УСТАНОВКА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНАЯ НАСОСНАЯ (УЭЦН) ДЛЯ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)

Группа полезных моделей относится к области нефтяной и нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технике добычи пластового флюида из добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использована при интенсификации притока.
Из уровня техники известна скважинная штанговая насосная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с хвостовиком, связанный с ней цилиндр с основным и дополнительным всасывающими клапанами и установленный в цилиндре плунжер (см. патент СССР №1323743, МПК F04B 47/02, опубл. 15.07.87).
Недостатком известной конструкции является низкая эффективность при откачке нефти с высоким содержанием свободного газа, низкая наработка до отказа при высоком содержании парафина и механических примесей.
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными электроцентробежными насосами (далее - ЭЦН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рс<Рпл, при которой устанавливается приток из пласта.
Известна, например, установка типа УЭЦН для добычи нефти (Л.Г.Чичеров. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра. 1983. С.147-149), включающая спущенное в скважину на колонне НКТ насосный агрегат, погружной электродвигатель (далее - ПЭД) с силовым кабелем, оборудование устья скважины, станцию управления и различное вспомогательное оборудование.
Известна конструкция УЭЦН, содержащей модули электродвигателя, гидрозащиты, насоса, а также кабельную линию, выносной пункт подключения кабеля, клапан спускной, клапан обратный, газосепаратор, колонну НКТ, оборудование устья скважины, комплектное трансформаторное устройство (Нефтепромысловое оборудование. Под общ. ред. В.Н.Ивановского. Учеб. для ВУЗов. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз. 2006. С.180-181).
Известны также малогабаритные установки УЭЦН производства ЗАО «Новомет-Пермь» (см. сайт Интернет http://www.novomet.ru/rus/products/smart-solutions/b-serie/), содержащие центратор, погружной блок телеметрии, вентильный погружной электродвигатель Ø от 88 до 100 (мм), протектолайзер, гидрозащиту, входной модуль, насос, колонну НКТ, оборудование устья скважины, кабельную линию для подачи напряжения на вентильный погружной электродвигатель.
Недостатками известных установок являются:
- малая надежность оборудования, так как оборудование находится под углом свыше 45° и трущиеся детали быстро изнашиваются;
3
- дебет насоса ограничен максимально 100 м при обороте двигателя 5820 об/мин;
- в вентильном двигателе применяются постоянные магниты, которые с нагревом теряют свою мощность и приводят к отказу оборудования;
- при осложнениях в эксплуатации: отложение солей, асфальтенов, парафинов установку извлечь из скважины невозможно.
Наиболее близкой к заявляемой группе полезных моделей по технической сущности является установка УЭЦН для добычи нефти, содержащая оборудование устья скважины, пульт управления, силовой кабель, колонну НКТ, электродвигатель, гидрозащиту и насос, причем соединение корпусов модулей фланцевое при помощи болтов, а соединение валов модулей при помощи шлицевых муфт (Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974, с.356-357).
Все известные установки УЭЦН неприемлемы для добычи нефти из скважины при осложненных условиях и имеют один общий недостаток: они зависят от гидростатического и пластового давлений и эффективны только при условии, если Рг/ст<Рпл.
В основу группы полезных моделей положена задача разработать конструкцию электроцентробежной насосной установки, позволяющую интенсифицировать приток жидкости из пласта, повысить надежность работы насосной установки и, соответственно, увеличить эффективность эксплуатации нефтедобывающей скважины.
Техническим результатом, который достигается в результате решения указанной выше задачи, является повышение надежности работы установки и снижение затрат на добычу пластового флюида.
Задача, положенная в основу настоящей группы полезных моделей, с достижением заявленного технического результата, по первому варианту исполнения решается тем, что установка электроцентробежная насосная для добычи пластового флюида, содержащая оборудование устья скважины, пульт управления, силовой кабель, колонну НКТ с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, ПЭД с гидрозащитой, снабжена дополнительным центробежным насосом, кинематически связанным с ПЭД, оборудование устья скважины выкидной линией соединено с колонной НКТ, при этом в нижней части ПЭД перед нижней гидрозащитой установлен погружной блок телеметрии, соединенный валом с последней и ПЭД в одну систему.
Задача, положенная в основу настоящей группы полезных моделей, с достижением заявленного технического результата, по второму варианту исполнения решается также и тем, что установка электроцентробежная насосная для добычи пластового флюида, содержащая оборудование устья скважины, пульт управления, силовой кабель, колонну НКТ с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, ПЭД с гидрозащитой, снабжена дополнительным центробежным насосом, кинематически связанным с ПЭД, оборудование устья скважины выкидной линией соединено с колонной НКТ, а хвостовик снабжен соединительным герметизирующим устройством, которое выполнено с возможностью соединения и разъединения колонны НКТ с пакером, при этом в нижней части ПЭД перед нижней гидрозащитой установлен погружной блок телеметрии, соединенный валом с последней и ПЭД в одну систему.
Дополнительные существенные отличия предложенной группы полезных моделей по всем вариантам исполнения состоят в том, что:
- ПЭД выполнен двухсторонним;
- пульт управления выполнен в виде выносной станции управления с частотным регулятором привода и блоком управления работой УЭЦН, соединенным с погружным блоком телеметрии;
- погружной блок телеметрии снабжен датчиками параметров состояния флюида в области УЭЦН, температуры обмотки ПЭД, давления на приеме центробежного насоса и давления масла в ПЭД.
Установка дополнительного центробежного насоса, кинематически связанного с валом ПЭД, обеспечивает возможность создания дополнительного охлаждения последнего при недостаточном притоке.
Установка погружного блока телеметрии, связанного с валом ПЭД, позволяет получить одновременно информацию о текущих значениях: давления на приеме центробежного насоса, температуры обмоток ПЭД, вибрации центробежного насоса, давления масла в ПЭД и температуры пластовой жидкости. При передаче этих данных на контроллер пульта управления можно управлять работой установки в автоматическом режиме, что позволит увеличить надежность и работоспособность оборудования.
Применение выносной станции управления с частотным регулятором и блоком управления работой УЭЦН, соединенным с погружным блоком телеметрии, позволяет полностью руководить отбором жидкости, управлять процессом добычи пластового флюида по заданным параметрам.
Установка пакера с хвостовиком и герметизирующим устройством дает возможность значительно снизить гидростатическое давление на скважинах с глубиной залегания продуктивного пласта свыше 3500 метров, при этом погружное электрическое оборудование находится в щадящих условиях, что значительно повышает его эффективность. Обеспечивает возможность вести добычу пластового флюида с глубин свыше 3500 м, при этом разрывные нагрузки на НКТ не превышают критические, так же извлекать пакер при каждом ремонте не обязательно и как следствие этого время ремонта сокращается вместе с себестоимостью добычи пластового флюида.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленной группы полезных моделей, позволил установить, что не обнаружены аналоги, характеризующиеся признаками и связями между ними, идентичными всем существенным признакам заявленного технического решения, группа полезных моделей не известна и явным образом не следует для специалиста нефтегазодобывающей промышленности, а с учетом возможности промышленного изготовления, можно сделать вывод о соответствии критериям патентоспособности.
Предпочтительные варианты исполнения группы полезных моделей описываются далее на основе представленных чертежей, где:
- на фиг.1 представлен общий вид установки электроцентробежной насосной для добычи пластового флюида, первый вариант;
- на фиг.2 то же - второй вариант.
В графических материалах соответствующие конструктивные элементы установки электроцентробежной насосной для добычи пластового флюида обозначены следующими позициями:
1. - хвостовик;
2. - дополнительный центробежный насос;
3. - нижняя гидрозащита ПЭД;
4. - погружной блок телеметрии;
5. - двухсторонний погружной электродвигатель - ПЭД;
6. - верхняя гидрозащита ПЭД;
7. - приемная сетка;
8. - погружной центробежный насос;
9. - насосно-компрессорная труба - НКТ;
10. - оборудование устья скважины;
11. - выкидная линия;
12. - силовой кабель;
13. - выносная станция управления;
14. - проходной плунжер;
15. - цилиндр с воронкой;
16. - пакер;
17. - нижняя часть хвостовика.
Установка электроцентробежная насосная для добычи пластового флюида по первому варианту исполнения содержит оборудование устья скважины 10, выносную станцию управления 13, силовой кабель 12 и установленную на колонне НКТ 9 с хвостовиком 1 установку электроцентробежного насоса, которая включает погружной центробежный насос 8 с приемной сеткой 7, двухсторонний ПЭД 5 с гидрозащитой верхней 6 и нижней 3, погружной блок телеметрии 4 и дополнительный центробежный насос 2.
Дополнительный центробежный насос 2, кинематически связан с двухсторонним ПЭД 5. Оборудование устья скважины 10 выкидной линией 11 соединено с колонной НКТ 9, через которую в коллектор перекачивается пластовая жидкость. В нижней части ПЭД 5 перед нижней гидрозащитой 3 установлен погружной блок телеметрии 4, соединенный валом с последней и ПЭД 5 в одну систему, при этом погружной блок телеметрии 4 силовым кабелем 12, присоединенным к узлу питания ПЭД 5, соединен с выносной станцией управления, которая выполнена с частотным регулятором привода и блоком управления работой УЭЦН (на чертежах не показаны).
Погружной блок телеметрии 4 снабжен датчиками параметров состояния флюида в области УЭЦН, температуры обмотки ПЭД, давления на приеме центробежного насоса и давления масла в ПЭД (на чертежах не показаны).
Хвостовик 1 по первому варианту исполнения выполнен из НКТ диаметром 2" и длиной от 1000 до 1300 м.
Установка электроцентробежная насосная для добычи пластового флюида по второму варианту исполнения помимо перечисленных элементов дополнительно содержит: пакер 16 для снижения гидростатического давления на продуктивный пласт, соединительное герметизирующее устройство, которое выполнено с возможностью соединения и разъединения колонны НКТ 9 с пакером 16, включающее проходной плунжер 14 и цилиндр с воронкой 15, что позволяет производить смену подземного электрооборудования не извлекая всю компоновку НКТ, Хвостовик 1 выполнен составным, причем его верхняя часть до герметизирующего устройства выполнена длиной до 100 м из НКТ 2,5", а нижняя часть 17 хвостовика 1 после пакера 16 - длиной от 10 до 2000 метров из НКТ 2,5".
УЭЦН для добычи пластового флюида работает следующим образом.
УЭЦН для добычи пластового флюида спускают и подвешивают в скважине на насосно-компрессорных трубах. Энергия от наземного электрооборудования передается по силовому кабелю 12 на ПЭД 5. Вращение ротора ПЭД 5 через вал верхней гидрозащиты 6 передается на вал центробежного насоса 8, который всасывает жидкость через приемную сетку 7. При этом, через вал погружной телеметрии 4 и вал нижней гидрозащиты 3, вращение передается на дополнительный центробежный насос 2, жидкость через хвостовик 1, спущенный в интервал перфорации продуктивного пласта, попадает в центробежный насос 2, набирает динамику и разгон, выбрасывается в затрубное пространство, обеспечивая дополнительное охлаждение ПЭД 5, подхватывается центробежным насосом 8 и поднимается по колонне НКТ 9 на поверхность.
При эксплуатации скважин с глубиной залегания продуктивного интервала свыше 3500 метров применяется УЭЦН предлагаемая во втором варианте группы полезных модели (см. фиг.2), спуск компоновки ведется в два этапа. Сначала спускается нижняя часть хвостовика 17 в комплекте с пакером 16 и соединительным герметизирующим устройством, включающим проходной плунжер 14 и цилиндр с воронкой 15. Применение данного устройства значительно снижает разрывные нагрузки на НКТ и шпильки электроцентробежного насоса и делает возможным смену погружного электрического оборудования без извлечения пакера 16 и хвостовика 17. Хвостовик 17 может оснащаться фильтрами, клапанами для отвода газа из-под пакерного пространства, струйными насосами и мандрельными системами. В зависимости от расчета оборудования и индивидуальных особенностей скважины. Вторым этапом спускают установку дополнительного электроцентробежного насоса 2 с хвостовиком 1, который соединяется с помощью проходного плунжера 14 с цилиндром 15. Дальнейшая работа установки происходит так же как и в первом варианте.
Предлагаемая группа полезных моделей позволяет интенсифицировать добычу пластовой жидкости из горизонтальных скважин, скважин с боковыми и вторыми эксплуатационными колоннами, скважин с аварийными участками, смятием, уменьшением диаметра колонн. Вариант два позволит вести добычу из скважин с глубиной залегания продуктивного пласта свыше 3500 м, не снижая надежности погружного оборудования. Применение погружного блока телеметрии, соединенного валом с нижней гидрозащитой и ПЭД в одну систему совместно с выносной станцией управления кратно увеличивают надежность оборудования.
Применение предлагаемой группы полезных моделей позволит качественно улучшить процесс добычи пластового флюида, не повышая затраты при внедрении новой техники, перевести фонд скважин работающих в периодическом режиме в постоянный режим, тем самым увеличить добычу. Оптимизировать работу глубоких скважин, скважин с высоким газовым фактором, так как происходит забор дегазированной жидкости непосредственно из интервала продуктивного пласта и зоны успокоения механических примесей пластового флюида.