до открытого клапана величины Н_мин открытый клапан закрывается с одновременным открытием ближайшего вышележащего клапана.

6. При снижении уровня жидкости на расстояние до нижнего клапана, меньше Н_мин станция управления выводит из действия погружной электродвигатель и в целом всю насосную установку по одному из критериев: перегрев ПЭД, содержание свободного газа на приеме насоса выше 35%. Температура оценивается по датчику в составе термоманометрической системы 4, а определение ССГ в режиме реального времени может быть оценено расчетным путем либо с помощью двух датчиков давления по патенту РФ на изобретение №2667183 (опубл. 17.09.2018, бюл. 26).

В прототипе (данные из статьи) хвостовик имеет лишь одно отверстие для поступления пластовой продукции - в нижней части. Это приводит к эксплуатации ЭЦН в неблагоприятном режиме по критерию ССГ на приеме на первое рабочее колесо насоса из-за снижения давления при подъеме газожидкостной смеси по всей длине хвостовика. По заявленному способу эксплуатации ЭЦН такая неблагоприятная ситуация возникает лишь при самом низком положении динамического уровня жидкости в скважине, когда открыт самый нижний электромагнитный клапан 6. Во всех остальных случаях открыт один из вышележащих клапанов, что и сокращает расстояние от клапана до приемных отверстий насоса, а значит и снижает потери давления на трения по формуле (1).

Наличие электромагнитных и управляемых клапанов позволяет работать ЭЦН в более оптимальном режиме, когда обеспечивает большее давление на приеме насоса. Эксплуатация электроцентробежного насоса продолжается в удовлетворительном состоянии даже при снижении уровня жидкости в МП значительно ниже приемных отверстий насоса, исключаются срыв подачи жидкости насосом и потери в плановой добыче нефти.

Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины, заключающийся в том, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса, отличающийся тем, что поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненном в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенном до кровли продуктивного пласта, причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике.