НАСОС-КОМПРЕССОР ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА НАСОСА
PUMP-COMPRESSOR FOR OIL PRODUCTION WITH HIGH FREE GAS CONTENT AT PUMP INTAKE

Изобретение относится к гидромашиностроению, в частности к электроприводным центробежным насосам для добычи нефти, и может быть использовано для повышения эффективности работы насоса при содержании свободного попутного нефтяного газа у приема более 25%. Такая гидравлическая машина функционально носит название «насос-компрессор».
В нефтедобывающей практике содержание свободного газа у приема насоса принято не превышать 25% по объему, для чего применяют следующие меры:
- насос спускают под динамический уровень на глубину, в которой содержание свободного газа не превышает указанную величину;
- устанавливают у приема насоса газосепаратор, в котором происходит отделение большей части свободного газа от нефти и далее отводится в затрубное пространство;
- устанавливают у приема насоса «предвключенное устройство - диспергатор», в котором газожидкостная смесь (ГЖС) взаимно диспергируются до квазигомогенного состояния;
- используют так называемый «конический насос», состоящий из пакетов ступеней различной подачи, убывающей по мере продвижения вверх по насосу.
В настоящее время из вышеперечисленных направлений наибольшее применение нашли насосные газосепараторы и погружение насоса под динамический уровень, где термобарические условия обеспечивают не более 25% по объему свободного газа у приема насоса. Наиболее эффективным считается применение газосепаратора. Однако применение такого оборудования связано с дополнительными расходами и возможными дополнительными осложнениями, которые могут привести к отказам в работе; они являются сложными по конструкции, технологии изготовления и требуют дополнительных материально-финансовых затрат на расходные материалы, изготовление и обслуживание. К тому же, содержание газа в откачиваемой жидкости на протяжении срока эксплуатации насоса не остается постоянным, что снижает целесообразность применения газосепаратора.
Кроме общей объемной доли свободного газа в нефти, не менее важным для нормальной работы насоса является дисперсное состояние газонефтяной смеси. Применение диспергирующих ступеней обеспечивает возможность надежной, без срыва подачи работы насоса при откачке высокогазированной жидкости.
Эффект диспергирования можно увидеть из следующего примера. Если центробежным насосом попытаться перекачивать однородный газ, то он не сможет создать достаточного напора для преодоления противодавления. Для того, чтобы создать достаточное давление в таком случае, перекачивающий агрегат должен развивать большие обороты.
Продукция скважины в виде газонефтяной смеси в этой ситуации занимает промежуточное положение между нефтью и газом, и количество оборотов соответственно должно находиться между оборотами насоса и компрессора, что можно регулировать вентильным двигателем.
Срыв подачи насоса происходит таким образом: вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка и происходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»).
Поскольку плотность газа меньше массы жидкости более чем в два порядка, то при попадании газовых скоплений в ступень насоса рабочее колесо не может развивать необходимый напор, насос теряет работоспособность. При смешении фаз раздробленная (диспергированная) нефтяная фаза равномерно распределяется в газовой среде, в результате образуется квазигомогенная газонефтяная смесь, плотность которого занимает промежуточное значение, но гораздо выше газовой среды.
Поиск патентных аналогов привел к следующим результатам.
Известен электроприводной центробежный насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси из нефтяных скважин (Патент на полезную модель №187737 - Газосепаратор-диспергатор для погружного центробежного электронасоса. Опубликовано: 2019.03.15.), содержащий многоступенчатый центробежный насос и входное устройство, установленное перед нижней секцией насоса. Входное устройство выполнено в виде газосепаратора-диспергатора, обеспечивающего формирование газожидкостной смеси с однородной структурой путем перемешивания газа с жидкостью при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости.
Данный насосный агрегат имеет недостатки: усложняет насосный агрегат введением газосепаратора-диспергатора, удлиняет длину насосной компоновки, что неприемлемо в пространственно-искривленных скважинах.
Аналогом заявляемого насоса-компрессора является погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси, содержащий погружной центробежный многоступенчатый насос, включающий, по меньшей мере, две группы насосных ступеней, последовательно установленных на валу насоса (Патент RU №2374497 - Погружной насосный агрегат для откачки газожидкостной смеси. Опубликовано 27.11.2009.). Первая группа представляет собой «предвключенное устройство» для подготовки ГЖС до транспортабельного состояния следующей второй группой, которая представляет обычную насосную секцию. Кроме того, согласно изобретению, по меньшей мере, в первой группе насосных ступеней в верхнем диске каждого из рабочих колес между лопастями выполнены ориентированные вдоль оси вала насоса сквозные отверстия на радиальном удалении от оси вала насоса не более 0,7 радиуса верхнего диска.
Недостатком данного насосного агрегата, выбранного в качестве наиболее близкого аналога заявляемого технического решения, является низкая работоспособность насосного агрегата при высоком процентном содержании газа в откачиваемой газожидкостной смеси из-за срывов подачи под влиянием образующихся «газовых пробок». «Сквозные отверстия на радиальном удалении от оси вала насоса не более 0,7 радиуса верхнего диска», ввиду малой пропускной способности не смогут обеспечивать образование дисперсной системы «газ-нефть», в котором дисперсионной средой была бы нефть. Ввиду этого газовые пробки не исчезнут.
Кроме того, сравнительно высокое процентное содержание свободного газа в перекачиваемой насосом газожидкостной смеси приводит к снижению давления, а значит, и напора, на выходе каждой из насосных ступеней, следовательно, к снижению напора всего насосного агрегата. Для поддержания требуемого напора требуется увеличение количества насосных ступеней, что влечет за собой увеличение габаритных размеров погружного насосного агрегата, повышение стоимости его изготовления.
В основу изобретения поставлена задача создания центробежного насосного агрегата для откачки продукции нефтяной скважины, содержащей в своем составе свободного газа более 25% в интервале спуска насоса.
Поставленная задача решается тем, что в электроприводном центробежном насосе, включающем, по меньшей мере, две группы последовательно соединенных насосных секций, нижняя из которых содержит рабочие ступени повышенной производительности, постепенно снижающейся по мере уменьшения объемного расхода перекачиваемой газожидкостной смеси, а верхняя - обычного исполнения, рабочие колеса нижней секции насоса отличаются от известных тем, что лопасти по длине выполнены из двух частей, прилегающая к внешней окружности колеса часть смещена на середину расстояния по окружности между внутренними частями лопастей. Причем она может иметь винтообразную рабочую поверхность с поворотом 45° к концу выхода перекачиваемой среды. Вход перекачиваемой продукции в направляющий аппарат без резких поворотов приводит к снижению гидравлических потерь.
Двухуровневые лопатки обеспечивают смешение и формирование однородной дисперсной системы путем распыления жидкости при ее внезапном расширении в газовой среде, давление которого ниже давления нефти, пропорционально отношению массы жидкости к массе газа.
Сущность изобретения поясняется конкретным примером.
По второму закону Ньютона масса тела, умноженная на ускорение, представляет силу, приобретенную телом
Перемножив обе части основного уравнения (1) на скорость υ и произведя вычисление производных от сложных функций, получим
Поскольку m и υ постоянные величины, a F=p⋅ƒ, где р и ƒ - давление на выкиде и площадь выкидной поверхности рабочего колеса, проинтегрировав (2), получим
где  n - число оборотов вала центробежного насоса; R - радиус рабочего колеса по внешней кромке; р - давление нагнетания, развиваемое насосом; (Q⋅t) - объем квазигомогенной нефтегазовой смеси, подаваемый насосом, масса которого составляет m.
Как явствует из формулы (3) масса m объема V=Q⋅t перекачиваемой среды (нефть + газ) формирует давление р на выходе насоса, достаточное для преодоления противодавления. При этом применение вентильного двигателя в качестве привода насоса не исключается.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором показаны области движения жидкости и газа: 1 - часть лопасти, прилегающая к внешней окружности; 2 - часть лопасти, прилегающая к внутренней окружности; 3 - условно принятая линия границы раздела фаз; 4 - область, заполненная нефтью; 5 - область, заполненная газом.
Расслоение продукции скважины на газ и нефть в каналах рабочих колес неоспоримо и доказано многими исследованиями. Лопасти рабочих колес нижней секции насоса выполнены из двух частей, прилегающая к внешней окружности колеса часть 1 смещена на середину расстояния между внутренними частями 2 лопастей. Внешняя часть 1 рабочих лопастей имеет винтообразную рабочую поверхность с поворотом 45° к концу выхода перекачиваемой среды.
Центробежный насос для добычи нефти, выполненный согласно изобретению, работает следующим образом. Продукция скважины в виде газонефтяной смеси, продвигаясь вдоль канала рабочего колеса, подвергается действию центробежных сил. В итоге происходит расслоение на нефть и на газ. В нефтяной полости давление жидкости кратно больше и соответствует отношению плотностей нефти и газа. Поэтому, жидкая фаза, проваливаясь при своем движении вдоль лопасти в полость с низким давлением, рассыпается на мелкие частицы, образуя с находящимся там газом высокодисперсную среду.
Внешняя часть 1 лопасти выполнена в виде винтовой поверхности с углом поворота на всю ее длину на 45 градусов, что обеспечивает плавный переход потока в направляющий аппарат, тем самым уменьшив гидравлические потери.
Техническим результатом, достигаемым изобретением, является:
- повышение работоспособности центробежного насосного агрегата путем предотвращения срывов подачи насоса под действием газовых пробок при объемном содержании свободного газа более 25%;
- возможность уменьшения подвески скважинного насоса, тем самым экономить в насосно-компрессорных трубах, кабельной линии, количества спускоподъемных операций при подземном и капитальном ремонтах;
- снижение давления нагнетания насоса за счет привлечения попутного нефтяного газа в нефтеподъемный процесс, в результате чего имеем экономию расхода электроэнергии;
- уменьшение осложнений в работе УЭЦН, в том числе РС-отказов скважинного оборудования.