RU2744551C1 - Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины - Google Patents
Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744551C1 RU2744551C1 RU2020126360A RU2020126360A RU2744551C1 RU 2744551 C1 RU2744551 C1 RU 2744551C1 RU 2020126360 A RU2020126360 A RU 2020126360A RU 2020126360 A RU2020126360 A RU 2020126360A RU 2744551 C1 RU2744551 C1 RU 2744551C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- formation
- well
- inlet openings
- electric centrifugal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью электроцентробежных насосов и может использоваться в нефтяных компаниях России. Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины заключается в том, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса. При этом поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненном в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенном до кровли продуктивного пласта. Причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации электроцентробежного насоса. 1 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, осуществляемой с помощью глубинных электроцентробежных насосов. Может использоваться в нефтедобывающих компаниях, разрабатывающих нефтяные месторождения с высоким газовым фактором в нестационарном режиме.
Известно, что в газовую среду межтрубного пространства периодически или постоянно поступают свежие порции попутного нефтяного газа в результате сепарации газа из нефти, поднимающейся выше глубинного насоса в кольцевое межтрубное пространство. При неисправном состоянии устьевого перепускного клапана благодаря этому процессу давление в газовой среде растет и начинается поступление газожидкостного состава на приемные отверстия глубинного насоса не только со стороны пласта, но и сверху - со стороны динамического уровня жидкости. Вследствие этого динамический уровень снижается и приближается к приемным отверстиям насоса. В определенный момент вместо газожидкостного состава в насос поступает сплошная газовая фаза и происходит срыв подачи насоса. Описанное явление более характерно для электроцентробежных насосов, рабочие колеса которого конструктивно не созданы для перекачки газовой среды.
В учебниках по нефтедобыче отмечают, что для исключения негативного влияния свободного газа на приеме насоса необходимо электроцентробежный насос (ЭЦН) погружать на большую глубину под уровень жидкости. Авторы тут же отмечают, что это снижает производительность ЭЦН из-за роста длины колонны лифтовых труб и повышения давления на выкиде насоса.
Существует несколько решений этой существующей в нефтедобыче проблемы. Например, известно техническое решение по патенту РФ на изобретение №2521091 «Способ определения давления насыщения нефти газом». С помощью частотного преобразователя тока питания погружного электродвигателя ЭЦН меняли производительность насоса и, как следствие, давление на приеме насоса. Последний параметр изменяли в широком пределе от 40 до 160 атм и находили давление насыщение нефти газом при содержании свободного газа, равным нулю. Сегодня большинство нефтедобывающих скважин работают с низкими забойным давлениями для повышения отборов пластовых флюидов по формуле Дюпюи, поэтому нет никакой возможности поддерживать на приеме насоса давление выше Рнас, хотя технически это возможно, например, согласно патенту №2521091.
В качестве прототипа к заявляемому изобретению выбрано техническое решение, представленное в статье «Применимость электроцентробежных насосов с кожухом погружного электродвигателя ниже интервала перфорации в скважинах с высоким газовым фактором», опубликованное в журнале Нефтяное хозяйство за 2009 год, №11, стр. 84-87. Хвостовик, изготовленный из нескольких насосно-компрессорных труб, обеспечивает поступление газированной жидкости на прием насоса даже при приближении динамического уровня жидкости в зону насоса. Указанный в статье хвостовик имеет единственное отверстие в нижней части, поэтому при ее длине больше 200 м пластовая продукция будет подниматься до входа в насос с потерями давления на трение. В результате давление на входе в насос будет снижено на величину Ртр, которая определяется по формуле Дарси-Вейсбаха:
По формуле (1) видно, что понизить потери давления на трение при подъеме пластовых флюидов по хвостовику можно, уменьшив его длину. С другой стороны, хвостовик короткой длины сможет продлить непрерывную работу глубинного насоса лишь на короткий промежуток времени.
Технической задачей по заявляемому изобретению является создание оптимального способа эксплуатации глубинного насоса, в частности, электроцентробежного насоса.
Оптимальное содержание свободного газа на приеме ЭЦН, по мнению многих ученых и производственников, для разных конструкций насосов колеблется в широком диапазоне от 7 до 35%, в этом случае насос работает без срыва подачи пластовой жидкости. Поэтому давление на приеме электроцентробежного насоса должно обеспечивать именно такое свободное газосодержание в потоке флюидов у насоса. В связи с этим, потери давления на трения по формуле (1) при движении пластовой продукции по контейнеру не могут превышать определенной величины.
Поставленная задача по способу эксплуатации электроцентробежного насоса (ЭЦН) скважины решается тем, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса, поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненного в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенного до кровли продуктивного пласта, причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике.
Схема электроцентробежного насоса с хвостовиком приведена на фигуре, где условно обозначены позициями: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных труб выше насоса, 3 - электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - термо-манометрическая система ЭЦН, 5 - хвостовик ниже насоса, 6 - электромагнитные клапаны, 7 - заглушка, 8 - кабель электропитания ПЭД, магнитных клапанов и обратной связи от датчиков ТМС ЭЦН, 9 - стационарный уровнемер, 10 - станция управления скважины, 11 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.
Способ реализуется следующим образом.
1. В нефтедобывающую скважину спускают глубинно-насосное оборудование по схеме, приведенное на фигуре. Электроцентробежный насос 3 находится на расчетной оптимальной глубине, а его хвостовик 5 с заглушкой 7 спущен до кровли нефтяного пласта. Стационарно установленный уровнемер 9 с заданной периодичностью через открытый вентиль в обсадной колонне посылает акустические сигналы и замеряет расстояние до динамического уровня жидкости - Ндин.
2. Если динамический уровень жидкости 11 в межтрубном пространстве (МП) расположен выше от верхнего клапана в хвостовике на вертикальное расстояние, превышающее минимально допустимую величину Нмин, тогда открыт верхний клапан, остальные закрыты. На приемные отверстия ЭЦН поступает пластовая продукция (пузырьковая жидкость) с содержанием свободного газа (ССГ) не более 35%.
3. При снижении притока флюидов из пласта в скважину динамический уровень начинает снижаться, и в определенный момент вертикальное расстояние от уровня до верхнего клапана становится ниже Нмин, тогда контроллер станции управления скважины 10 одновременно открывает нижерасположенный клапан, а верхний закрывает с помощью электромагнита.
4. Скважина будет работать в приемлемом режиме по содержание ССГ в поступающей жидкости даже в том случае, если Ндин достигнет уровня насоса и опустится ниже.
5. При подъеме динамического уровня из-за роста притока флюидов в ствол скважины происходит обратное управление клапанами - при превышении вертикального расстояния от уровня до открытого клапана величины Нмин открытый клапан закрывается с одновременным открытием ближайшего вышележащего клапана.
6. При снижении уровня жидкости на расстояние до нижнего клапана, меньше Нмин станция управления выводит из действия погружной электродвигатель и в целом всю насосную установку по одному из критериев: перегрев ПЭД, содержание свободного газа на приеме насоса выше 35%. Температура оценивается по датчику в составе термоманометрической системы 4, а определение ССГ в режиме реального времени может быть оценено расчетным путем либо с помощью двух датчиков давления по патенту РФ на изобретение №2667183 (опубл. 17.09.2018, бюл. 26).
В прототипе (данные из статьи) хвостовик имеет лишь одно отверстие для поступления пластовой продукции - в нижней части. Это приводит к эксплуатации ЭЦН в неблагоприятном режиме по критерию ССГ на приеме на первое рабочее колесо насоса из-за снижения давления при подъеме газожидкостной смеси по всей длине хвостовика. По заявленному способу эксплуатации ЭЦН такая неблагоприятная ситуация возникает лишь при самом низком положении динамического уровня жидкости в скважине, когда открыт самый нижний электромагнитный клапан 6. Во всех остальных случаях открыт один из вышележащих клапанов, что и сокращает расстояние от клапана до приемных отверстий насоса, а значит и снижает потери давления на трения по формуле (1).
Наличие электромагнитных и управляемых клапанов позволяет работать ЭЦН в более оптимальном режиме, когда обеспечивает большее давление на приеме насоса. Эксплуатация электроцентробежного насоса продолжается в удовлетворительном состоянии даже при снижении уровня жидкости в МП значительно ниже приемных отверстий насоса, исключаются срыв подачи жидкости насосом и потери в плановой добыче нефти.
Claims (1)
- Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины, заключающийся в том, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса, отличающийся тем, что поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненном в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенном до кровли продуктивного пласта, причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126360A RU2744551C1 (ru) | 2020-08-04 | 2020-08-04 | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126360A RU2744551C1 (ru) | 2020-08-04 | 2020-08-04 | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2744551C1 true RU2744551C1 (ru) | 2021-03-11 |
Family
ID=74874299
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020126360A RU2744551C1 (ru) | 2020-08-04 | 2020-08-04 | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2744551C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2800636C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2023-07-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Система стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, оборудованной электроцентробежным насосом |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2211916C1 (ru) * | 2002-03-18 | 2003-09-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ эксплуатации скважин |
US9638014B2 (en) * | 2013-08-21 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Open ended inverted shroud with dip tube for submersible pump |
US9920611B2 (en) * | 2013-08-21 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Inverted shroud for submersible well pump |
RU2691423C1 (ru) * | 2018-02-22 | 2019-06-13 | Игорь Александрович Малыхин | Способ освоения и эксплуатации скважин |
-
2020
- 2020-08-04 RU RU2020126360A patent/RU2744551C1/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2211916C1 (ru) * | 2002-03-18 | 2003-09-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ эксплуатации скважин |
US9638014B2 (en) * | 2013-08-21 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Open ended inverted shroud with dip tube for submersible pump |
US9920611B2 (en) * | 2013-08-21 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Inverted shroud for submersible well pump |
RU2691423C1 (ru) * | 2018-02-22 | 2019-06-13 | Игорь Александрович Малыхин | Способ освоения и эксплуатации скважин |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЕЛИЧЕВ В.А. и др. Применимость электроцентробежных насосов с кожухом погружного электродвигателя ниже интервала перфорации в скважинах с высоким газовым фактором "Нефтяное хозяйство". N 11. 2009 г. С. 84-87. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2800636C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2023-07-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Система стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, оборудованной электроцентробежным насосом |
RU2822337C1 (ru) * | 2024-01-29 | 2024-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка электроцентробежного насоса |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Brown | Overview of artificial lift systems | |
AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
US9127774B2 (en) | Control valve assembly | |
CN103089206B (zh) | 提高气井的流体产量的***和方法 | |
US20130043035A1 (en) | Method of retrofitting subsea equipment with separation and boosting | |
CA2961469C (en) | Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well | |
US20150167652A1 (en) | Submersible pumping system and method | |
US11802469B2 (en) | ESP gas slug avoidance system | |
NO20141023A1 (no) | Forbedret gassløftsystem for oljeproduksjon | |
US6702028B1 (en) | Apparatus and method for producing oil and gas | |
RU2744551C1 (ru) | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины | |
GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
WO2015142459A1 (en) | Vapor blow through avoidance in oil production | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
Al-Hamzah et al. | Artificial Lift Method Selection and Design to Enhance Well Production Optimization: A Field case study. | |
RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
RU2068492C1 (ru) | Способ эксплуатации комбинированной установки "газлифт-погружной насос" | |
CA2847341A1 (en) | Artificial lift system | |
US20120211238A1 (en) | Gas production using a pump and dip tube | |
RU2741173C1 (ru) | Способ и система оптимизации эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины | |
RU2783928C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважины после кислотной обработки нефтяного пласта | |
RU2505665C1 (ru) | Устройство для регулирования конуса воды в скважине | |
RU2809415C1 (ru) | Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации скважины | |
RU2747200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2211916C1 (ru) | Способ эксплуатации скважин |