УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ С ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

Полезная модель относится к области добычи нефти и может быть применена при эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности, погружными центробежными электронасосами, в условиях газового фактора добываемой пластовой смеси.
Из предшествующего уровня техники известна управляемая погружная электроцентробежная насосная установка, содержащая погружной насос с электродвигателем, блок управления и соединенный с ним датчик давления, а также установленный на выходе насоса регулируемый дроссель. Регулирование дебита и подачи насоса осуществляется изменением скорости вращения электродвигателя путем регулирования его частотной характеристики (свидетельство на полезную модель RU 0007455).
Известно также устройство для эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом, содержащее размещенную в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб, при этом погружной электродвигатель токопроводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством (патент РФ RU 2522565). Данное устройство принято заявителем за прототип.
Недостатком известных устройств является то, что при наличии газового фактора добываемой пластовой смеси, то есть свободного (попутного) газа в перекачиваемой насосом нефти, образующиеся в стволе скважины газовые пробки приводят к частым отключениям насосной установки по причине срыва подачи, что существенно снижает эффективность эксплуатации скважины.
Задачей заявляемой полезной модели является обеспечение стабильной работы погружного насоса в скважинах с содержанием растворенного газа в добываемой нефти, повышение эффективности эксплуатации скважин, а также расширение арсенала технических средств, применяемых для эксплуатации скважин насосными установками при наличии свободного газа в добываемой продукции.
Поставленная задача решается заявляемым устройством для эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом, содержащим размещенную в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из погружного центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб, при этом погружной электродвигатель токоподводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством, которое содержит также размещенный в скважине в интервале между электродвигателем и насосом газосепаратор-диспергатор, сепарирующая ступень которого кинематически связана с электродвигателем и сообщается с межтрубным пространством, а диспергирующая ступень кинематически связана с насосом, и снабжено клапаном для перепуска отсепарированного газа из межтрубного пространства в НКТ, установленным в интервале между устьем скважины и насосом.
Технический результат, который достигается при использовании заявляемой полезной модели, заключается в исключении формирования на входе в насос значительных по объему газовых пробок, препятствующих нормальной работе погружного центробежного насоса и вызывающих его отключения по причине срыва подачи, а также в интенсификации работы насоса за счет использования подъемной силы газа.
Сущность заявляемой полезной модели поясняется чертежом, где представлена принципиальная схема устройства для эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом.
Скважина, оснащенная погружной насосной установкой, содержит продуктивный пласт 1, эксплуатационную колонну 2, последовательно подвешенные на насосно-компрессорной трубе (НКТ) 3 (от забоя) и кинематически связанные между собой погружной электродвигатель 4 с гидрозащитой 5, газосепаратор-диспергатор 6, погружной электроцентробежный насос 7. В корпусе газосепаратора-диспергатора 6 размещены сепарирующая ступень и диспергирующая ступень (на чертеже не показаны), кинематически связанные, соответственно, с электродвигателем 4 и насосом 7. В НКТ 3 в интервале между устьем скважины и насосом 7 установлен клапан 8 для перепуска отсепарированного газа из межтрубного пространства 9 в НКТ 3. Погружной электродвигатель 4 посредством силового токоподводящего кабеля 10 электрически связан с управляющим устройством - частотно-регулируемым приводом 11. Скважина оснащена также фонтанной арматурой, преобразователем частоты, системой телеметрии и другим необходимым для ее эксплуатации наземным и подземным оборудованием и техническими средствами.
Устройство работает следующим образом.
По команде оператора через управляющее устройство 11 включается погружной электродвигатель 4, который приводит в действие газосепаратор-диспергатор 6 и насос 7, перекачивающий нефтегазовую смесь через НКТ 3 и фонтанную арматуру на поверхность. При этом нефтегазовая смесь до попадания в насос 7 поступает в газосепаратор-диспергатор 6, основной функцией которого является преобразование пластовой трехфазной газожидкостной смеси в квазиоднородную эмульсию с газосодержанием на входе в насос до 65%. Число сепарирующих и диспергирующих ступеней газосепаратора-диспергатора выбирается в зависимости от величины газосодержания добываемой пластовой смеси и производительности насосной установки.
При поступлении пластовой трехфазной газожидкостной смеси сепарационная ступень газосепаратора-диспергатора 6 отбивает излишки газа из жидкости и направляет его через соединительный канал в корпусе газосепаратора-диспергатора в межтрубное пространство 9 скважины, в котором отсепарированный газ накапливается по мере работы газосепаратора-диспергатора. Газожидкостная же смесь с меньшим чем пластовая содержанием свободного газа поступает в диспергирующую ступень газосепаратора-диспергатора 6, где происходит ее интенсивное диспергирование, поэтому далее в погружной насос 7 поступает смесь с мелким пузырьками, равномерно распределенными в жидкости, и газ не оказывает вредного влияния на работу насоса 7, нагнетающего смесь по НКТ 3 на поверхность. Таким образом, исключается формирование значительных по объему газовых пробок, препятствующих нормальной работе элементов погружного центробежного насоса, уменьшается объемное содержание газа в перекачиваемой жидкости и, соответственно, количество отключений насосной установки по причине срыва подачи.
При достижении в межтрубном пространстве 9 скважины давления поступающего из сепарирующей ступени газосепаратора-диспергатора 6 отсепарированного газа, равного давлению срабатывания клапана 8, последний открывается и отсепарированный газ поступает в НКТ 3, где смешивается с перекачиваемой насосом 7 газожидкостной смесью, благодаря чему для дальнейшего подъема газожидкостной смеси на поверхность дополнительно используется подъемная сила газа.
В известных конструкциях нефтяных скважин для сброса газа из межтрубного пространства применяют клапан, установленный на устье скважины в ее обвязке. Клапан перепускает газ из межтрубного пространства в шлейф. В заявляемом же устройстве клапан установлен внутри скважины на НКТ. Такая конструкция имеет следующие преимущества:
- повышается производительность насоса, так как попадающий в НКТ из межтрубного пространства газ облегчает столб жидкости, содержащийся в НКТ, и снижает противодавление, оказываемое на насос, при этом, соответственно, увеличивается и дебет скважины;
- повышается безопасность и экологическая надежность конструкции скважины, так как при возможном разрушении клапана надземного исполнения произойдет выброс нефтегазовой смеси на рельеф и в атмосферу, а при разрушении внутрискважинного клапана выбросов вредных веществ не происходит.
Давление срабатывания и глубина установки клапана 8 в НКТ рассчитываются по известным методикам в зависимости от газосодержания нефти, пластового давления, давления в системе сбора продукции и других факторов.
Опытные работы по испытанию эффективности применения заявляемого устройства для эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом проводились на скважине №558н Ассельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Примененное оборудование в компоновке скважины:
Полученные результаты опытной эксплуатации скважины:
- прирост дебита скважины - в два раза;
- наработка на отказ погружной насосной установки - до 700 суток;
- содержание сероводородного газа в добываемой нефти до 200 м3 на 1 тонну нефти.
Приведенные данные подтверждают возможность осуществления заявляемой полезной модели с достижением при этом заявленного технического результата.
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет значительно снизить вредное влияние свободного газа на работу погружного насоса и увеличить его производительность, что существенно повышает эффективность эксплуатации скважины по сравнению с известными техническими решениями.