КОЛОННА ЛИФТОВЫХ ТРУБ ДЛЯ СКВАЖИННОГО ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА
ELEVATOR PIPE COLUMN FOR DOWNHOLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме для повышения эффективности эксплуатации.
По стандартам большинства нефтяных компаний между колонной лифтовых труб (насосно-компрессорных труб) и электроцентробежным насосом необходимо устанавливать обратный клапан. Обратный клапан предназначен для исключения стекания, то есть движения вниз скважинной жидкости через насос в зону межтрубного пространства и ниже насоса.
Расположение обратного клапана над ЭЦН приведена на стр. 670 (позиция 10 на рис. 9.25) книги Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., испр. - М.Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.
Определенная часть фонда малодебитных нефтедобывающих скважин в районах Сибири и Севера страны обслуживаются электроцентробежными насосами с малым и средним расходом по жидкости в периодическом режиме времени, так как приток пластовой жидкости в скважину остается ниже минимально допустимой производительности насоса. Часть времени суток происходит приток и накопление пластовой жидкости и газа в скважине, а в оставшееся время суток насос откачивает скважинную продукцию по колонне НКТ в систему нефтесбора.
В период откачки скважинной продукции водонефтяная эмульсия по своему составу (содержание нефти, газа и воды) по длине колонны НКТ не меняется, несмотря на снижение давления и выделение из нефти попутного нефтяного газа (ПНГ). От насоса до глубины колонны НКТ с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, плотность, и массовый расход пластовой продукции остаются неизменными. Выше этой глубины из нефти начинает выделяться ПНГ, имеющий значительно меньшую плотность, чем нефть и вода. В связи с этим растут скорости движения нефти и воды для того, чтобы массовый расход флюидов по колонне труб оставался постоянной величиной.
В период накопления пластовой жидкости и газа в скважине электроцентробежный насос простаивает, а газожидкостной состав (ГЖС) в колонне НКТ под действием силы всемирного тяготения перераспределяется по плотности флюидов. Относительно легкие нефть и газ поднимаются наверх, а тяжелые глобулы пластовой воды седиментируют в нижнюю часть колонны и, сливаясь, образуют свободную воду. Таким образом, под действием гравитационной силы ранее почти равномерно распределенная по массе скважинная продукция в колонне НКТ трансформируется - в нижней части колонны накапливается основная масса, а в верхней части - меньшая часть массы газожидкостного состава. Условно можно сказать, что центр тяжести ГЖС смещается на несколько десятков и даже сотен метров вниз. Это значит то, что часть полезной работы насоса по поднятию ГЖС вверх пропадает.
Известно глубинное оборудование скважины с ЭЦН по патенту РФ на полезную модель №152084 (опубл. 2015.05.10) «Обратный клапан установки электроцентробежного насоса», который обеспечивает эффективную работу насоса и колонны лифтовых труб в условиях повышенного содержания в скважинной продукции газа, песка и агрессивных компонентов. Данное оборудование скважины содержит над насосом лишь один обратный клапан и не решает описанную проблему эксплуатации периодически работающих скважин, оборудованных ЭЦН.
Технической задачей заявляемого изобретения является совершенствование колонны насосно-компрессорных труб нефтедобывающей скважины с ЭЦН для того, чтобы центр тяжести газожидкостного состава в колонне труб смещался вниз на минимальную величину после остановки скважины, чтобы сохранить ту полезную работу и потенциальную энергию, которая была ранее совершена (достигнута) насосом в период ее работы. Это позволяет повысить эффективность работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме.
нас
нас
Поставленная задача решается тем, что колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса, содержащая насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и обратный клапан над насосом, согласно изобретению скомплектована так, что колонна труб содержит несколько обратных клапанов, установленных от насоса до устья скважины, причем клапаны установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Н с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от этой глубины Ндо устья скважины.
нас
нас
Таким образом, на единице длины колонны труб на участке от насоса до глубины Н расположено большее количество обратных клапанов, чем на участке колонны труб от этой глубины Н до устья скважины.
нас
Клапаны служат для исключения стекания в сторону насоса значительного количества попутно добываемой пластовой воды после остановки ЭЦН благодаря действию силы гравитации. Выше глубины Нколонны НКТ из нефти выделяется попутный нефтяной газ, который занимает определенный объем в колонне труб, не имея значительной массы ввиду малой плотности даже при значительном давлении в колонне лифтовых труб. Пространство для нефти и воды в колонне труб снижается, поэтому и их влияние на этом участке колонны труб на смещение центра тяжести скважиной продукции при остановке скважины также снижается. В связи с этим по изобретению предложено неравномерное расположение обратных клапанов по длине колонны труб.
Обратные клапаны, равномерно установленные по длине обоих рассмотренных участков, будут выполнять свою штатную функцию - исключать движение ГЖС вниз, а именно - наиболее ее тяжелую часть - пластовую воду. Повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме, достигается благодаря сохранению центра тяжести скважинной продукции в колонне НКТ после остановки насоса благодаря отсутствию стекания значительного количества пластовой воды в нижнюю часть колонны труб.
Схема заявленной колонны лифтовых труб приведена на фигуре, где условно обозначены позициями: 1- обсадная колонна, 2- колонна лифтовых (насосно-компрессорных труб), 3- электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4- обратные клапаны по длине колонны НКТ, 5- зона с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, 6 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.
Подземное оборудование малодебитной скважины эксплуатируется в периодическом режиме с помощью заявленной колонны лифтовых труб следующим образом.
1. В первый период откачки газожидкостного состава из скважины и пласта электроцентробежный насос 3 работает в обычном режиме, нефть, газ и пластовая вода под действием создаваемого насосом давления движутся по колонне 2 НКТ, проходят равномерно установленные обратные клапаны.
2. В период накопления пластовой продукции в скважине газожидкостной состав над каждым обратным клапаном 4 остается без движения вниз с сохранением своей массы. Движение наиболее плотного флюида (пластовая вода) будет возможно только между отсеченными клапанами участками колонны 2 лифтовых труб. Таким образом, исключается накопление значительной массы свободной воды над электроцентробежным насосом 3 как при традиционной конструкции колонны лифтовых труб.
3. При втором и последующих пусках скважины в эксплуатацию насос будет лифтировать на устье скважины чередующиеся слои воды, нефти и свободного газа.
Несомненно, что равномерное распределение наиболее плотной фазы скважиной продукции по длине заявленной колонны лифтовых труб - пластовой воды требует меньшей энергии по подъему газожидкостного состава на устье скважины. Совершаемая работа по подъему ГЖС равняется произведению силы тяжести на расстояние, при преодолении которого действует эта сила:
При сохранении водной фазы на тех высотах по длине колонны НКТ, которые были до момента остановки ЭЦН остаются неизменными и малыми и расстояния L, на которые необходимо транспортировать воду, чем при ее седиментации и сборе в нижней части колонны лифтовых труб.
Проверку работоспособности и эффективности предложенной компоновки колонны лифтовых труб проверим на гипотетической вертикальной нефтедобывающей скважине со следующими данными:
- массовое содержание нефти и воды в пластовой продукции - 50 на 50%;
- газовый фактор - отсутствует (для упрощения и наглядности расчетов);
3
- средняя плотность нефти при лифтировании - 880 кг/м;
3
- средняя плотность воды при лифтировании - 1180 кг/м;
- электроцентробежный насос установлен на глубине 1000 м;
- внутренний диаметр НКТ лифтовой колонны - 62 мм;
- внутренний объем 1 метра НКТ - 3 литра.
Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости при традиционной компоновке колонны лифтовых труб.
н
в
В период накопления пластовых флюидов и простаивания насоса произойдет расслоение нефти и воды так, что вся вода соберется в нижней части колонны НКТ длиной 500 м, а вся нефть соберется в верхней части колонны труб тоже длиной 500 м. Общая работа по подъему жидкости равна сумме работ по подъему до устья нефти и воды: А=А+А
в
в
3
3
2
Центр тяжести водной части длиной 500 м будет находиться на глубине 750 м, поэтому А=M⋅g⋅L=1,5 м⋅1180 кг/м⋅9,8 м/с⋅750 м=13,01 МДж.
н
в
3
3
2
Центр тяжести нефтяной части также длиной 500 м будет находиться на глубине 250 м, поэтому А=M⋅g⋅L=1,5 м⋅880 кг/м⋅9,8 м/с⋅250 м=3,23 МДж.
1
A=13,01+3,23=16,24 МДж
Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости с помощью предложенной компоновки колонны лифтовых труб.
3
Предположим, что обратных клапанов будет большое множество, и тогда после остановки насоса компонентный состав по длине колонны НКТ практически не изменится ввиду неподвижности всей жидкостной системы, поэтому центр тяжести установится на глубине 500 м, а средняя плотность жидкостного состава будет равна плотности водонефтяной эмульсии: (1180+880)/2=1030 кг/м
2
ж
3
3
2
А=M⋅g⋅L=3,0 м⋅1030 кг/м⋅9,8 м/с⋅500 м=15,14 МДж
2
1
Очевидно, что А меньше, чем А. Преимущество рассмотренной компоновки колонны лифтовых труб в энергетическом отношении и относительном выражении в сравнении с традиционными колоннами составляет:
нас
При значительном содержании газа в добываемой нефти показатель е понизится, но положительный эффект сохранится, так как рассмотренная модель ГЖС гипотетической скважины соответствует участку реальной скважины от насоса до точки колонны НКТ, в которой давление равно P, и отсутствует свободный газ, который снижает эффект от применения рассмотренной колонны труб.
Предлагаемое техническое решение может быть использовано в скважинах с малым газовым фактором и небольшой величиной параметра давления насыщения нефти газом.