КОМПОНОВКА ПОГРУЖНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с попутным газом из скважин.
Известна компоновка погружной насосной установки, содержащая погружной электродвигатель с гидрозащитой, газосепаратор, диспергатор и погружной насос, отличающаяся тем, что газосепаратор содержит установленные на валу кавернообразующее колесо и сепарационный барабан с ребрами, при этом выходные кромки лопастей кавернообразующего колеса расположены на осевом расстоянии от входных кромок ребер сепарационного барабана, диспергатор выполнен в виде ступеней, содержащих статоры-втулки и роторы, расположенные внутри статоров-втулок, причем на поверхностях сопряжения статоров-втулок и роторов выполнены выступы и впадины.
Недостатком данного аналога является наличие в конструкции установки диспергатора, что требует дополнительной энергии и снижает коэффициент полезного действия (кпд) погружной насосной установки. Кроме того, по ходу движения жидкости возможно ее разделение по фракциям и выделение свободного газа. Это может привести к срыву подачи газожидкостной смеси, если в качестве погружного насоса использован центробежный насос. Это также снижает эффективность работы погружной насосной установки.
Наиболее близким к заявляемой полезной модели является компоновка погружной насосной установки, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и сепаратор, содержащий узел разделения потоков жидкости и газа: отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса.
Известное устройство имеют низкую эффективность и кпд. Причина недостижения в прототипе заявленного технического результата заключается в том, что на образование газовых суперкаверн затрачивается часть энергии, подводимой к насосной установке. При такой сепарации энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости (газожидкостная смесь является составляющей пластовой жидкости), отводится вместе с газовой составляющей в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков пластовой жидкости в скважине. При такой конструкции прототипа вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит также и к снижению эффективности сепарации, и, как следствие, - к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например - многоступенчатым центробежным насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемым сжатием и расширением газовой фазы потока в каждой ступени. КПД установки снижается, так как при прохождении газа через одну из ступеней затрачивается энергия на сжатие, а на входе в следующую ступень газ самопроизвольно расширяется, поскольку геометрические размеры (проходные сечения, объемы) ступеней одинаковы. Это приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного КПД насосной установки. Для исключения такого отрицательного эффекта теоретически можно предположить, что необходимо
применять ступени с постоянно изменяющимися геометрическими размерами в сторону уменьшения, (например, проходного сечения). Это позволило бы исключить затрачивание энергии на многократное сжатие и расширение газовой фазы. Создание такого насоса трудновыполнимо и нецелесообразно на практике, поскольку нетехнологично. В случае создания такого насоса увеличивается количество и номенклатура ступеней. При этом невозможно выполнить конструкторский расчет насоса, для оптимальной работы на смесях с различным содержанием газа. Поскольку в скважине процент содержания газа в пластовой жидкости всегда различен, то для оптимальной работы компоновки погружной насосной установки потребовалось бы разработка насоса с индивидуальными размерами ступеней для конкретной скважины, со строго определенным газосодержанием. Создание такой серии установок экономически нецелесообразно, из-за высокой себестоимости. В прототипе образование газовых суперкаверн, вызванных отрывным обтеканием поверхностей ребер и лопаток кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, вызывает кавитационный эрозионный износ материалов насоса, вследствие образования скачков уплотнений и локальных разряжений, что отрицательно сказывается на показателях надежности работы насосной установки. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает КПД насосной установки и эффективность ее работы.
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности и расширение области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважины на смесях с высоким содержанием газа и повышение кпд всей компоновки погружной насосной установки (далее компоновки) за счет подачи отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа, и нагнетания газожидкостной смеси этим объемным насосом на поверхность скважины, (что соответственно способствует снижению содержания газа, при подаче на вход
погружного насоса), исключения попадания твердых частиц в объемный насос, охлаждения объемного насоса периферийным потоком жидкости.
Технический результат, опосредствующий решение указанной задачи, заключается в повышении КПД компоновки погружной насосной установки, в повышении надежности ее работы.
Повышение эффективности на смесях с высоким содержанием газа и увеличение кпд всей компоновки погружной насосной установки достигается тем, что в компоновке погружной насосной установки, включающей погружной электродвигатель, погружной насос и сепаратор, содержащий узел разделения потоков жидкости и газа, согласно полезной модели содержит насос объемного типа, погружной насос выполнен в виде погружного насоса динамического типа, насос объемного типа установлен на выходе погружного насоса динамического типа.
Кроме того, погружная насосная установка содержит узел смешивания потоков жидкости и газа, установленный после насоса объемного типа.
Насос объемного типа установлен на выходе погружного насоса динамического типа, что обеспечивает возможность обтекания потока пластовой жидкости, выходящего из погружного насоса динамического типа, по наружной поверхности насоса объемного типа.
Указанные выше отличительные признаки полезной модели позволяют повысить эффективность откачки газожидкостной смеси из скважины на смесях с высоким содержанием газа и кпд всей компоновки погружной насосной установки.
В качестве насоса объемного типа может быть использован, например, винтовой или шнекоэксцентриковый (одновинтовой) насос, двухвинтовой и др.
В качестве погружного насоса использован погружной насос динамического типа.
Насос объемного типа соединен с погружным насосом динамического типа таким образом, что поток газовой составляющей пластовой жидкости, нагнетаемой погружным насосом, поступает в объемный насос, а поток тяжелых фракций пластовой жидкости с твердыми частицами, нагнетаемый погружным насосом динамического типа, проходит по периферийной поверхности корпуса насоса объемного типа.
Диаметр корпуса насоса объемного типа выполнен меньшим диаметром корпуса скважинной насосной установки. Благодаря совокупности конструктивных признаков предлагаемой полезной модели в компоновке погружной насосной установки создана возможность для прохождения частиц пластовой жидкости помимо насоса объемного типа. Таким образом, исключается возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа. Следовательно, повышается эффективность работы насоса объемного типа, и, соответственно, компоновки скважинной насосной установки.
Благодаря вышеописанному техническому решению погружной насосной установки по сравнению с прототипом обеспечиваются ряд преимуществ.
В отличие от прототипа предлагаемая компоновка скважинной насосной установки позволяет откачивать отсепарированный газ на поверхность скважины с помощью насоса объемного типа. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности откачки пластовой жидкости с высоким газовым фактором (на 20-30%). В прототипе с применением, например центробежного насоса, возможна откачка и подъем жидкости с объемным содержанием свободного газа в пластовой жидкости лишь до 8%, а в предлагаемой полезной модели достигнута откачка и подъем пластовой жидкости с газосодержанием до 50% по объему газожидкостной смеси, что обеспечивается совокупностью операций разделения смеси, подачей отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу
объемного типа и нагнетания газожидкостной смеси этим объемным насосом.
Применение конструкции компоновки погружной насосной установки исключает возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа, который, как правило, имеет систему уплотнений, быстро выходящую из строя при работе на загрязненных жидкостях, и не предназначен для работы на высокозагрязненных жидкостях. Кроме того, отсепарированная газожидкостная смесь после операции сепарации, проходя по центральной части погружного насоса, подвергается предварительному сжатию, что обеспечивает безкавитационную работу насоса объемного типа. Благодаря предлагаемой конструкции компоновки погружной насосной установки при вводится новая операция: подача отсепарированной газожидкостной смеси в насос объемного типа. В результате повышаются показатели надежности работы насоса объемного типа, в частности, ресурс и наработка на отказ. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости после выхода из погружного насоса протекает по наружной поверхности насоса объемного типа, что обеспечивает наиболее эффективное охлаждение насоса объемного типа. Таким образом, насос объемного типа в предлагаемом изобретении использован наиболее эффективно и по своему прямому назначению.
В прототипе к.п.д. компоновки погружной насосной установки ниже, так как энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости, отводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает КПД компоновки погружной насосной установки и эффективность ее работы. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит к снижению эффективности сепарации, и как следствие - к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным насосом (например - многоступенчатым центробежным
насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы в каждой ступени, вследствие равных геометрических параметров ступеней, что приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного КПД насосной установки. Многоступенчатый центробежный насос имеет высокий кпд при работе на однородных средах: жидкости или газе.
При равных условиях работы прототипа и предлагаемой полезной модели содержание газа в отсепарированной пластовой жидкости в предлагаемой полезной модели снижается по сравнению с прототипом на 50%, что приводит к повышению кпд установки до 5%. Например, при работе в скважине с пластовой жидкостью с исходным содержанием газа 40-50% в прототипе отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 96% - жидкости и 4% свободного газа. В предлагаемой полезной модели отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 98% - жидкости и 2% газа, что при работе увеличивает КПД компоновки погружной насосной установки.
В отличие от прототипа в предлагаемой полезной модели благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа и движению двух потоков пластовой жидкости по одному общему каналу насосно-компрессорных труб (НКТ) происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект», что приводит к увеличению КПД компоновки в целом. (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М, Недра, 1969 г. с.182).
Таким образом, предложенное техническое решение компоновки погружной насосной установки позволяет существенно повысить эффективность и расширить область применения компоновки для откачки
газожидкостной смеси из скважины, повысить КПД компоновки по сравнению с известными полезными моделями.
На фиг.1 представлена схема компоновки погружной насосной установки в скважине. Стрелками на фиг.1 показано направление движения тяжелой фракции пластовой жидкости.
Погружная насосная установка на фиг.1 содержит размещенный в скважине 1, пробуренной на нефтяной пласт 2, погружной электродвигатель 3 с кабелем 4, сепаратор 5, узел разделения потоков жидкости и газа 6, погружной насос динамического типа 7 (далее погружной насос), насос объемного типа 8, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 9.
Кроме того, между насосом объемного типа и насосно-компрессорными трубами установлен узел смешивания потоков жидкости и газа 10, то есть после насоса объемного типа. Между эксплуатационной колонной скважины 1 и НКТ 9 образовано затрубное пространство.
Продукция нефтяного пласта поступает в скважину 1. По мере подъема продукции нефтяного пласта по стволу скважины 1 вверх давление в потоке пластовой жидкости падает, происходит выделение из пластовой жидкости пузырьков свободного газа. Газожидкостная смесь подводится в сепаратор 5 погружного насоса 7. В сепараторе 5 происходит предварительное закручивание и повышение напора газожидкостной смеси, разделение ее по фракциям и окончательное разделение пластовой жидкости под действием центробежных сил по удельным весам. Тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы пластовой жидкости движутся по периферии, а легкие фракции (свободный газ и нефть) по центру сепаратора 5. В узле разделения потоков жидкости и газа 6 поток жидкости разделяется на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций.
Отсепарированная тяжелая фракция пластовой жидкости поступает в погружной насос динамического типа 7 и нагнетается на поверхность скважины по насосно-компрессорным трубам 9. Отсепарированный газ и
легкие фракции пластовой жидкости поступают также в погружной насос динамического типа 7 и нагнетаются в (винтовой) насос объемного тина 8 и далее по насосно-компрессорным трубам 9 на поверхность скважины 1.
В качестве погружного насоса динамического типа 7 может быть использован центробежный или осевой насос.
Погружная насосная установка работает следующим образом.
В качестве погружного насоса 7 в примере конкретного выполнения использован центробежный насос с возможностью прохождения и нагнетания газожидкостной смеси по центру погружного насоса, причем этот газожидкостный поток будет двигаться преимущественно только в осевом направлении погружного насоса 7. Погружной насос 7 выполнен в виде набора ступеней, и каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа. Погружной насос 7 спускают в скважину 1 на НКТ 9. Энергия к погружному электродвигателю 3 подводится по кабелю 4.
Газожидкостная смесь из скважины 1 поступает в сепаратор 5. Газ и легкие фракции пластовой жидкости под действием поля центробежных сил направляются к центру потока, а тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы - к периферии потока. Далее поток жидкости поступает в узел разделения потоков жидкости и газа 6. Поток тяжелых фракций поступает в погружной насос 7 и нагнетается ступенями центробежного типа в узел смешивания потоков жидкости и газа 10, проходя при этом по кольцевому зазору между корпусом насосной установки и наружной поверхностью (винтового) насоса объемного типа 8. Газовый поток поступает в погружной насос 7 и подается ступенями осевого типа в (винтовой) насос объемного типа 8, в котором происходит сжатие газожидкостной смеси и нагнетание ее в узел смешивания потоков жидкости и газа 10. В узле смешивания потоков жидкости и газа 10 потоки смешиваются и далее по насосно-компрессорным трубам поступают к устью скважины.
Этот признак в совокупности с другими признаками изобретения приводит к повышению эффективности работы компоновки погружной насосной установки, повышению ее КПД.