RU2310771C1 - Method of pumping formation fluid out of welle of wells and submersible pumping unit for impelementing the method - Google Patents

Abstract

FIELD: oil producing industry.

SUBSTANCE: invention can be used at production oil with associated gas. Proposed method of pumping out gas-liquid mixture from well includes delivery gas-liquid mixture into gas separator, increased heat and swirling of flow, forced increasing of gas bubble size, separation of mixture in field of centrifugal forces by rotating separating drum with ribs, and delivering separated liquid by submersible pump to surface. After separation of mixture, delivery of separated gas through submersible pump to input of pump of displacement type is provided, and delivery of separated gas to surface is carried out by displacement pump.

EFFECT: improved efficiency and enlarged area of application of pumping of gas-liquid mixture from wells with high content of gas, and increased efficiency of submersible pumping unit.

4 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с попутным газом из скважин.The invention relates to the oil industry and can be used in the extraction of oil with associated gas from wells.

Известен способ разделения газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков свободного газа путем создания газовых суперкаверн кавернообразующим лопастным колесом, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, отвод отсепарированного газа в затрубное пространство, отвод отсепарированной жидкости на прием погружного насоса, и погружная насосная установка для его осуществления, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, кавернообразуещее лопастное колесо, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса (патент РФ №2027912, F04D 13/10, E21 B 43/48, 1991).A known method of separating a gas-liquid mixture from a well, including supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure and swirling the flow, forcing the free gas bubbles to enlarge by creating gas supercavities with a cavity-shaped impeller, separating the mixture in a centrifugal force field with a rotating separation drum with ribs, removing the separated gas into the annulus, the separation of the separated fluid to receive a submersible pump, and a submersible pump installation for its implementation luminaire, including a submersible motor with hydraulic protection, a submersible pump and a gas separator, containing a screw, a cavity-forming impeller, a separation drum with ribs, a unit for removing separated gas into the annulus, and a separated fluid for receiving the submersible pump (patented by the Russian Federation) No. 2027912, F04D 13/10, E21 B 43/48, 1991).

Известные способ и устройство имеют низкую эффективность и ограниченную область применения вследствие несогласованности работы кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, что приводит к гашению каверн ребрами сепарационного барабана, а также вследствие нерационального распределения потоков в узле отвода. Энергия, затраченная на газообразование, и сам свободный отсепарированный газ выбрасываются в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков в скважине. При таком способе откачки, вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного, так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд насосной установки и эффективность ее работы.The known method and device have low efficiency and limited scope due to inconsistencies in the operation of the cavity-forming wheel and the separation drum, which leads to the extinction of caverns by the ribs of the separation drum, as well as due to the irrational distribution of flows in the outlet unit. The energy spent on gas generation and the free separated gas itself are emitted into the annulus. Part of this free gas rises to the wellhead, creating increased pressure in the wellbore, and part of the gas condenses (liquefies) and dissolves in the formation fluid under the influence of the pressure of the formation fluid column and circulation of flows in the well. With this pumping method, near the submersible pump, the content of gas (both free and dissolved) and light fractions of the formation fluid in the formation fluid increases. Such a change in the fractional composition of the liquid can lead to a disruption in the supply of the gas-liquid mixture of the submersible (especially centrifugal) pump. Thus, the energy spent on the formation of supercavities and separation is dissipated in the surrounding space of the well, which reduces the efficiency of the pump unit and its efficiency.

Наиболее близким к заявленному изобретению является способ откачки газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа путем создания газовых суперкаверн кавернообразующим лопастным колесом, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, отвод отсепарированного газа в затрубное пространство, и нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, причем суперкаверны образуются путем отрывного обтекания лопастей кавернообразующего колеса при углах атаки от 25 до 40°, формируя при этом дополнительные газовые суперкаверны за ребрами сепарационного барабана, и погружная насосная установка, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, кавернообразуещее лопастное колесо, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированного газа в затрубное пространство и отсепарированной жидкости на прием погружного насоса, причем отношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости во входном (начальном) сечении узла отвода составляет 0,6-0,9 (патент РФ №2232302, 7 F04D 13/10, 2004).Closest to the claimed invention is a method of pumping a gas-liquid mixture from a well, comprising supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure and swirling the flow, forcing gas bubbles to enlarge by creating gas supercavities with a cavernous impeller, separating the mixture in a centrifugal force field with a rotating separation drum with ribs , removal of the separated gas into the annulus, and injection of the separated liquid by a submersible pump onto the surface of the wells otherwise, supercavities are formed by tearing off flow around the blades of the cavity of the cavity at angles of attack from 25 to 40 °, forming additional gas supercavities behind the ribs of the separation drum, and a submersible pump installation including a submersible motor with hydraulic protection, a submersible pump and a gas separator containing the housing is sequentially in the direction of flow of the auger, a cavity-forming impeller, a separation drum with ribs, a unit for removing the separated gas into the annulus and the separated liquid to receive the submersible pump, and the ratio of the cross-sectional areas for the passage of the gas phase and the liquid in the input (initial) section of the tap assembly is 0.6-0.9 (RF patent No. 2232302, 7 F04D 13/10, 2004).

Причина недостижения в прототипе заявленного технического результата заключается в том, что на образование суперкаверн затрачивается часть энергии, подводимой к насосной установке. При такой сепарации энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости (газожидкостная смесь является составляющей пластовой жидкости), отводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Часть этого свободного газа поднимается к устью скважины, создавая повышенное давление в стволе скважины, а часть газа конденсируется (сжижается) и растворяется в пластовой жидкости под действием давления столба пластовой жидкости и циркуляции потоков в скважине. При таком способе откачки, вблизи погружного насоса, в пластовой жидкости повышается содержание газа (как свободного, так и растворенного) и легких фракций пластовой жидкости. Такое изменение фракционного состава жидкости может привести к срыву подачи газожидкостной смеси погружного (в особенности центробежного) насоса. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит также и к снижению эффективности сепарации, и, как следствие, к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например, многоступенчатым центробежным насосом). Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым центробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы потока в каждой ступени. КПД установки снижается, так как при прохождении газа через одну из ступеней затрачивается энергия на сжатие, а на входе в следующую ступень газ самопроизвольно расширяется, поскольку геометрические размеры (проходные сечения, объемы) ступеней одинаковы. Это приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного кпд насосной установки. Для исключения такого отрицательного эффекта теоретически можно предположить, что необходимо применение ступеней с постоянно изменяющимися геометрическими размерами в сторону уменьшения, например, проходного сечения. Это позволило бы исключить затрачивание энергии на многократное сжатие и расширение газовой фазы. Создание такого насоса трудновыполнимо и нецелесообразно на практике, поскольку нетехнологично. В случае создания такого насоса, расширяется количество и номенклатура ступеней, однако невозможно выполнить конструкторский расчет насоса, для оптимальной работы на смесях с различным содержанием газа. Поскольку в скважине процент содержания газа в пластовой жидкости всегда различен, то для оптимальной работы потребовалось бы разработка насоса с индивидуальными размерами ступеней для конкретной скважины со строго определенным газосодержанием. Создание такой серии установок экономически нецелесообразно из-за высокой себестоимости. В прототипе образование газовых суперкаверн, вызванных отрывным обтеканием поверхностей ребер и лопаток кавернообразующего колеса и сепарационного барабана, вызывает кавитационный эрозионный износ материалов насоса, вследствие образования скачков уплотнений и локальных разрежений, что отрицательно сказывается на показателях надежности работы насосной установки. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд погружной насосной установки (далее насосной установки) и эффективность ее работы.The reason for not achieving the claimed technical result in the prototype is that part of the energy supplied to the pumping unit is expended on the formation of supercavities. With this separation, the energy spent on the separation of the reservoir fluid (the gas-liquid mixture is a component of the reservoir fluid) is diverted together with the gas phase into the annulus. Part of this free gas rises to the wellhead, creating increased pressure in the wellbore, and part of the gas condenses (liquefies) and dissolves in the formation fluid under the influence of the pressure of the formation fluid column and circulation of flows in the well. With this pumping method, near the submersible pump, the content of gas (both free and dissolved) and light fractions of the formation fluid in the formation fluid increases. Such a change in the fractional composition of the liquid can lead to a disruption in the supply of the gas-liquid mixture of the submersible (especially centrifugal) pump. The increase in gas content in the reservoir fluid also leads to a decrease in separation efficiency, and, as a consequence, to an increase in the gas content (both free and dissolved) in the separated fluid, which is pumped by a submersible (for example, multistage centrifugal pump). The injection of a multiphase liquid by a multistage centrifugal pump is accompanied by repeatedly repeated compression and expansion of the gas phase of the flow in each stage. The efficiency of the installation is reduced, since when gas passes through one of the stages, compression energy is expended, and at the entrance to the next stage, the gas spontaneously expands, since the geometric dimensions (passage sections, volumes) of the stages are the same. This leads to the formation of gas plugs, the ascent of the impellers of the steps, a decrease in the volumetric and full efficiency of the pumping unit. To eliminate such a negative effect, it can theoretically be assumed that it is necessary to use steps with constantly changing geometric dimensions in the direction of decreasing, for example, the passage section. This would eliminate the energy spent on multiple compression and expansion of the gas phase. The creation of such a pump is difficult and impractical in practice, since it is not technologically advanced. In the case of the creation of such a pump, the number and range of stages is expanded, however, it is impossible to perform the design calculation of the pump for optimal operation in mixtures with different gas contents. Since the percentage of gas in the reservoir fluid is always different in a well, for optimal operation, it would be necessary to develop a pump with individual step sizes for a particular well with a strictly defined gas content. The creation of such a series of installations is not economically feasible due to the high cost. In the prototype, the formation of gas supercavities caused by a tear-off flow around the surfaces of the ribs and vanes of the cavity-forming wheel and the separation drum causes cavitation erosion wear of the pump materials due to the formation of shock waves and local rarefaction, which negatively affects the reliability of the pump unit. Thus, the energy spent on the formation of supercavities and separation is dissipated in the surrounding space of the well, which reduces the efficiency of the submersible pump unit (hereinafter pump unit) and its efficiency.

Задача, на решение которой направлено изобретение, заключается в повышении эффективности и расширении области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважин с высоким содержанием газа и увеличении кпд погружной насосной установки за счет подачи отсепарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа, и нагнетание газожидкостной смеси этим объемным насосом на поверхность скважины (что соответственно способствует снижению содержания газа при подаче на вход погружного насоса), исключения попадания твердых частиц в объемный насос и подшипниковые узлы погружного насоса, охлаждения объемного насоса периферийным потоком жидкости. Технический результат, опосредствующий решение указанной задачи, заключается в повышении полного кпд насосной установки, в повышении надежности ее работы.The problem to which the invention is directed, is to increase the efficiency and expand the scope of pumping gas-liquid mixtures from wells with a high gas content and increase the efficiency of a submersible pump installation by supplying separated gas through the central part of the submersible pump to a volumetric pump, and pumping gas-liquid mixtures of this volumetric pump to the surface of the well (which, accordingly, helps to reduce the gas content when supplied to the submersible pump inlet), exceptions opadaniya solids in the volumetric pump and bearing assemblies of the submersible pump, volumetric pump cooling fluid peripheral flow. The technical result, which mediates the solution of this problem, is to increase the full efficiency of the pump installation, to increase the reliability of its operation.

Повышение эффективности и расширения области применения насосной откачки газожидкостной смеси из скважин достигается тем, что в способе откачки газожидкостной смеси из скважины, включающем подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами, нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, согласно изобретению после разделения смеси осуществляется подача отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.Improving the efficiency and expanding the scope of pumping gas-liquid mixture from wells is achieved by the fact that in the method of pumping gas-liquid mixture from a well, which includes supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure and swirling the flow, forced enlargement of gas bubbles, separation of the mixture in a centrifugal force field by rotating separation drum with ribs, injection of the separated fluid by a submersible pump onto the surface of the well according to the invention after separation of the mixture estvlyaetsya feeding separated gas through the submersible pump to the input of the pump of the volumetric type and injection of separated gas to the surface of wells positive displacement pump.

Новые по отношению к прототипу признаки заявленного технического решения заключаются в подаче отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.New in relation to the prototype, the features of the claimed technical solution consist in supplying the separated gas through a submersible pump to the inlet of the volumetric pump and forcing the separated gas to the surface of the well with a volumetric pump.

Технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке, включающей погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу движения потока шнек, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа, согласно изобретению погружной насос выполнен в виде набора ступеней, и каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, установлен насос объемного типа на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока отсепарированной жидкости, выходящего из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.The technical result of the invention is also achieved by the fact that in a submersible pump installation, including a submersible motor with hydraulic protection, a submersible pump and a gas separator, comprising a screw, a separation drum with ribs, a unit for removing the separated liquid and separated gas, arranged sequentially in the direction of flow of the stream, according to According to the invention, the submersible pump is made in the form of a set of stages, and each of the stages is made combining the functions of a centrifugal and axial type stage, a volume pump is installed volumetric type at the outlet of the submersible pump with the possibility of flowing around the flow of the separated liquid leaving the submersible pump along the outer surface of the volumetric pump.

Кроме того, технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке отношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости во входном сечении узла отвода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости составляет 0,4-1,0.In addition, the technical result of the invention is also achieved by the fact that in a submersible pump installation, the ratio of the cross-sectional areas for the passage of the gas phase and the liquid in the inlet section of the outlet for separating the separated gas and the separated liquid is 0.4-1.0.

Кроме того, технический результат изобретения достигается также и тем, что в погружной насосной установке после насоса объемного типа (между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и насосом объемного типа установлен узел смешивания потоков жидкости и газа, который выполняется в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий.In addition, the technical result of the invention is also achieved by the fact that in the submersible pump installation after the volumetric type pump (between the tubing) and the volumetric type pump, a unit for mixing liquid and gas flows is installed, which is made in the form of a cylindrical body with a system of holes .

Узел отвода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости выполнен в виде кольцевого корпуса с полостями по его наружной поверхности для прохождения жидкости, причем центральное отверстие (для прохождения газовой фазы) может быть выполнено цилиндрическим или конусным, а на торцевой поверхности корпуса со стороны сепарационного барабана выполнен кольцевой выступ, входящий в сопрягаемую кольцевую канавку на сепарационном барабане.The unit for removing the separated gas and the separated liquid is made in the form of an annular body with cavities on its outer surface for the passage of liquid, the central hole (for passing the gas phase) can be made cylindrical or conical, and an annular protrusion is made on the end surface of the housing from the side of the separation drum included in the mating annular groove on the separation drum.

Новые по отношению к прототипу признаки заявленного технического решения заключаются в том, что погружной насос выполнен в виде набора ступеней, каждая из которых выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, установлен насос объемного типа на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока пластовой жидкости, выходящей из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.New with respect to the prototype, the features of the claimed technical solution are that the submersible pump is made in the form of a set of stages, each of which has a combining function of a centrifugal and axial type stage, a volumetric type pump is installed at the outlet of the submersible pump with the possibility of flowing around the flow of formation fluid leaving from a submersible pump, on the outer surface of a volumetric type pump.

Кроме того, соотношение площадей сечения для прохода газовой фазы и жидкости в начальном сечении узла отвода составляет 0,4-1,0.In addition, the ratio of the cross-sectional areas for the passage of the gas phase and the liquid in the initial section of the outlet is 0.4-1.0.

Кроме того, установлен узел смешивания потоков жидкости и газа, который выполнен в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий и установлен между насосно-компрессорными трубами и насосом объемного типа.In addition, a unit for mixing liquid and gas flows, which is made in the form of a cylindrical body with a system of holes and is installed between the tubing and the volumetric pump, is installed.

Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют повысить эффективность откачки газожидкостной смеси из скважин за счет устранения вредного влияния свободного газа на работу погружных (особенно центробежных) насосов, расширить область применения способа откачки газожидкостной смеси и погружной насосной остановки, снизить потребление энергии, необходимой на подъем пластовой жидкости из скважины.The above distinguishing features of the invention can improve the efficiency of pumping a gas-liquid mixture from wells by eliminating the harmful effects of free gas on the operation of submersible (especially centrifugal) pumps, expand the scope of the method of pumping a gas-liquid mixture and a submersible pump stop, and reduce the energy consumption required to raise formation fluid from the well.

На фиг.1 представлена схема погружной насосной установки в скважине, на фиг.2 - схема погружной насосной установки, на фиг.3 - шнекоцентробежная ступень погружного насоса, на фиг.4 - входное сечение узла отвода. Стрелками на фиг.1 показано направление движения тяжелой фракции пластовой жидкости.Figure 1 presents a diagram of a submersible pump installation in a well, figure 2 is a diagram of a submersible pump installation, figure 3 is a screw centrifugal stage of a submersible pump, and figure 4 is an input section of a branch assembly. The arrows in figure 1 shows the direction of motion of the heavy fraction of the reservoir fluid.

Погружная насосная установка на фиг.1 и 2 содержит размещенный в скважине 1, пробуренной на нефтяной пласт 2, погружной электродвигатель 3 (далее электродвигатель) с гидрозащитой, с кабелем 4, газосепаратор 5, погружной насос 6, насос объемного типа 7, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 8. Между эксплуатационной колонной скважины 1 и НКТ 8 образовано затрубное пространство 9.The submersible pump installation in FIGS. 1 and 2 comprises a submersible electric motor 3 (hereinafter referred to as an electric motor) with hydraulic protection, a cable 4, a gas separator 5, a submersible pump 6, a volumetric type 7 pump, and compressor pipe (tubing) 8. Between the production casing of the well 1 and tubing 8 formed annular space 9.

Газосепаратор 5 (фиг.2) содержит корпус 10, в котором размещены шнек 11, осевой подшипник 12, сепарационный барабан 13 с ребрами 14, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15. Сепарационный барабан 13 с ребрами 14 и шнек 11 установлены на валу 16 погружного насоса 6. Погружной насос 6 состоит из набора ступеней 17. Ступень 17 (фиг.2) состоит из направляющего аппарата 18, выполненного в виде цилиндрического корпуса 19 с верхним диском 20, оснащенным с нижней стороны лопатками 21 и соединенными с ними нижним диском 22. Нижний диск 22 выполнен в форме кольца, на внутреннем диаметре которого расположены ребра 23, а также установленные в направляющем аппарате рабочие колеса 24. Рабочее колесо 24 содержит ступицу 25, выполненную в виде шнека или осевых лопаток (лопаток осевого типа) 26, и соединенный с ней ведущий диск 27, который соединен через лопасти 28 с ведомым диском 29. Рабочие колеса 24 установлены на валу 16 погружного насоса 6. Насос объемного типа 7 установлен после погружного насоса 6 таким образом, что поток газовой составляющей пластовой жидкости, нагнетаемой осевыми лопатками рабочих колес 24, поступает в объемный насос, а поток тяжелых фракций пластовой жидкости с твердыми частицами, нагнетаемый центробежной частью рабочих колес 24, проходит по периферийной поверхности корпуса объемного насоса. Соотношение площадей сечения для прохода газовой фазы f1 и жидкости f2 (фиг.4) во входном сечении узла отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа составляет 0,4-1,0. Узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15 выполнен в виде кольцевого корпуса 30 с полостями 31 по его наружной поверхности для прохождения жидкости, причем центральное отверстие 32 (для прохождения газовой фазы) может быть выполнено цилиндрическим или конусным, а на торцевой поверхности корпуса со стороны сепарационного барабана выполнен кольцевой выступ 33, входящий в сопрягаемую кольцевую канавку на сепарационном барабане 13.The gas separator 5 (FIG. 2) comprises a housing 10 in which a screw 11, an axial bearing 12, a separation drum 13 with ribs 14, a separation unit for the separated liquid and separated gas 15 are placed. The separation drum 13 with ribs 14 and the screw 11 are mounted on the shaft 16 submersible pump 6. The submersible pump 6 consists of a set of stages 17. The step 17 (Fig. 2) consists of a guide apparatus 18, made in the form of a cylindrical body 19 with an upper disk 20, equipped with vanes 21 on the lower side and a lower disk 22 connected to them The lower disk 22 is made in a ring shape, on the inner diameter of which there are ribs 23, as well as impellers 24 installed in the guide apparatus. The impeller 24 comprises a hub 25 made in the form of a screw or axial blades (axial-type blades) 26, and a drive disk 27 connected to it, which is connected through the blades 28 to the driven disk 29. The impellers 24 are installed on the shaft 16 of the submersible pump 6. The displacement pump 7 is installed after the submersible pump 6 in such a way that the flow of the gas component of the reservoir fluid pumped by the axial blades is working their wheels 24 enters the positive displacement pump, and the flow of heavy ends formation fluid with solid particles injected centrifugal part of the impeller 24 passes over the peripheral surface of the pump housing volume. The ratio of the cross-sectional areas for the passage of the gas phase f1 and liquid f2 (Fig. 4) in the inlet section of the outlet for separating the separated liquid and the separated gas is 0.4-1.0. The unit for removing the separated liquid and the separated gas 15 is made in the form of an annular body 30 with cavities 31 along its outer surface for the passage of liquid, the central hole 32 (for passing the gas phase) can be made cylindrical or conical, and on the end surface of the housing from the separation side the drum is made an annular protrusion 33, which is included in the mating annular groove on the separation drum 13.

Кроме того, погружная насосная установка может содержать узел смешивания 34 потоков жидкости и газа, выполненный в виде цилиндрического корпуса 35 с системой отверстий 36. Узел смешивания 34 потоков жидкости и газа установлен между насосно-компрессорными трубами и насосом объемного типа.In addition, the submersible pump installation may include a mixing unit 34 of the liquid and gas flows, made in the form of a cylindrical body 35 with a system of holes 36. The mixing unit 34 of the liquid and gas flows is installed between the tubing and the volumetric pump.

В качестве насоса объемного типа может быть использован, например, винтовой (двухвинтовой, трехвинтовой) или шнекоэксцентриковый (одновинтовой) насос и др. При использовании в качестве насоса объемного типа шнекоэксцентрикового (одновинтового) или трехвинтового насоса ось вращения центрального (ведущего) винта совпадает с осью вращения вала 16 погружного насоса 6. При использовании в качестве насоса объемного типа, например, двухвинтового насоса ось вращения ведущего винта может быть смещена относительно оси вала 16 погружного насоса на величину, например, 0,1-0,7 диаметра ведущего винта.As a volumetric type pump, for example, a screw (twin-screw, three-screw) or screw eccentric (single-screw) pump, etc. can be used. When using a volumetric type screw-type eccentric (single-screw) or three-screw pump, the axis of rotation of the central (lead) screw coincides with the axis rotation of the shaft 16 of the submersible pump 6. When using a volumetric type, for example, a twin-screw pump, the axis of rotation of the drive screw can be offset relative to the axis of the shaft 16 of the submersible pump by a value, for example, 0.1-0.7 of the diameter of the drive screw.

Способ откачки газожидкостной смеси погружным насосом скважины согласно настоящему изобретению осуществляется следующим образом.The method of pumping a gas-liquid mixture by a submersible well pump according to the present invention is as follows.

Продукция нефтяного пласта 2 поступает в скважину 1. По мере подъема продукции по стволу скважины 1 вверх давление в потоке падает, происходит выделение из пластовой жидкости пузырьков свободного газа. Газожидкостная смесь подводится в газосепаратор 5. Предварительное закручивание и повышение напора газожидкостной смеси производят шнеком 11. Разделение по фракциям газожидкостной смеси осуществляют сепарационным барабаном 13 и узлом отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа 15, на выходе которого поток пластовой жидкости разделяется на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций. Конструкция погружного насоса 6 позволяет осуществить прохождение двух параллельных потоков пластовой жидкости. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости и твердых частиц движется по периферии погружного насоса и нагнетается центробежной частью рабочих колес 24 ступеней 17 погружного насоса 6 в узел смешивания потока жидкости и газа 34. Далее этот поток проходит по кольцевому зазору 37, образованному между наружной поверхностью объемного насоса и внутренней поверхностью корпуса погружного насоса. А поток легких фракций (свободный газ, сжиженный газ, нефть) движется по центральной части погружного насоса и нагнетается осевыми лопатками рабочих колес 24 ступеней 17 погружного насоса 6 в начале на вход объемного насоса и далее нагнетается объемным насосом 7 либо на поверхность скважины, либо в узел смешивания 34. В узле смешивания потока жидкости и газа 34 потоки сливаются и далее по насосно-компрессорным трубам 8 поступают на поверхность скважины. Благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа 34 и движению двух потоков пластовой жидкости по одному общему каналу НКТ происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект» (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М.: Недра, 1969 г., с.182).The production of oil reservoir 2 enters well 1. As production rises along the wellbore 1 upward, the pressure in the stream decreases, and free gas bubbles are released from the reservoir fluid. The gas-liquid mixture is fed into the gas separator 5. Preliminary twisting and increasing the pressure of the gas-liquid mixture is carried out by the screw 11. Separation into fractions of the gas-liquid mixture is carried out by a separation drum 13 and a unit for removing the separated liquid and the separated gas 15, at the outlet of which the flow of formation fluid is divided into two streams: gas stream (light fractions + free gas) and a stream of heavy fractions. The design of the submersible pump 6 allows for the passage of two parallel flows of formation fluid. The flow of heavy fractions of the formation fluid and solid particles moves along the periphery of the submersible pump and is pumped by the centrifugal part of the impellers 24 of the stages 17 of the submersible pump 6 into the mixing unit of the fluid and gas stream 34. Further, this flow passes through the annular gap 37 formed between the outer surface of the volume pump and the inner surface of the submersible pump housing. And the flow of light fractions (free gas, liquefied gas, oil) moves along the central part of the submersible pump and is pumped by the axial blades of the impellers of 24 stages 17 of the submersible pump 6 at the beginning to the inlet of the volume pump and then is pumped by the volume pump 7 either to the surface of the well or mixing unit 34. In the mixing unit of the fluid and gas stream 34, the flows merge and then through tubing 8 enter the well surface. Due to the presence of a mixing unit for fluid and gas flows 34 and the movement of two formation fluid flows along one common tubing channel, mixing of fluid flows, gas evolution and expansion, leading to gas aeration and gas part of the work to raise the liquid, is a “gas lift effect” (Operation of submersible centrifugal electric pumps in viscous liquids and gas-liquid mixtures, M .: Nedra, 1969, p.182).

Погружная насосная установка работает следующим образом.Submersible pumping unit operates as follows.

Погружной насос 6 спущен в скважину 1 на НКТ 7. Энергия к электродвигателю 3 подводится по кабелю 4. Газожидкостная смесь из скважины 1, поступившая в газосепаратор 5, нагнетается шнеком 11 к сепарационному барабану 13. Газ и легкие фракции пластовой жидкости под действием поля центробежных сил направляются к центру, а тяжелые фракции пластовой жидкости и твердые частицы - к периферии потока. Далее поток жидкости поступает в узел отвода 15 отсепарированной жидкости и отсепарированного газа.The submersible pump 6 is lowered into the borehole 1 on the tubing 7. Energy is supplied to the electric motor 3 via cable 4. The gas-liquid mixture from the borehole 1, which entered the gas separator 5, is pumped by the screw 11 to the separation drum 13. Gas and light fractions of the reservoir fluid under the action of the centrifugal force field directed to the center, and heavy fractions of the reservoir fluid and solid particles to the periphery of the stream. Next, the fluid flow enters the outlet 15 of the separated liquid and the separated gas.

При соотношении площадей сечения 0,4-1,0 для прохода газовой фазы и жидкости на входе в узел отвода 15 отсепарированной жидкости и отсепарированного газа происходит наиболее эффективное разделение общего потока пластовой жидкости на два потока: поток газа (легкие фракции + свободный газ) и поток тяжелых фракций с твердыми частицами.When the ratio of the cross-sectional areas is 0.4-1.0 for the passage of the gas phase and the liquid at the inlet to the outlet 15 of the separated liquid and the separated gas, the most effective separation of the total flow of formation fluid into two flows occurs: gas flow (light fractions + free gas) and flow of heavy fractions with solid particles.

Отношение площадей сечения 0,4-1,0 для прохода газа и жидкости подбирается исходя из условий работы погружной насосной установки (содержание газа в пластовой жидкости, количество твердых частиц и другие факторы). Максимум отношения 1,0 выбирается при работе погружной насосной установки на пластовой жидкости с высоким газосодержанием, минимальное значение этого отношения - 0,4 при низком содержании газа. По сравнению с прототипом площадь сечения для прохода газа увеличена на 10-20%, так как по этому сечению должна проходить еще и жидкая фаза пластовой жидкости. Это необходимо для нормальной работы объемного насоса - для обеспечения его смазки и охлаждения. Вследствие этого при данном отношении повышается качество отделения свободного газа от общего потока, и в погружной (например, центробежный) насос его попадает гораздо меньше. Вследствие этого погружной (центробежный) насос работает более эффективно и с более высоким кпд.The ratio of the cross-sectional areas of 0.4-1.0 for the passage of gas and liquid is selected based on the operating conditions of the submersible pump unit (gas content in the reservoir fluid, amount of solid particles and other factors). The maximum ratio of 1.0 is selected when the submersible pump unit is operating on formation fluid with a high gas content, the minimum value of this ratio is 0.4 with a low gas content. Compared with the prototype, the cross-sectional area for gas passage is increased by 10-20%, since the liquid phase of the reservoir fluid must also pass through this cross-section. This is necessary for the normal operation of the volumetric pump - to ensure its lubrication and cooling. As a result of this, in this respect, the quality of separation of free gas from the total flow increases, and it gets much less into the submersible (for example, centrifugal) pump. As a result, the submersible (centrifugal) pump operates more efficiently and with higher efficiency.

Благодаря вышеописанному техническому решению погружной насосной установки по сравнению с прототипом обеспечиваются ряд преимуществ.Thanks to the technical solution described above, a submersible pumping unit provides several advantages over the prototype.

В отличие от прототипа предлагаемый способ позволяет откачивать отсепарированный газ на поверхность скважины с помощью насоса объемного типа 7. Таким образом, обеспечивается повышение эффективности откачки пластовой жидкости с высоким газовым фактором (на 20-30%). В способе прототипа с применением, например, центробежного насоса возможна откачка и подъем жидкости с объемным содержанием свободного газа в пластовой жидкости лишь до 8%, а в предлагаемом изобретении достигнута откачка и подъем пластовой жидкости с газосодержанием до 50% но объему газожидкостной смеси, что обеспечивается совокупностью операции разделения смеси, подачей отсерпарированного газа через центральную часть погружного насоса к насосу объемного типа и нагнетание газожидкостной смеси этим объемным насосом.In contrast to the prototype, the proposed method allows to pump the separated gas to the surface of the well using a volume type 7 pump. Thus, an increase in the efficiency of pumping formation fluid with a high gas factor (by 20-30%) is provided. In the prototype method using, for example, a centrifugal pump, it is possible to pump and raise the liquid with a volumetric content of free gas in the formation fluid of only 8%, and in the present invention, pumping and raising the formation fluid with a gas content of up to 50% but the volume of the gas-liquid mixture is achieved, which is ensured the totality of the operation of separating the mixture, supplying the separated gas through the central part of the submersible pump to the volumetric type pump and forcing the gas-liquid mixture with this volumetric pump.

Применение данного способа и конструкции погружной насосной установки исключает возможность попадания твердых включений, которые присутствуют в пластовой жидкости, в насос объемного типа (который, как правило, имеет систему уплотнений, быстро выходящую из строя при работе на загрязненных жидкостях, и не предназначен для работы на высокозагрязненных жидкостях). Кроме того, отсепарированная газожидкостная смесь после операции сепарации, проходя по центральной части погружного насоса, подвергается предварительному сжатию, что обеспечивает безкавитационную работу насоса объемного типа. Поэтому при введении новой операции: подачи отсепарированной газожидкостной смеси в насос объемного типа повышаются показатели надежности работы насоса объемного типа, в частности ресурс и наработка на отказ. Поток тяжелых фракций пластовой жидкости после выхода из погружного насоса протекает по наружной поверхности насоса объемного типа, что обеспечивает наиболее эффективное охлаждение насоса объемного типа. Таким образом, насос объемного типа в предлагаемом изобретении использован наиболее эффективно и по своему прямому назначению.The use of this method and design of a submersible pump unit eliminates the possibility of solids that are present in the formation fluid entering the volumetric pump (which, as a rule, has a sealing system that quickly fails when working on contaminated liquids, and is not designed to operate on highly contaminated liquids). In addition, the separated gas-liquid mixture after the separation operation, passing through the central part of the submersible pump, is subjected to preliminary compression, which ensures the cavitation-free operation of the volumetric pump. Therefore, when introducing a new operation: feeding the separated gas-liquid mixture to a volumetric pump, the reliability indicators of the volumetric type pump increase, in particular, the service life and MTBF. The flow of heavy fractions of the reservoir fluid after exiting the submersible pump flows along the outer surface of the volumetric type pump, which provides the most efficient cooling of the volumetric type pump. Thus, the volumetric type pump in the present invention is used most efficiently and for its intended purpose.

В прототипе кпд погружной насосной установки ниже, так как энергия, затрачиваемая на сепарацию пластовой жидкости, вводится вместе с газовой фазой в затрубное пространство. Таким образом, энергия, затрачиваемая на образование суперкаверн и сепарацию, рассеивается в окружающем пространстве скважины, что снижает кпд насосной установки и эффективность ее работы. Увеличение газосодержания в пластовой жидкости приводит к снижению эффективности сепарации и, как следствие, к увеличению содержания газа (как свободного, так и растворенного) в отсепарированной жидкости, которая нагнетается погружным (например, многоступенчатым центробежным) насосом. Нагнетание многофазной жидкости многоступенчатым цетробежным насосом сопровождается многократно повторяемыми сжатием и расширением газовой фазы в каждой ступени, вследствие равных геометрических параметров ступеней, что приводит к образованию газовых пробок, всплытию рабочих колес ступеней, снижению объемного и полного кпд насосной установки. Многоступенчатый центробежный насос имеет высокий кпд при работе на однородных средах: жидкости или газе. Чтобы качать газ, вследствие его сжимаемости, необходимо применение ступеней с постепенно уменьшающимися проходными сечениями. При равных условиях работы прототипа и предлагаемого изобретения содержание газа в отсепарированной пластовой жидкости в предлагаемом изобретении снижается по сравнению с прототипом на 50%, что приводит к повышению кпд насосной установки до 5%. Например, при работе в скважине с пластовой жидкостью с исходным содержанием газа 40-50% в прототипе отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 96% жидкости и 4% свободного газа. В предлагаемом изобретении отсепарированная пластовая жидкость, проходящая через погружной насос, представляет собой смесь, состоящую из: 98% жидкости и 2% газа, что при работе увеличивает кпд погружной насосной установки.In the prototype, the efficiency of the submersible pump installation is lower, since the energy spent on the separation of the reservoir fluid is introduced together with the gas phase into the annulus. Thus, the energy spent on the formation of supercavities and separation is dissipated in the surrounding space of the well, which reduces the efficiency of the pump unit and its efficiency. An increase in gas content in the reservoir fluid leads to a decrease in the separation efficiency and, as a result, to an increase in the gas content (both free and dissolved) in the separated fluid, which is pumped by a submersible (for example, multi-stage centrifugal) pump. The injection of a multiphase liquid by a multistage centrifugal pump is accompanied by repeatedly repeated compression and expansion of the gas phase in each stage, due to the equal geometric parameters of the stages, which leads to the formation of gas plugs, ascent of the impellers of the stages, and a decrease in the volumetric and full efficiency of the pump unit. The multistage centrifugal pump has high efficiency when working on homogeneous media: liquid or gas. To pump the gas, due to its compressibility, it is necessary to use steps with gradually decreasing flow sections. Under equal conditions of operation of the prototype and the present invention, the gas content in the separated reservoir fluid in the present invention is reduced by 50% compared with the prototype, which leads to an increase in the efficiency of the pumping unit to 5%. For example, when working in a well with a reservoir fluid with an initial gas content of 40-50% in the prototype, the separated reservoir fluid passing through a submersible pump is a mixture consisting of: 96% fluid and 4% free gas. In the present invention, the separated reservoir fluid passing through the submersible pump is a mixture consisting of: 98% fluid and 2% gas, which during operation increases the efficiency of the submersible pump unit.

В отличие от прототипа в предлагаемом изобретении благодаря наличию узла смешивания потоков жидкости и газа и движению двух потоков пластовой жидкости по одной подъемной трубе происходит смешивание потоков жидкости, выделение и расширение газа, приводящее к газированию жидкости и совершению газом части работы по подъему жидкости - «газлифтный эффект», что приводит также к увеличению кпд установки в целом (Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях, М.: Недра, 1969 г., с.182).Unlike the prototype, in the present invention, due to the presence of a unit for mixing fluid and gas flows and the movement of two formation fluid flows along one lifting pipe, mixing of fluid flows, gas evolution and expansion, leading to gas aeration and gas part of the work to raise the liquid - “gas lift effect ”, which also leads to an increase in the efficiency of the installation as a whole (Operation of submersible centrifugal electric pumps in viscous liquids and gas-liquid mixtures, M .: Nedra, 1969, p.182).

Таким образом, совокупность предложенных операций способа и техническое решение конструкции погружной насосной установки позволяет существенно повысить эффективность и расширить область применения способа и устройства для откачки газожидкостной смеси из скважины, улучшить кпд устройства по сравнению с известными изобретениями.Thus, the totality of the proposed operations of the method and the technical solution for the design of the submersible pump installation can significantly increase the efficiency and expand the scope of the method and device for pumping the gas-liquid mixture from the well, improve the efficiency of the device in comparison with the known inventions.

Claims (4)

1. Способ откачки газожидкостной смеси из скважины, включающий подвод газожидкостной смеси в газосепаратор, повышение ее напора и закручивание потока, принудительное укрупнение пузырьков газа, разделение смеси в поле центробежных сил вращающимся сепарационным барабаном с ребрами и нагнетание отсепарированной жидкости погружным насосом на поверхность скважины, отличающийся тем, что после разделения газожидкостной смеси осуществляется подача отсепарированного газа через погружной насос на вход насоса объемного типа и нагнетание отсепарированного газа на поверхность скважины насосом объемного типа.1. A method of pumping a gas-liquid mixture from a well, including supplying a gas-liquid mixture to a gas separator, increasing its pressure and swirling the flow, forcing gas bubbles to coarsen, separating the mixture in a centrifugal field with a rotating separation drum with ribs, and pumping the separated liquid into the well with a submersible pump, characterized in the fact that after separation of the gas-liquid mixture, the separated gas is supplied through the submersible pump to the inlet of the volumetric type pump and the discharge is forced off. vaporized gas to the surface of the well with a volumetric type pump. 2. Погружная насосная установка, включающая погружной электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос и газосепаратор, содержащий размещенные в корпусе последовательно по ходу потока шнек, сепарационный барабан с ребрами, узел отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа, отличающаяся тем, что погружной насос выполнен в виде набора ступеней, причем каждая из ступеней выполнена совмещающей функции ступени центробежного и осевого типа, содержит насос объемного типа, установленного на выходе погружного насоса с возможностью обтекания потока отсепарированной жидкости, выходящего из погружного насоса, по наружной поверхности насоса объемного типа.2. A submersible pump installation, including a submersible motor with hydraulic protection, a submersible pump and a gas separator, comprising a screw, a separation drum with ribs, a unit for removing the separated liquid and separated gas, placed in the housing in series with the flow, characterized in that the submersible pump is made in the form of a set stages, each of the stages having the combining function of a centrifugal and axial type stage, contains a volumetric type pump installed at the outlet of the submersible pump with the possibility of th flow of separated liquid stream exiting the submersible pump on the outer surface of the positive displacement pump. 3. Погружная насосная установка по п.2, отличающаяся тем, что соотношение площадей сечения для прохода отсепарированного газа и отсепарированной жидкости во входном сечении узла отвода отсепарированной жидкости и отсепарированного газа составляет 0,4-1,0.3. The submersible pump installation according to claim 2, characterized in that the ratio of the cross-sectional areas for the passage of the separated gas and the separated liquid in the inlet section of the unit for removing the separated liquid and the separated gas is 0.4-1.0. 4. Погружная насосная установка по п.2, отличающаяся тем, что содержит узел смешивания потоков жидкости и газа, выполненный в виде цилиндрического корпуса с системой отверстий, установленный после насоса объемного типа.4. The submersible pump installation according to claim 2, characterized in that it comprises a mixing unit for the flow of liquid and gas, made in the form of a cylindrical body with a system of holes, installed after the volumetric type pump.

Images