ПОГРУЖНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
DOWNHOLE PUMP PLANT

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к погружному оборудованию для нефтедобычи, в частности к погружным центробежным насосным установкам, используемым для скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости.
Уровень техники
В настоящее время для повышения эффективности нефтедобычи все более широко используются различные методы воздействия на нефтяной пласт, например гидроразрыв. Повышается проницаемость пласта и, как следствие, возрастает приток добывающих скважин.
3
3
Вместе с тем, с течением времени, перенос потоком пластовой жидкости механических примесей приводит к снижению проницаемости пласта, и продуктивность скважин снижается. Таким образом, имеет место колебание притока скважины, которое может быть весьма значительным, например от 500 м/сут до 150 м/сут.
Погружных электронасосов - для добычи нефти, со столь широкой рабочей зоной, не существует. Подтверждением этого обстоятельства являются данные каталогов по погружным насосам крупнейших российских производителей, например "Алнас". Узость рабочей зоны центробежных насосов обуславливает значительное количество ПРС, связанных с заменой типоразмера установки по причине неправильного подбора. Согласно данным диссертационной работы Шмидта (см. Шмидт С.А. Исследование нестационарной работы системы "пласт-скважина-УЭЦН". Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Самара, 2000 г.), количество таких подъемов установок составляет 15% от общего количества ПРС. Если при подачах, меньших левой границы рабочей зоны, напорно-расходная характеристика носит монотонно убывающий характер, то при работе насоса на однофазной жидкости существует возможность расширения рабочей зоны насоса в левую сторону за счет снижения требований к КПД и ресурсным показателям, что в ряде случаев могло бы иметь экономическую целесообразность.
При работе погружного центробежного насоса на газожидкостной смеси, что имеет место в подавляющем большинстве случаев на промыслах, такое расширение не всегда возможно. Это обусловлено снижением плотности газожидкостной смеси в каналах рабочего колеса центробежного насоса, вызванным относительным движением фаз. Причиной относительного движение фаз является дрейф газовой фазы в направлении, противоположном направлению поля массовых сил, т.е. от периферии к центру колеса.
Известна установка (см. Шенгур Н.В., Куликов А.Т. Погружная насосная установка. Патент РФ RU 2211379, опубликован 28.08.2003), которая содержит кинематически связанные между собой насосы. Первый из насосов выполнен в виде центробежного насоса, кинематически связан с валом общего приводного двигателя и соединен всасывающим патрубком с затрубным пространством скважины, а нагнетательным - с всасывающим патрубком второго одновинтового насоса. Одновинтовой насос соединен нагнетательным патрубком с напорным трубопроводом. Насосы соединены трубопроводом гидравлически последовательно. Номинальная подача центробежного насоса превышает номинальную подачу одновинтового насоса, по меньшей мере, на величину протечек в последнем. Существенным недостатком аналога является то, что при значительном различии номинальных подач одновинтового и центробежного насосов одновинтовой насос становится дросселем для центробежного.
В качестве прототипа выбрано техническое решение, описанное в научно-техническом журнале "Нефть России". - 2006. - №1. Стр.62-64 (Кудряшов С.И., Здольник С.Е., Сахно Н.В., Маркелов Д.В., Ивановский В.Н, Иванов А.А., Оводков О.А. Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом) - погружная насосная установка для добычи нефти, содержащая погружной электронасос, с возможностью изменения частоты вращения, содержащая последовательно соединенные на одной трансмиссии электродвигатель, подключенный через погружную кабельную линию к наземной станции управления с преобразователем частоты, гидрозащиту, входной модуль и центробежный насос. Такая установка имеет восходящую ветвь напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, что препятствует эффективной работе насоса в скважинах с большими колебаниями притока пластовой жидкости.
Раскрытие изобретения
Основной технический результат изобретения состоит в разработке насосных установок для скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости за счет устранения восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, причем независимо от физических причин, порождающих наличие указанной ветви («горба») на напорно-расходной характеристике насоса.
Для достижения указанного технического результата разработана установка погружная с регулируемым электроприводом, содержащая электродвигатель, подключенный через погружную кабельную линию к наземной станции управления с преобразователем частоты, центробежный насос, отличающаяся от известной тем, что она содержит, по меньшей мере, одну дополнительную насосную секцию с меньшей, чем у центробежного насоса, производительностью при нулевом напоре и расположенную последовательно с центробежным насосом, причем вход и выход дополнительной секции связан гидравлическим каналом, в котором установлен, по меньшей мере, один обратный клапан с порогом срабатывания по давлению, не превышающим заданную точность регулирования. Установка погружного электронасоса может содержать две или более дополнительные насосные секции, вход и выход каждой из которых связан соответствующим гидравлическим каналом, в котором установлен, по меньшей мере, один обратный клапан, причем каждая последующая дополнительная секция имеет меньшую, чем у предыдущей дополнительной секции, производительность при нулевом напоре.
Краткое описание чертежей
Фиг 1 иллюстрирует известный в насосном погружном оборудовании эффект появления "горба" на НРХ (напорно-расходной характеристике) на примере серийного насоса 2 ВННП5-50.
Фиг.2 - приведена схема погружной установки согласно заявляемому изобретению.
Фиг.3 - рассмотрены напорно-расходные характеристики центробежного насоса дополнительной насосной секции и суммарная.
Фиг.4 иллюстрирует особенности поддержания критического динамического уровня в процессе эксплуатации скважины.
Фиг.5 показывает, как порог срабатывания обратного клапана по давлению определяет точность регулирования давления.
Осуществление изобретения
Влияние относительного движения фаз на «негативную» деформацию напорно-расходной характеристики насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, хорошо иллюстрируется, например, результатами экспериментального исследования, проведенного в диссертационной работе Игревского Л.В. (см. Игревский Л.В. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, РГУ Нефти и Газа им. И.М.Губкина, 2002 г.). Фиг.1. Опыты проводились при различных величинах газосодержания на приеме 22- ступенчатого насоса 2ВННП5-50.
Из фиг.1 видно, что при работе центробежного насоса на газожидкостной смеси в левой зоне напорно-расходной характеристики образуется «восходящая» ветвь даже для насоса, у которого при работе на однофазной жидкости «горб» на характеристике отсутствует.
3
3
На Табл.1 и 2 представлены данные из каталога крупнейшего российского производителя погружных насосов - завода «АЛНАС», которые показывают, что современные погружные электронасосы - насосы для добычи нефти для эффективной работы в скважине с колебанием притока скважины, которое может быть весьма значительным, например от 500 м/сут до 150 м/сут.
Таблица 1
Насос
Подача в раб. зоне, м<sup>3</sup>/сут
Напор макс., м
Макс. потр. мощность, кВт
КПД, %
ЭЦНА(К)5-18
12-30
2600
20,7
26
225(226)ЭЦНАК5-25
15-45
3400
34,68
28
225(226)ЭЦНАКИ5-25
15-45
3350
34,20
28
ЭЦНА(К)5-30
20-40
2500
23,9
35
ЭЦНА(К)5-45
12-70
2600
35,4
39,7
225(226)ЭЦНАК5-45
15-70
2500
35,08
37
225(226)ЭЦНАКИ5-45
15-70
2400
33,39
37
ЭЦНА(К)5-60
35-80
2550
39,7
44
225(226)ЭЦНАК5-60
35-80
2350
35,2
46
225(226)ЭЦНАКИ5-60
35-80
2000
29,6
46
ЭЦНА(К)5-80
60-115
2600
45,7
51,5
225(226)ЭЦНАК5-80
60-115
2500
46,5
50,0
225(226)ЭЦНАКИ5-80
60-115
2200
39,78
50,0
ЭЦНА(К)5-125
102-165
2400
57,6
58,5
225(226)ЭЦНАК5-125
102-165
2300
60,1
53
225(226)ЭЦНАКИ5-125
102-165
1950
51,87
53
ЭЦНА(К)5-200
150-265
1750
79,3
50
225(226)ЭЦНАК5-200
150-265
1750
78,59
50
225(226)ЭЦНАКИ5-200
150-265
1700
107,09
50
225(226)ЭЦНАК5А-25
10-50
3300
34,12
27,5
225(226)ЭЦНАКИ5А-25
10-50
3250
33,77
27,5
ЭЦНА(К)5А-50
25-80
2450
35,52
39,5
225(226)ЭЦНАК5А-50
25-80
2950
44,38
36
Таблица 2
Насос
Подача в раб. зоне, м<sup>3</sup>/сут
Напор макс., м
Макс. потр. мощность, кВт
КПД, %
225(226)ЭЦНАКИ5А-50
25-80
2900
46,05
36
ЭЦНА(К)5А-80
35-110
2250
43,15
48
225(226)ЭЦНАК5А-80
35-110
2750
59,4
42
225(226)ЭЦНАКИ5А-80
35-110
2700
58,40
42
ЭЦНА(К)5А-125
75-190
2050
57,73
54
ЭЦНА(К)5А-160
125-205
2500
74,16
61
225(226)ЭЦНАК5А-160
125-205
2650
79,72
61,0
225(226)ЭЦНАКИ5А-160
125-205
2600
77,76
61,0
ЭЦНА(К)5А-200
112-262
2250
94,89
54
ЭЦНА(К)5А-250
195-340
2350
107,95
61,5
225(226)ЭЦНАК5А-250
195-340
2050
94,63
61,5
225(226)ЭЦНАКИ5А-250
195-340
2300
105,42
61,5
ЭЦНА(К)5А-400
300-440
1550
119,12
59,5
225(226)ЭЦНАК5А-400
300-440
1450
109,59
59,5
225(226)ЭЦНАКИ5А-400
300-440
1550
117,63
59,5
ЭЦНА(К)5А-500
430-570
1500
155,65
54,5
225(226)ЭЦНАК5А-500
430-570
2050
214,42
54,5
225(226)ЭЦНАКИ5А-500
430-570
2000
208,80
54,5
ЭЦНА(К)6-800
550-925
1100
167,02
60
225(226)ЭЦНАК6-800
550-925
950
163,2
56
225(226)ЭЦНАКИ6-800
550-925
950
163,2
56
206ЭЦНАК6-1000
840-1200
1850
352,1
60
206ЭЦНАК6-1250
1100-1540
1400
361,2
56
205(206)ЭЦНАК8-2000
1500-2500
1500
579
60
Суть предлагаемого изобретения состоит в устранении восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, причем независимо от физических причин, порождающих наличие «горба» на напорно-расходной характеристике насоса. На выходе центробежного насоса устанавливается дополнительная насосная секция с меньшей, чем у центробежного насоса, производительностью при нулевом напоре и крутопадающей напорно-расходной характеристикой при подачах, меньших левой границы рабочей зоны центробежного насоса. Вход и выход дополнительной насосной секции соединяются гидравлическим каналом, в котором устанавливается обратный клапан.
Сказанное выше иллюстрируется Фиг.2 и 3. На Фиг.2:
a - центробежный насос;
b - обратный клапан с порогом срабатывания по давлению, не превышающим заданную точность регулирования;
c - дополнительная насосная секция с меньшей, чем у центробежного насоса, производительностью при нулевом напоре.
Цифрами обозначены характерные точки потока пластовой жидкости:
1 - вход центробежного насоса;
2 - выход центробежного насоса и вход дополнительной насосной секции и вход в гидравлический канал, в котором установлен обратный клапан с порогом срабатывания по давлению, не превышающим заданную точность регулирования;
3 - выход дополнительной насосной секции и выход в гидравлический канала.
На Фиг.3 приведены напорно-расходные характеристики центробежного насоса (линия A), дополнительной насосной секции (линия В) и суммарная характеристика (линия C).
Рассмотрим случай, когда подача на приеме центробежного насоса (точка 1) меньше подачи дополнительной секции при нулевом напоре. На Фиг.3 такая подача обозначена как Q1. Поскольку дополнительная секция создает напор, то давление в точке 3 будет выше, чем давление в точке 2 и, следовательно, обратный клапан в гидравлическом канале будет закрыт. Другими словами, при данной подаче на приеме центробежного насоса имеет место последовательная схема соединения центробежного насоса и дополнительной секции. При такой схеме соединения напоры, развиваемые центробежным насосом и дополнительной секцией, складываются.
Увеличение подачи на приеме центробежного насоса до подачи дополнительной секции при нулевом напоре (Q2) приводит к равенству давлений в точках 2 и 3. Открывается обратный клапан в гидравлическом канале. После открытия обратного клапана между точками 2 и 3 имеет место параллельное соединение дополнительной секции и обратного клапана, при котором расход через каждый элемент обратно пропорционален гидравлическому сопротивлению элементов.
Следовательно, в том случае, когда сопротивление гидравлического канала значительно меньше сопротивления дополнительной секции, дальнейшее увеличение подачи на приеме центробежного насоса (точка Q3 на Фиг.3) приводит к тому, что напорно-расходная характеристика сборки «центробежный насос - дополнительная секция» совпадает с напорно-расходной характеристикой центробежного насоса. (Н - напор насосной сборки).
Любой центробежный насос имеет ограничение по объемной расходной доле газа на приеме, которая пропорциональна давлению на приеме насоса, т.е. увеличение давления приводит к снижению газосодержания. С другой стороны, повышение давления на приеме насоса увеличивает забойное давление и, естественно, снижает дебит скважины. Таким образом, максимальный дебит скважины достигается при некоторой величине давления на приеме насоса, которой соответствует определенный динамический уровень - критический динамический уровень (Нкр). Как отмечалось выше, в процессе эксплуатации скважины ее параметры могут изменяться весьма значительно, что приводит к отклонению динамического уровня от изначально критического. Фиг.4 иллюстрирует такие отклонения, например, при снижении продуктивности скважины.
Пусть погружной насос работает на частоте n2 в оптимальном режиме при коэффициенте продуктивности скважины, которому соответствует индикаторная линия К2 (точка 1). Увеличение продуктивности скважины до величины, которой соответствует индикаторная линия К3, приводит к тому, что режим работы насоса смещается в точку 2 и динамический уровень становится меньше критического. При этом дебит Q скважины увеличивается с величины Q2 до величины Q3, но не достигает максимально возможного значения Q4. Перейти на режим работы с оптимальным динамическим уровнем и, соответственно, с максимально возможным дебитом скважины можно, изменив частотный режим с n2 на n3.
Снижение продуктивности скважины относительно изначального до величины, которой соответствует индикаторная линия К1, приводит к тому, что режим работы насоса смещается в точку 4 и динамический уровень становится большим критического и происходит срыв подачи насоса. Избежать данной негативной ситуации можно, изменив частотный режим с n2 на n1.
Таким образом, из сказанного выше следует, что поддержание в процессе эксплуатации скважины критического динамического уровня (или, что одно и тоже, давления на приеме насоса) является крайне важной задачей. Это обстоятельство накладывает жесткие требования на точность регулирования давления, повышение которой до необходимого уровня может быть ограничено порогом срабатывания обратного клапана. В этой связи, условия, наложенные в формуле изобретения на порог чувствительности обратного клапана, являются весьма существенными.
Ранее был описан порядок работы заявляемого устройства при «идеальном» обратном клапане, т.е. не имеющем порога срабатывания по давлению. Фиг.5 иллюстрирует, каким образом порог срабатывания обратного клапана по давлению определяет точность регулирования давления.
При выполнении указанной погружной установки в качестве дополнительной насосной секции может использоваться роторно-вихревой насос, а в качестве обратного клапана - шариковый обратный клапан.