Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАЩИТЫ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО ГЛУБИННОГО НАСОСА

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) во многих нефтедобывающих предприятиях обеспечивают формирование основной или весомой доли добываемой нефти, поэтому безопасности их эксплуатации уделяется должное внимание. В настоящее время зачастую УЭЦН комплектуется глубинной телеметрией в виде термоманометрической системы ТМС (стр. 276 учебника: Скважинная добыча нефти / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров. - СПб.: ООО «Недра», 2010. - 416 с.). ТМС отключает погружной электродвигатель (ПЭД) от электропитания при достижении давления среды вокруг ПЭД ниже заданного минимального значения (стр. 22 учебного пособия: Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Эффективность эксплуатации установок электроцентробежных насосов в скважинах. - Уфа.: ООО «Монография», 2006. - 88 с.).

В нефтедобывающей скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовой (попутный нефтяной газ) и жидкостной с определенным содержанием растворенного газа. Исходя из этого существующего положения давление среды вокруг ПЭД является суммой двух составляющих: давления на газожидкостном разделе РГЖР и давления столба жидкости с растворенным газом от газожидкостного раздела до погружного электродвигателя:

Существующая система защиты погружного электродвигателя и глубинного ЭЦН основана на измерении давления в зоне ПЭД, которое согласно формуле (1) может быть создано тремя способами.

1. Над ПЭД в межтрубном пространстве находится скважинная продукция в виде нефти или эмульсии с определенным содержанием растворенного и свободного газа. Над этим столбом жидкости находится попутный нефтяной газ под определенным давлением Р_ГЖР.

2. Давление попутного нефтяного газа (ПНГ) может отсутствовать в скважине: Р_ГЖР=0. Такую ситуацию можно видеть при открытой задвижке межтрубного пространства или при постоянной откачке ПНГ из межтрубного пространства с помощью устьевого компрессора.

3. В определенных условиях высота столба жидкости в межтрубном пространстве может снизиться до минимального значения, равного расстоянию от входа в ЭЦН до датчиков термоманометрической системы. Такая ситуация ведет к попаданию свободного газа на рабочие турбинки ЭЦН и срыву подачи скважинной продукции глубинным насосом. В этой неблагоприятной ситуации давление в зоне ТМС может быть выше того минимального значения давления Р_мин, при котором отключается погружной электродвигатель. Такое возможно при высоком давлении попутного нефтяного газа в межтрубном пространстве.

Рассмотрим пример. На скважине с УЭЦН и ТМС установили следующее значение минимально допустимого давления Р_мин=2,0 МПа. В определенный момент времени ЭЦН откачивает скважинную продукцию в жидкой фазе из межтрубного пространства, и динамический уровень спускается до приема электроцентробежного насоса. Возникает аварийная ситуация с последующим разрушением ПЭД или ЭЦН. При этом датчик давления ТМС, расположенный в нижней части ПЭД, показывает давление выше, чем Р_мин, и ПЭД не отключается от электроснабжения. Такая картина возможна в скважинах с высоким давлением попутного газа в межтрубном пространстве.

Второй сопутствующей причиной существующего несовершенства в защите ПЭД является то, что датчик давления расположен не на приеме электроцентробежного насоса, а значительно ниже - в самой нижней части ПЭД. Это ведет к тому, что датчик давления будет всегда показывать чуть большее давление, чем давление на приеме ЭЦН, внося неопределенность в оценку давления в зоне входа скважинной жидкости в электроцентробежный насос.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности защиты установки электроцентробежного насоса путем исключения возможности попадания на прием насоса попутного нефтяного газа при снижении динамического уровня жидкости (газожидкостного раздела) до приема в ЭЦН и ниже.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что в способе защиты установки электроцентробежного глубинного насоса, заключающемся в отключении электропитания погружного электродвигателя установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины, один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины, величину Ρ_мин (давление датчика, при котором и ниже которого отключается ПЭД) станция управления скважиной рассчитывает в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Р_гидро и давления газа над газожидкостным разделом (динамическим уровнем) Р_ГЖР:

причем величина Р_ГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Р_гидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса.

Давление Р_гидро определяют исходя из паспортных данных УЭЦН, физических свойств жидкости с растворенным газом между ЭЦН и Н_дин (плотность и газосодержание), а также возможности той ситуации, когда Р_ГЖР=0 при открытой задвижке МП скважины.

Давление на газожидкостном разделе в межтрубном пространстве (МП) скважины зависит от давления газа МП на устье скважины и свойств попутного нефтяного газа, определяется по экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ (стр. 134 источнике: Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с.) в зависимости от Р_уст - давления в МП скважины на устье. Это давление (Р_уст) измеряется датчиком.

Способ реализуется на нефтедобывающей скважине, оборудованной УЭЦН и имеющей в своем подземном оборудовании стационарные датчики давления, установленные на устье скважины и на приеме глубинного электроцентробежного насоса. Схема расположения датчиков приведена на чертеже, где цифрами обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб, 3 - электроцентробежный насос установки, 4 - датчик давления на входе в насос, 5 - гидрозащита УЭЦН, 6 - погружной электродвигатель, 7 - линии электропитания ПЭД и обратной связи со станцией управления скважиной 8, 9 - входные отверстия в ЭЦН, 10 - датчик давления в межтрубном пространстве на устье скважины.

С помощью приведенной схемы сравним работу двух систем защиты УЭЦН: предлагаемой и существующей сегодня в нефтегазодобывающих предприятиях в двух ситуациях: при наличии высокого давления газа в МП скважины и при его отсутствии.

Рассмотрим общие исходные данные для вертикальной скважины:

- глубина приема электроцентробежного насоса Н_ЭЦН=1000 м;

- глубина нижней части погружного электродвигателя Н_ПЭД=1016 м;

- плотность газожидкостного состава (нефти) между ПЭД и ЭЦН ρ_ж=600 кг/м³;

- средняя температура в зоне ЭЦН равна Т_ср=293°K;

- среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа z_cp=1,0;

- инженерно-техническим персоналом устанавливают Р_гидро=0,60 МПа;

- давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины принимает два значения Р_уст=0,9 МПа (ситуация 1) и Р_уст=0 МПа (ситуация 2).

Давление газа в межтрубном пространстве Р_ГЖР при достижении динамического уровня приема в ЭЦН, то есть при Н_дин=Н_ЭЦН, находится по формуле Лапласа-Бабинэ:

Предлагаемая система защиты УЭЦН. Один датчик давления 4 находится на входе в ЭЦН. Другой датчик давления 10 находится в МП на устье скважины.

Ситуация первая - в скважине попутный газ высокого давления и одновременно с этим динамический уровень жидкости в МП приближается к приему ЭЦН.

Согласно изобретению Р_мин=Р_гидро+Р_ГЖР=0,6+1,0=1,6 МПа. При снижении давления на датчике, расположенном на входе в ЭЦН, до Р_мин погружной электродвигатель останавливает свою работу. Найдем высоту столба жидкости над входом в ЭЦН при остановке ПЭД из формулы (2): Р_гидро=Р_мин-Р_ГЖР=1,6-1,0=0,6 МПа. Такое давление соответствует следующей высоте столба жидкости над входом в ЭЦН: ΔН=Н_ЭЦН-Н_дин=Р_гидро/(ρ_ж·g)=0,6МПа/(600 кг/м³·9,8 м/c²)=102 м. Такая высота жидкости исключает попадание свободного газа на прием ЭЦН с последующим негативным воздействием.

Ситуация вторая - в скважине понижаются до нуля давление газа в МП и одновременно с этим динамический уровень жидкости в МП приближается к приему ЭЦН. Согласно изобретению Р_мин=Р_гидро+Р_ГЖР=0,6+0=0,6 МПа. Над входом в ЭЦН опять находится столб жидкости высотой 102 м. Глубинная установка надежно защищена от свободного газа.

Существующая система защиты УЭЦН. Имеется только один датчик давления, и он находится в нижней части погружного электродвигателя на глубине Н_ПЭД=1016 м. Погружной электродвигатель отключается при Р_мин=Р_гидро, то есть составляющая Р_ГЖР в равенстве (2) отсутствует. Согласно общим условиям параметр Р_гидро=0,6 МПа.

Ситуация первая - в скважине попутный газ высокого давления и одновременно с этим динамический уровень жидкости в МП приближается к приему ЭЦН. В момент снижения динамического уровня до приема ЭЦН датчик давления будет фиксировать давление газа в МП: Р_ПЭД=Р_ГЖР=1,0 МПа. Это давление выше, чем Р_мин=Р_гидро=0,6 МПа, поэтому ПЭД не отключается защитой и продолжает работать, а в ЭЦН поступает в свободном состоянии попутный нефтяной газ. Это ведет к перегреву и вибрации ЭЦН и быстрому выходу из строя.

Ситуация вторая - в скважине давление газа в МП понижается до нуля, и одновременно с этим динамический уровень жидкости в МП приближается к приему ЭЦН. При давлении датчика ПЭД, равном Р_мин: Р_ПЭД=Р_мин=Р_гидро=0,6 МПа, станция управления отключает ПЭД от электропитания. В момент отключения ПЭД давление на входе в ЭЦН будет меньше этой регламентированной величины Р_мин на величину гидростатического давления между входом в ЭЦН и нижней частью ПЭД (место установки датчика):

Р_ЭЦН=Р_ПЭД-ρ_ж·g·(Н_ПЭД-Н_ЭЦН)=0,6 МПа - 600 кг/м³·9,8 м/с²·(1016-1000)м=0,506 МПа.

Представленные выше расчеты приведем в более удобном табличном виде:

Анализ таблицы показывает, что в обеих ситуациях, которые периодически возникают в нефтедобывающих скважинах, предложенный способ защиты работы УЭЦН лучше, чем существующий. По изобретению достигается технический результат, а именно исключается попадание на прием ЭЦН попутного нефтяного газа при снижении динамического уровня жидкости (газожидкостного раздела) до приема в насос и ниже. Впервые предложено учитывать давление, создаваемое газовой составляющей межтрубного пространства скважины. Предложено также перенести датчик давления с нижней части ПЭД на вход в ЭЦН, а давление газа на устье скважины учитывать с помощью второго стационарного датчика. Все эти новшества, соответствуют критериям «новизна» и «существенное отличие».

Экономическая эффективность от внедрения изобретения образуется за счет более длительной и безаварийной эксплуатации скважин с УЭЦН.