ПОГРУЖНАЯ ЭЛЕКТРОНАСОСНАЯ УСТАНОВКА
SUBMERGED ELECTRICALLY DRIVEN PUMP UNIT

Изобретение относится к технике для добычи нефти, в частности к погружным электронасосным установкам, и может быть использовано в нефтяной промышленности для добычи нефти из скважин. В настоящее время для добычи нефти широко применяются погружные электронасосные установки. Однако с увеличением мощности и глубины спуска таких насосов существенным становится ухудшение энергетических параметров погружных электронасосных установок из-за увеличения потерь энергии в кабеле и увеличения потерь энергии на трение жидкости в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). При существующей конструкции установок есть три пути для снижения потерь энергии в кабеле и потерь энергии на трение в НКТ. Первый путь - это применение кабеля плоского сечения по всей длине спуска погружной электронасосной установки в скважину. Второй - это увеличение номинального напряжения погружного электродвигателя и, наконец, третий путь - это увеличение внутреннего диаметра обсадных труб. Все эти решения имеют свои недостатки. При применении кабеля плоского сечения по всей длине спуска погружной электронасосной установки в скважину достигается ограниченное увеличение диаметра НКТ при снижении надежности кабеля. Увеличение номинального напряжения погружного электродвигателя влечет за собой необходимость усиления изоляции погружного электродвигателя и кабеля, что ведет к их удорожанию и также к снижению надежности этих двух элементов погружной электронасосной установки. Увеличение внутреннего диаметра колонны обсадных труб требует бурения новых скважин на те же пласты, которые разрабатываются уже имеющимися скважинами, т.е. это требует очень больших материальных затрат.
Известна установка погружного центробежного насоса для добычи нефти (см. «Международный транслятор «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». Москва, 1999., стр.16), состоящая из погружного агрегата, колонны насосно-компрессорных труб, кабеля, системы управления и силового трансформатора. Недостаток установки заключается в том, что размещение колонны в НКТ по центру скважины ограничивает допустимый диаметр НКТ и сечение кабеля. Это приводит к увеличению потерь на трение при прокачке жидкости и потерь энергии в кабеле. Кроме того, отсутствие устройств для защиты кабеля создает опасность повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях.
Известна погружная электронасосная установка, описанная в авторском свидетельстве СССР №1259381 А1, кл. Н02С 3/26, 1984 г., в котором для защиты кабеля использовано устройство, содержащее корпус с имеющим участок цилиндрической формы продольным каналом для трубопровода и открытым продольным пазом, ребра которого предназначены для защиты кабеля от механических повреждений. Это изобретение является наиболее близким аналогом заявленному изобретению и принято нами за прототип. Основным недостатком прототипа является то, что данная конструкция обеспечивает только центральное положение колонны НКТ в скважине, что ограничивает применяемый диаметр НКТ и сечение кабеля.
Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в создании для существующих колонн обсадных труб установок погружных центробежных насосов большой производительности и больших глубин спуска без ухудшения их энергетических параметров. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, обеспечивается путем более эффективного использования внутреннего пространства колонны обсадных труб, а именно: за счет сдвига оси НКТ относительно обсадной колонны скважины достигается возможность увеличения размера кабеля или диаметра НКТ, или увеличения обоих размеров (и кабеля, и НКТ), что уменьшает потери энергии на трение жидкости и соответственно повышает энергетические показатели установки погружного насоса.
Согласно изобретению установка погружного центробежного насоса для добычи нефти из скважины состоит из погружного агрегата, колонны насосно-компрессорных труб, соединенных муфтами, кабеля, системы управления, силового трансформатора. В месте подсоединения погружного агрегата к колонне НКТ установлен патрубок, состоящий из двух участков, оси которых параллельны оси колонны НКТ и сдвинуты относительно друг друга, и третьего участка, плавно соединяющего первые два. По длине колонны НКТ на ее муфтах установлены децентраторы, выполненные в виде устройств для крепления кабеля к колонне НКТ, для поддержания сдвига осей колонны НКТ и колонны обсадных труб по всей длине.
Децентратор содержит корпус, выполненный в виде полого цилиндра с продольным каналом для трубопровода и с продольным сквозным пазом. На стороне корпуса, противоположной продольному пазу, размещены предназначенные для защиты кабеля два параллельных ребра. Ребра имеют прямоугольные выемки, верхняя и нижняя стороны которых снабжены зубцами. При этом в выемке установлены регулируемые пластины с ответными зубцами, которые входят в зацепление с зубцами выемки для обеспечения возможности регулирования положения пластин относительно корпуса путем перестановки положения пластин в выемке. На сторонах ребер, противоположных защищаемому кабелю, установлены накладные планки, которые прикрепляются к ребрам, например, болтами, для фиксации регулируемых пластин.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, в накладных планках выполнен перпендикулярно оси корпуса паз, в котором размещен болт, входящий в отверстие, предусмотренное в регулируемой пластине для ее фиксации в установленном положении.
На фиг.1 показан схематично общий вид установки погружного электронасоса, выполненной в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.2 показан патрубок для подсоединения со сдвигом погружного агрегата к колонне НКТ.
На фиг.3а и 3b показан общий вид децентратора.
На фиг.4а и 4b показано сечение А-А на фиг.3а и 3b. На фиг.5а и 5b показан общий вид корпуса децентратора.
Установка погружного центробежного насоса (фиг.1) состоит из погружного агрегата 1, включающего в себя электродвигатель, насос и узел гидрозащиты, кабельной линии, состоящей из плоского удлинителя 2, идущего от двигателя вдоль гидрозащиты и насоса, и кабеля 3, идущего вдоль колонны НКТ 4 и подключаемого на поверхности к системе управления 5 и силовому трансформатору 6.
НКТ соединена с погружным агрегатом патрубком 7, обеспечивающим смещение оси НКТ относительно оси обсадной колонны 8. На колонне НКТ вдоль всей ее длины размещены децентраторы 9, поддерживающие сдвиг осей НКТ и обсадной колонны по всей длине и одновременно обеспечивающие защиту кабеля от механических повреждений.
Патрубок 7 состоит (фиг.2) из двух участков 10 и 11, оси которых параллельны и сдвинуты друг относительно друга, и третьего участка 12, плавно соединяющего первые два. Участок 10 в верхней части имеет муфту 13 для соединения с колонной НКТ, а в нижней части участка 11 имеется резьба 14 для соединения с головкой насоса.
Децентратор (фиг.3а, фиг.3b, фиг.4а, фиг.4b, фиг.5а, фиг.5b) состоит из корпуса 15, двух выдвигаемых регулировочных пластин 16, двух накладных планок 17. Корпус децентратора имеет продольный канал 31 для колонны НКТ, состоящей из труб 18 и соединительных муфт 19. На корпусе 15 выполнен продольный сквозной паз 20, сообщающийся с каналом 31. Ширина паза должна быть более диаметра трубы 18 и менее наружного диаметра муфты 19. В верхней части корпуса 15 предусмотрен выступающий внутрь в виде части кольца буртик 21. Элементы буртика, выступающие внутрь канала 31, ограничиваются цилиндрической поверхностью, диаметр которой больше наружного диаметра трубы 18 и меньше наружного диаметра муфты 19. На стороне корпуса децентратора, противоположной пазу 20, размещены два параллельные ребра 22 и 23, образующие паз для размещения в нем кабеля. Ребра 22 и 23 имеют прямоугольные выемки, верхняя и нижняя стороны которых имеют зубцы 24 и 25. В выемке установлены пластины 16 с ответными зубцами, входящими в зацепление с зубцами выемки для обеспечения возможности регулирования положения пластин относительно корпуса 15 путем перестановки пластин в выемке. Накладные планки 17 предназначены для фиксации пластин 16 в установленном положении. Болтами 26 планки крепятся к ребрам 22 и 23.
Установка работает следующим образом. При спуске в скважину погружного агрегата 1 в верхнюю головку насоса резьбой 14 ввинчивается патрубок 7 для создания сдвига колонны НКТ по отношению к оси обсадной колонны 8. В муфту 13 патрубка ввинчивается труба колонны НКТ. В верхнюю муфту 19 этой трубы ввинчивается следующая труба 18. Корпус 15 децентратора через паз 20 надевается на трубу 18 выше муфты 19 перпендикулярно оси трубы до упора буртика 21 в трубу 18. Затем корпус 15 децентратоpa опускается вниз вдоль трубы до упора буртика 21 в муфту 19, фиксируя корпус 15 на муфте 19 от поперечных перемещений. Винтами 29 корпус 15 стопорится от поворота вокруг трубы 18 и перемещения вверх. В прямоугольные выемки ребер 22 и 23 вставляются пластины 16, зубцы 24 и 25 которых входят в зацепление с соответствующими зубцами ребер 22 и 23.
С помощью накладных планок 17 и болтов 26 и 28 пластины 16 фиксируются в установленном положении, определяемом расчетом. Например, если по всей длине НКТ применяется плоский кабель толщиной "b" и шириной "с",то длина ребра децентратора в направлении, перпендикулярном оси скважины,
нкт
ок
нкт
нкт
L=b+(D/2)(1-cos(arcsin[(D-D)/D]))+2,
а расстояние между внутренними сторонами ребер равно:
а=с+2,
где
b - толщина плоского кабеля [мм],
с - ширина плоского кабеля [мм],
нкт
D - наружный диаметр НКТ [мм],
ок
D- внутренний диаметр обсадной колонны [мм],
2 - расстояние [мм].
Таким образом, исходя из размеров кабеля внутреннего диаметра обсадной колонны и наружного диаметра НКТ всегда можно определить все необходимые конструктивные размеры децентратора.
Кабель 3 вводится в паз между пластинами 16 и крепится к трубам 18 поясами 30 с пряжками, позволяющими прижать кабель к трубе.
После фиксации корпуса 15 децентратора на трубе 18 с кабелем 3 трубопровод опускается в скважину. В зависимости от геометрии скважины и параметров трубы 18 и кабеля 3 определяется необходимое число децентраторов для надежного сдвига оси НКТ относительно оси обсадной колонны и надежной защиты кабеля от повреждений.
При подъеме НКТ с кабелем 3 из скважины работа по демонтажу установки происходит в обратной последовательности выполняемых операций.
Вывинчиваются винты 29 для освобождения корпуса 15 децентратора, снимают пояса 30, корпус 15 поднимают вверх вдоль трубы 18 до выхода за пределы муфты 19 и далее его снимают с трубы 18 через паз 20. Затем после демонтажа колонны НКТ отвинчивают патрубок 7 и, наконец, проводят демонтаж погружного агрегата 1.
В данном изобретении предлагается также конструкция децентратора, которая улучшает условия эксплуатации путем снижения поршневого эффекта и максимального поперечного размера системы насосно-компрессорные трубы(НКТ) + кабель + децентратор и доведения этого максимального поперечного сечения до максимального поперечного размера системы НКТ + кабель, т.е. децентратор, благодаря данному изобретению, не увеличивает максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель, когда он добавляется к ним в обсадной колонне скважины.
На фиг.6 показан общий вид такого децентратора; на фиг.7 - вид сверху на фиг.6; на фиг.8 - разрез Г-Г на фиг,7; на фиг.9 - разрез Д-Д на фиг.8; на фиг.10 и 11 - децентратор в рабочем положении.
Металлический корпус 32 такого децентратора имеет продольный канал 33 для трубопровода 34, состоящего (см. фиг.10) из труб 35 и соединительных муфт 36, и сообщающийся с продольным каналом 33 открытый продольный паз 37, в который полностью входит кабель 38 любой конфигурации. На корпусе 32 выполнен также продольный сквозной паз 39, сообщающийся с продольным каналом 33. Ширина паза 39 меньше диаметра канала 33.
Корпус 32 образован частями полых цилиндров 40 и 41 и двумя ребрами 42, имеющими параллельные внутренние грани. Верхняя часть корпуса 32 выполнена в виде полуцилиндра 41. Полуцилиндр 41 ограничивается изнутри цилиндрической поверхностью, диаметр которой больше наружного диаметра трубы 35 и меньше наружного диаметра муфты 36.
В нижней части корпуса 32 расположены фиксаторы, выполненные в виде бобышек 44 и 45 со снабженными резьбой отверстиями и подвижных элементов в виде ввинчивающихся в эти отверстия винтов 46 и 47, снабженных заостренными гранями 48 и 49. Корпус 32 децентратора выполнен со скругленными наружными гранями и срезами 50-52 в цилиндре 40.
Децентратор работает следующим образом.
При спуске в скважину 53 трубопровода 34 с кабелем 38 на дневной поверхности после ввинчивания трубы 35 в муфту 36 корпус 32 децентратора через паз 39 надевается на трубу 35 выше муфты 36 перпендикулярно оси трубопровода 34 до упора цилиндра 41 в трубу 35. Затем корпус 32 децентратора опускается вниз вдоль трубопровода 34 до упора цилиндра 41 концом 43 в муфту 36, фиксируя корпус 32 на муфте 36 от поперечных перемещений. Кабель 38 вводится в паз 37 между ребрами 42 и крепится к трубам 35 с помощью зажимов 54, выполненных, например, в виде металлических поясов с пряжками, позволяющими прижать кабель 38 к трубе.
Затем корпус 32 децентратора фиксируется на трубопроводе 34 путем ввинчивания винтов 46 и 47, имеющих квадратное отверстие 55 под ключ. При этом острые грани 48 взаимодействуют с трубой 35 и муфтой 36 таким образом, что предотвращается поворот корпуса 32 и возможность его подъема вверх относительно трубопровода 34. После фиксации корпуса 32 на трубопроводе трубопровод 34 с кабелем 38 опускаются в скважину 53. В зависимости от геометрии скважины 53 и параметров трубопровода 34 и кабеля 38 определяется необходимое для надежной работы кабеля количество устройств для его крепления.
При подъеме трубопровода 34 с кабелем 38 из скважины 53 работа по демонтажу устройства происходит в обратной последовательности выполняемых операций. Вывинчиваются винты 46 и 47 до положения, когда они своими острыми гранями 48 входят внутрь отверстий в бобышках 44 и 45 корпуса 32, снимают зажимы 54, корпус 32 поднимают вверх вдоль трубопровода 34 до выхода за пределы муфты 36 и далее снимают его с трубы 35 через паз 39.
На фиг.11 видна возможность регулирования размеров ребер в направлении, перпендикулярном оси трубопровода 34, где болты 57, закрепляющие накладную планку 59, обеспечивающую фиксацию пластин 58, которые, выдвигаясь и вдвигаясь, могут регулировать положение трубопровода в скважине, т.е., помимо функции защиты кабеля от механических повреждений, выполняется функция децентратора положения НКТ в скважине, т.е. сдвига оси НКТ по отношению к оси скважины на заданную величину.
Предлагаемая конструкция корпуса по сравнению с известной по авторскому свидетельству 1259381 позволяет уменьшить поперечное сечение устройства, создающее поршневой эффект, при сохранении надежной фиксации от поперечных перемещений корпуса на муфте трубопровода, что обеспечивает защиту кабеля, расположенного внутри паза 37, от соприкосновения со стенками скважины.
Паз 37 выполнен шириной, достаточной для размещения в нем кабеля наибольшего сечения, который идет с данным трубопроводом 34. За счет этого в сочетании с пазом 39 достигается, что максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель + децентратор не больше максимального поперечного размера системы НКТ + кабель, т.е. децентратор не увеличивает максимальный поперечный размер системы НКТ + кабель в обсадной колонне скважины. Стало быть, достигается защита кабеля от механических повреждений и эффект сдвига оси НКТ по отношению к оси обсадной колонны скважины при сохранении тех же размеров кабеля, как в случае отсутствия децентратора.
Снабжение корпуса устройства двумя пазами 37 и 39 в цилиндре 40 позволяет уменьшить, по сравнению с известным, поперечное сечение системы, создающей поршневой эффект, при обеспечении надежного крепления децентратора на трубопроводе от продольных перемещений.
Выполнение корпуса децентратора со срезами граней ребер обтекаемой формы позволяет снизить гидравлические сопротивления при движении установки в скважинной жидкости, одновременно исключая возможность застревания установки при продольных перемещениях в случае наличия неровностей в скважине.
В целом снижение поршневого эффекта при движении установки в скважинной жидкости обеспечивает ускорение спуско-подъемных операций при эксплуатации нефтяных скважин с применением установок погружных электронасосов. Кроме того, за счет наличия двух пазов 37 и 39, расположенных напротив друг друга, появилась возможность защиты кабеля без необходимости уменьшения его размеров.
Предлагаемая конструкция установки позволяет сдвинуть ось НКТ относительно оси скважины и за счет этого увеличить диаметр НКТ при заданном кабеле.
Например, при применении настоящего изобретения по сравнению с известными установками достигается возможность существенного увеличения диаметра НКТ. При неизменном диаметре НКТ можно увеличить сечение кабеля. В определенных случаях возможно увеличение и диаметра НКТ, и сечения кабеля. Благодаря этому улучшаются энергетические параметры установки, так как снижаются потери энергии в кабеле, или потери энергии на трение жидкости в НКТ, или оба вида этих затрат энергии.