Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА С МУЛЬТИФАЗНЫМ НАСОСОМ И ПАКЕРОМ

Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором.

Известна погружная насосная установка для добычи нефти, (аналог) (1), патент РФ №2278959, опубликовано 27.06.2006 г., содержащая спущенные в скважину насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твердых частиц и отстойник. Центробежный сепаратор расположен ниже погружного электродвигателя с возможностью передачи с вала электродвигателя на вал центробежного сепаратора, при этом ротор сепаратора окружен неподвижной винтовой решеткой с нарезкой лопаток, противоположной движению потока жидкости и направлению вращения ротора сепаратора. Также электродвигатель содержит кожух, гидравлически связывающий прием насоса и полость центробежного сепаратора.

Недостатками устройства является то, что винтовая решетка сепаратора создает встречный поток движению жидкости через сепаратор к приему насоса и при определенной вязкости добываемой смеси сепаратор может блокироваться встречными потоками, т.е. добываемая смесь пойдет к насосу, минуя сепаратор, а если скважинная жидкость содержит абразивные частицы, то существует потенциальный риск расчленения установки по корпусу газосепаратора.

Известно устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах, (аналог) (2), патент на полезную модель №78524, E21B 43/38. Устройство содержит «хвостовик» с пакером, открытую снизу газосборную емкость, выполненную в виде перевернутого стакана, снабженную газоотводной трубкой, сообщающейся с затрубным пространством. При этом газосборная емкость соединена своей донной частью с ЭЦН, а выход газоотводной трубки расположен над приемным модулем насоса. Таким образом, обеспечивается подача жидкости и газа в затрубное пространство, при этом жидкость подводится к зоне приема насоса, а газ выше этой зоны. Такая схема движения разделившихся фаз позволяет использовать высокопроизводительные УЭЦН взамен менее совершенных поршневых насосов.

Недостатками способа является то, что если скважинная жидкость содержит абразивные частицы, то существует потенциальный риск расчленения установки по корпусу газосепаратора, газосепараторы нельзя применять в скважинах с пакером, перекрывающим выход газа на устье скважины, а также в боковых стволах с углом отклонения от вертикали более 60° из-за накапливания механических примесей, сбрасываемых из выкидных отверстий газосепаратора (при таких значениях угла наклона частицы не сползают по стенкам обсадной колонны, а остаются в зоне выброса, что приводит к затруднениям при извлечении/установке УЭЦН).

Известно устройство для сепарации газа и песка при откачке жидкости из скважины погружным электроцентробежным насосом, (аналог) (3), патент на полезную модель №65130, дата публикации 27.07.2007, которое включает струйный аппарат, активное сопло, гидравлически сообщенное обводным каналом с рабочей напорной линией погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН), корпус с газоотводной и всасывающей трубами, установленный под приемом ПЭЦН, фильтр, установленный на нижнем конце корпуса, ось с радиальными перфорационными отверстиями для прохода газожидкостной смеси, причем внутреннее пространство оси сообщено с всасывающей полостью струйного аппарата, установленного на входе газоотводной трубки. Сепарационный элемент размещен внутри корпуса под газоотводной трубкой и выполнен в виде взаимообращенных навстречу друг к другу конических полок, направленных вниз и жестко закрепленных друг под другом на внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности оси. Устройство ниже фильтра оснащено пескосборной камерой. Недостатками является то, что устройство нельзя применить для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов или объектов разработки. Кроме того, совместное использование центробежного электронасоса и струйного насоса для увеличения добычи нефти из одного объекта эксплуатации требует применения ЭЦП с более высокими напорами для преодоления высоких сопротивлений, возникающих в области сужения в сопле эжекторного струйного насоса.

Известен способ добычи нефти Гарипова и установка для его осуществления, (прототип) (4), патент RU 2405918 C1, E21B 43/00, дата подачи заявки 08.06.2009, опубликовано 10.12.2010. Способ добычи нефти включает диспергирование пластового флюида с газом с последующей подачей газожидкостной смеси на прием электроцентробежного насоса. Согласно изобретению производят отсекание верхних пластов и нижних пластов и/или интервала негерметичности скважины путем установки, по меньшей мере, одного пакера над электроцентробежным насосом. Производят сепарирование газа с одновременным эжектированием газа из подпакерной зоны в насосно-компрессорные трубы над электроцентробежным насосом. Диспергирование пластового флюида осуществляют с пластовым и подпакерным газом и производят его в подпакерной зоне до получения однородной гомогенной газожидкостной смеси с последующей ее подачей на прием электроцентробежного насоса и откачкой на поверхность однородной гомогенной газожидкостной смеси.

Недостатками является то, что установка пакера над электроцентробежным насосом приводит к скоплению газа в межтрубном пространстве в подпакерной зоне и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса. Кроме того, не обеспечивается достаточное охлаждение погружного электродвигателя, нагрев которого вызывает увеличение объема газожидкостной смеси, особенно в скважинах с большим газовым фактором.

Технической задачей, решаемой способом применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, является повышение эффективности технологии добычи пластового флюида из скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, либо эксплуатационной колонной с многочисленными нарушениями, в том числе и нарушениями, находящимися ниже глубины установки погружного насоса, либо в скважинах для одновременно-раздельной добычи с большим газовым фактором, увеличение рабочего интервала подач и величины предельного содержания газа в смеси, а также величины напора, стабилизация работы оборудования, улучшение охлаждения погружного электродвигателя, устранение скопления газа в межтрубном пространстве и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, снижение затрат на ремонт скважин, снижение аварийности.

Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, применение которого гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в смеси, а также величину напора, стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.

Сущность изобретения заключается в том, что при использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, в скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку, между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из-под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Дополнительно под кожух может быть установлен фильтр от механических примесей. Мультифазный насос гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в газожидкостной смеси, а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. Кроме того, мультифазный насос прокачивает газожидкостную смесь через основной насос, исключая образование неподвижных газовых пробок. Также мультифазный насос диспергирует газожидкостную смесь в каждой своей ступени. Предлагаемый способ стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.

На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером. При использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером работу производят следующим образом. В скважине при первой спуско-подъемной операции ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны 13, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер 11, либо двухпакерную компоновку. Затем вторым этапом на колонне труб 12 спускается в последовательности снизу вверх патрубок 10 с уплотнительными элементами и фильтром 4, хвостовик из насосно-компрессорных труб 9, присоединяемый к герметичному кожуху, герметичный аварийно-разъединяемый узел 8, герметичный кожух 7 с установленными в нем гидрозащитой 5 и погружным электродвигателем 6, входной модуль 3 с герметичным соединением с герметичным кожухом 7 и герметичным каналом линии питания погружного электродвигателя (на чертеже не показано), мультифазный насос 3, электроцентробежный насос 1. Собранная компоновка спускается в скважину до глубины установки верхнего пакера 11, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку патрубка 10 хвостовика 9 во внутренней полости пакера 11. Таким образом все негерметичные участки колонны отсечены пакером 11 и жидкость после запуска скважины в работу из интервалов перфорации поступает из-под пакера 11 через хвостовик 9 во внутреннюю полость герметичного кожуха 7 на прием входного модуля 3 и через мультифазный насос 2 в электроцентробежный насос 1. Новым является то, что между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. Мультифазный насос гомогенизирует и частично сжимает газожидкостную смесь, увеличивает рабочий интервал подач и величину предельного содержания газа в смеси, а также величину напора, повышает давление на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу. Кроме того, мультифазный насос прокачивает газожидкостную смесь через основной насос, исключая образование неподвижных газовых пробок. Также мультифазный насос диспергирует газожидкостную смесь в каждой своей ступени. Предлагаемый способ стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Технологический и технический результаты при использовании способа применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером достигаются за счет увеличения рабочего интервала подач и величины предельного содержания газа в газожидкостной смеси, а также величины напора, повышения давления на входе электроцентробежного насоса до уровня, обеспечивающего его устойчивую работу, улучшения охлаждения погружного электродвигателя, устранения скопления газа в межтрубном пространстве и возможности прорыва его на прием электроцентробежного насоса, что приведет к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, уменьшения времени ремонта скважины и оборудования.

Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.

Использованная литература

1. Патент РФ №2278959, опубликовано 27.06.2006 г.

2. Патент на полезную модель №78524, E21B 43/38.

3. Патент на полезную модель №:65130, дата публикации 27.07. 2007.

4. Патент RU 2405918 C1, E21B 43/00, дата подачи заявки 08.06.2009, опубликовано 10.12.2010.