ПОГРУЖНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

Полезная модель относится к установкам для добычи жидкости из скважин погружными насосами и может быть применена для добычи нефти одновременно из нескольких продуктивных пластов, или из боковых стволов малого диаметра.
Известна погружная насосная установка для добычи жидкости из скважины, состоящая из электродвигателя, подпорного струйного насоса и основного центробежного насоса, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну и соединенного с приемом подпорного струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, и сопло струйного насоса через дополнительный патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса, вход в камеру смешения струйного насоса сообщается с внутренним каналом хвостовика, а выход из камеры смешения струйного насоса сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком (Патент №125250. Погружная насосная установка. // Мохов М.А., Сазонов Ю.А., Димаев Т.Н, Тигов П.Н. // Заявка на полезную модель №2012120690 - Дата подачи заявки: 21.05.2012. - Опубликовано: 27.02.2013. Бюл. №6).
Недостатком известного устройства является относительно низкая эффективность его работы в условиях, осложненных высоким содержанием газа в зоне работы насосного оборудования.
Задачей, решаемой полезной моделью, является повышение эффективности работы погружной насосной установки в осложненных условиях при интенсивном поступлении газа в зону работы насосного оборудования.
Техническим результатом является создание более надежных погружных насосных установок для добычи жидкости из скважин, осложненных высоким содержанием газа, что достигается за счет исключения попадания газа в зону работы основного центробежного насоса.
Технический результат достигается тем, что погружная насосная установка состоит из электродвигателя, подпорного струйного насоса и основного центробежного насоса, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну и соединенного с приемом подпорного струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб. Сопло струйного насоса через дополнительный патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса. Вход в камеру смешения струйного насоса сообщается с внутренним каналом хвостовика, а выход из камеры смешения струйного насоса сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами. Хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком. Насосная установка оснащена отводящим патрубком. Через отводящий патрубок выход из камеры смешения струйного насоса сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, при этом отводящий патрубок проложен вдоль основного центробежного насоса и далее вдоль насосно-компрессорных труб над основным центробежным насосом.
На чертеже, для удобства описания заявляемого технического решения, представлена схема погружной насосной установки для добычи жидкости из скважины.
Погружная насосная установка по фигуре 1 состоит из электродвигателя 1, подпорного струйного насоса 2 и основного центробежного насоса 3, хвостовика 4, спущенного в эксплуатационную колонну 5. Эксплуатационная колонна 5 может иметь несколько интервалов перфорации 6. Хвостовик 4 соединен с приемом 7 подпорного струйного насоса 2. Насосное оборудование спущено на колонне насосно-компрессорных труб 8. Хвостовик 4 оснащен уплотнительным устройством 9, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной 5 и хвостовиком 4. Нижняя часть 10 хвостовика 4, за счет уплотнительного устройства 9, расположена в зоне 11, которая изолирована от интервала перфорации 6. Зона перфорации связывает верхний продуктивный пласт с полостью эксплуатационной колонны 5. Зона 11 и внутренний канал нижней части 10 хвостовика 4 сообщаются с нижним продуктивным пластом, например, через боковой ствол малого диаметра, который может быть выполнен ниже уплотнительного устройства 9 (нижний продуктивный пласт и боковой ствол на схеме не показаны). Хвостовик может быть выполнен секционным. Секции, из труб различного диаметра, соединены через переводник 12. Выход 13 из подпорного струйного насоса 2 сообщается с входом 14 основного центробежного насоса 3. Выход 15 основного центробежного насоса 3 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 8. Струйный насос 2 имеет сопло 16 и камеру смешения 17. Сопло 16 струйного насоса 2 через дополнительный патрубок 18 сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса 3. Вход 7 в камеру смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с внутренним каналом хвостовика 4, а выход 13 из камеры смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с кольцевым каналом 19, который образован между эксплуатационной колонной 5 и насосно-компрессорными трубами 8. Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20. В верхней высоконапорной части основного центробежного насоса 3 размещен газожидкостной сепаратор 21, обеспечивающий отделение воды из водонефтегазовой смеси. Сепаратор может иметь различные известные исполнения. К примеру, сепаратор может иметь вращающиеся детали, расположенные на валу насоса 3. Сепаратор может быть и циклонного типа, и не иметь подвижных деталей. На схеме сепаратор 21 показан условным значком, без пояснений принципа работы. Воду из сепаратора 21 подают в дополнительный патрубок 18, сообщающийся с соплом 16 подпорного струйного насоса 2. Выход из камеры смешения 17 струйного насоса 2 сообщается через отводящий патрубок 22 с кольцевым каналом 19 между эксплуатационной колонной 5 и насосно-компрессорными трубами 8, при этом отводящий патрубок 22 проложен вдоль основного центробежного насоса 3 и далее вдоль насосно-компрессорных труб 8 над основным центробежным насосом 3.
Предлагаемая погружная насосная установка работает следующим образом.
Пластовая жидкость, смесь нефти и воды, вместе с пузырьками попутного газа, поступает внутрь эксплуатационной колонны 5 через перфорационные отверстия 6 из верхнего продуктивного пласта, и внутрь хвостовика 4 из нижнего пласта. Верхний и нижний, продуктивные пласты изолированы друг от друга в колонне 5 уплотнительным устройством 9.
Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20. Электрическая энергия преобразуется в двигателе 1 в механическую энергию. Механическая энергия в насосе 3 преобразуется в гидравлическую энергию, создается поток перекачиваемой среды в направлении от входа 14 к выходу 15 и далее вверх по каналу внутри насосно-компрессорных труб 8.
Струйный насос 2 откачивает продукцию нижнего продуктивного пласта, через каналы хвостовика 4, 12 и 10. В струйном насосе повышается давление за счет энергии струи жидкости, истекающей через сопло 16. Известно, что струйный насос устойчиво работает и перекачивает и жидкости, и газы, и газожидкостные смеси. Но необходимо соблюдать условие, в жидкости, проходящей через сопло 16 не должен присутствовать газ в значительном количестве (по литературным данным до 10% по объему). Для соблюдения этого условия необходимо подавать в сопло 16 пластовую воду, с минимальным присутствием газа и нефти в потоке, поскольку и в нефти имеется растворенный газ, который переходит в свободное состояние при снижении давления на выходе сопла 16. Как и в известных решениях, возможно использование сепаратора 21, который обеспечивает отделение пластовой воды. Вода через патрубок 18 подается в сопло 16 струйного насоса 2, обеспечивая эффективную перекачку водонефтегазовой смеси, поступающей из нижнего продуктивного пласта в зону 11 и далее через канал 7 и струйный насос 2, на выход 13.
Подпорный струйный насос 2 в полном объеме перекачивает газ, поступающий с жидкостью из нижнего пласта. По отводящему патрубку 22 газ с жидкостью отводятся в кольцевой канал 19, над основным центробежным насосом 3, где осуществляется гравитационная сепарация газожидкостной смеси. Газ поднимается далее вверх по эксплуатационной колонне 5. Жидкость движется вниз к входу 14 основного центробежного насоса 3. Далее продукция двух пластов смешивается и поступает на вход 14 основного центробежного насоса 3. Длину отводящего патрубка 22 подбирают с учетом пластовых условий и с учетом перепада давлений на уплотнительном устройстве 9.
Поскольку за счет отводящего патрубка 22 сепарация газа осуществляется в зоне над насосом 3, тем самым исключается попадания газа из нижнего пласта в зону работы основного центробежного насоса 3. Таким образом, обеспечивается технический результат по созданию более надежных насосных установок для добычи жидкости из скважин, осложненных высоким содержанием газа в добываемой продукции.