Погружная установка для добычи нефти с широким рабочим диапазоном
Владельцы патента RU 2429383:
Черемисинов Евгений Модестович (RU)
Иванов Александр Александрович (RU)
Шенгур Николай Владимирович (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается насосных установок для эксплуатации скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости. Установка содержит электродвигатель, подключенный к наземной станции управления и многоступенчатый центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого (Qл) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста. Последовательно с центробежным насосом соединен, в том числе через муфту, дополнительный насосный модуль с, по меньшей мере, одной ступенью, имеющий убывающую, преимущественно линейную в диапазоне подач (Qл-ΔQ)÷Qл напорно-расходную характеристику, удовлетворяющую условию
Hд(Qл-ΔQ)-Нд(Qл)>(dHн/dQ)|Q-ΔQ×ΔQ,
где Hн(Q) и Нд(Q) напорно-расходные характеристики многоступенчатого центробежного насоса и дополнительного насосного модуля, a ΔQ - заданное расширение рабочей зоны в область малых подач, соответственно. Изобретение направлено на расширение диапазона работы установки путем устранения восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Область техники к которой относится изобретение.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к погружному оборудованию для нефтедобычи, в частности, к погружным центробежным насосным установкам, используемым для скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости.
Уровень техники
В настоящее время для повышения эффективности нефтедобычи все более широко используются различные методы воздействия на нефтяной пласт, например, гидроразрыв. Повышается проницаемость пласта и, как следствие, возрастает приток добывающих скважин.
Вместе с тем, с течением времени, перенос потоком пластовой жидкости механических примесей приводит к снижению проницаемости пласта и продуктивность скважин снижается. Таким образом, имеет место колебание притока скважины, которое может быть весьма значительным, например, от 500 м3/сут до 150 м3/сут.
Погружных электронасосов насосов для добычи нефти, со столь широкой рабочей зоной, не существует. В подтверждение этого обстоятельства представлены данные из каталога крупнейшего Российского производителя погружных насосов - завода «АЛНАС».
Узость рабочей зоны центробежных насосов обуславливает значительное количество ПРС, связанных заменой типоразмера установки по причине неправильного подбора. Согласно данным работы Шмидт С.А. (Исследование нестационарной работы системы "пласт-скважина-УЭЦН" - диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Самара, 2000 г.) количество таких подъемов установок составляет 15% от общего количества ПРС.
Если при подачах, меньших левой границы рабочей зоны, напорно-расходная характеристика носит монотонно убывающий характер, то при работе насоса на однофазной жидкости существует возможность расширения рабочей зоны насоса в левую сторону за счет снижения требований к КПД и ресурсным показателям, что в ряде случаев могло бы иметь экономическую целесообразность.
При работе погружного центробежного насоса на газожидкостной смеси, что имеет место в подавляющем большинстве случаев на промыслах, такое расширение не всегда возможно. Это обусловлено снижением плотности газожидкостной смеси в каналах рабочего колеса центробежного насоса, вызванным относительным движением фаз. Причиной относительного движение фаз является дрейф газовой фазы в направлении, противоположном направлению поля массовых сил, т.е. от периферии к центру колеса.
Влияние относительного движения фаз на «негативную» деформацию напорно-расходной характеристики насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, хорошо иллюстрируется, например, результатами экспериментального исследования, проведенного в работе Игревского Л.В. (Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти - диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, РГУ Нефти и Газа им. И.М.Губкина, 2002 г.). Опыты проводились при различных величинах газосодержания на приеме 22-ступенчатого насоса 2ВННП5-50. Аналогом заявляемого технического решения является установка, которая содержит кинематически связанные между собой насосы. Первый из насосов выполнен в виде центробежного насоса, кинематически связан с валом общего приводного двигателя и соединен всасывающим патрубком с затрубным пространством скважины, а нагнетательным - с всасывающим патрубком второго одновинтового насоса. Одновинтовой насос соединен нагнетательным патрубком с напорным трубопроводом. Насосы соединены трубопроводом гидравлически последовательно. Номинальная подача центробежного насоса превышает номинальную подачу одновинтового насоса, по меньшей мере, на величину протечек в последнем (см. Шенгур Н.В., Куликов А.Т. ПОГРУЖНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА. Патент РФ №2211379). К недостаткам аналога следует отнести то, что условие превышения величины номинальной подачи центробежного насоса величины номинальной подачи одновинтового насоса не всегда обеспечивает расширение рабочей зоны центробежного насоса в левую сторону. Это обстоятельство наглядно иллюстрируется фиг.2.
В качестве прототипа выбрана погружная установка для добычи нефти с широким рабочим диапазоном, содержащая последовательно соединенные на одной трансмиссии электродвигатель, подключенный через погружной кабель к наземной станции управления, гидрозащиту, входной модуль и многоступенчатый центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста. Описание прототипа представлено в статье, опубликованной в научно-техническом журнале Нефть России. - 2006. - №1. Стр.62-64 (см. Кудряшов С.И., Здольник С.Е., Сахно Н.В., Маркелов Д.В., Ивановский В.Н, Иванов А.А., Оводков О.А. Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом).
Основной технический результат изобретения состоит в разработке насосных установок для скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости за счет устранения восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса.
Раскрытие изобретения
Для достижения указанного технического результата разработана погружная установка для добычи нефти с широким рабочим диапазоном, содержащая электродвигатель, подключенный к наземной станции управления и многоступенчатый центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого (Qл) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста, отличающийся от известной тем, что последовательно с центробежным насосом соединен, в том числе через муфту, дополнительный насосный модуль с, по меньшей мере, одной ступенью, имеющий убывающую, преимущественно линейную в диапазоне подач (Qл-ΔQ)÷Qл, напорно-расходную характеристику, удовлетворяющую условию
Нд(Qл-ΔQ)-Hд(Qл)>(dHн/dQ)|Q-ΔQ×ΔQ,
где Hн(Q) и Hд(Q) напорно-расходные характеристики многоступенчатого центробежного насоса и дополнительного насосного модуля, a ΔQ - заданное расширение рабочей зоны в область малых подач, соответственно. Напорно-расходная характеристика дополнительного насосного модуля может удовлетворять условию Hд(Qп)>=0, где Qп - правая граница рабочей зоны центробежного насоса. Дополнительный насосный модуль может иметь собственную осевую опору.
Краткое описание чертежей
Фиг 1. Иллюстрирует известный в насосном погружном оборудовании эффект появления "горба" на НРХ (напорно-расходной характеристике) на примере серийного насоса 2ВННП5-50.
Фиг.2. Иллюстрируется случай, когда условие превышения величины номинальной подачи центробежного насоса величины номинальной подачи одновинтового насоса не всегда обеспечивает расширение рабочей зоны центробежного насоса в левую сторону.
Фиг.3. Иллюстрирует устранение восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса.
Фиг.4. Представлены экспериментальные данные, подтверждающие работоспособность заявляемого технического решения.
Осуществление изобретения
Погружных электронасосов насосов для добычи нефти, со столь широкой рабочей зоной, не существует. В подтверждение этого обстоятельства представлены данные из каталога крупнейшего Российского производителя погружных насосов - завода «АЛНАС» (Табл.1 и 2). Данные показывают, что не существует современных погружных электронасосов для добычи нефти для эффективной работы в скважине с колебанием притока скважины, которое может быть весьма значительным, например, от 500 м3/сут до 150 м3/сут. Суть предлагаемого изобретения состоит в устранении восходящей ветви напорно-расходной характеристики центробежного насоса при подачах, меньших левой границы рабочей зоны насоса, и иллюстрируется Фиг.3.
Фиг.2 показывает, что сложение напорно-расходных характеристик (H - напор) центробежного насоса с номинальной подачей Qц,ном (линия 1) и винтового насоса с номинальной подачей Qв,ном (линия 2) не устраняет возрастающего характера напорно-расходной характеристики центробежного насоса в области подач, меньших левой границы его рабочей зоны (линия 3). Линии, обозначенной цифрой 1, соответствует центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого (Qл) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста.
| Таблица 1 | ||||
| Насос | Подача в раб. зоне, м3/сут. | Напор макс., м | Макс. потр. мощность, кВт | КПД, % |
| ЭЦНА(К)5-18 | 12-30 | 2600 | 20,7 | 26 |
| 225(226)ЭЦНАК5-25 | 15-45 | 3400 | 34,68 | 28 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-25 | 15-45 | 3350 | 34,20 | 28 |
| ЭЦНА(К)5-30 | 20-40 | 2600 | 23,9 | 35 |
| ЭЦНА(К)5-45 | 12-70 | 2600 | 35,4 | 39,7 |
| 225(226)ЭЦНАК5-45 | 15-70 | 2500 | 35,08 | 37 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-25 | 15-70 | 2400 | 33,39 | 37 |
| ЭЦНА(К)5-60 | 35-80 | 2550 | 39,7 | 44 |
| 225(226)ЭЦНАК5-60 | 35-80 | 2350 | 35,2 | 46 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-60 | 35-80 | 2000 | 29,6 | 46 |
| ЭЦНА(К)5-80 | 60-115 | 2600 | 45,7 | 51,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5-80 | 60-115 | 2500 | 46,5 | 50,0 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-80 | 60-115 | 2200 | 39,78 | 50,0 |
| ЭЦНА(К)5-125 | 102-165 | 2400 | 57,6 | 58,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5-125 | 102-165 | 2300 | 60,1 | 53 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-125 | 102-165 | 1950 | 51,87 | 53 |
| ЭЦНА(К)5-200 | 150-265 | 1750 | 79,3 | 50 |
| 225(226)ЭЦНАК5-200 | 150-265 | 1750 | 78,59 | 50 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5-200 | 150-265 | 1700 | 107,09 | 50 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-25 | 10-50 | 3300 | 34,12 | 27,5 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-25 | 10-50 | 3250 | 33,77 | 27,5 |
| ЭЦНА(К)5А-50 | 25-80 | 2450 | 35,52 | 39,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-50 | 25-80 | 2950 | 44,36 | 36 |
| Таблица 2 | ||||
| Насос | Подача в раб. зоне, м3/сут. | Напор макс., м | Макс. потр. мощность, кВт | КПД, % |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-50 | 25-80 | 2900 | 46,05 | 36 |
| ЭЦНА(К)5А-80 | 35-110 | 2250 | 43,15 | 48 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-80 | 35-110 | 2750 | 59,4 | 42 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-80 | 35-110 | 2700 | 58,40 | 42 |
| ЭЦНА(К)5А-125 | 75-190 | 2050 | 57,73 | 54 |
| ЭЦНА(К)5А-160 | 125-205 | 2500 | 74,16 | 61 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-160 | 125-205 | 2650 | 79,72 | 61,0 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-160 | 125-205 | 26090 | 77,76 | 61,0 |
| ЭЦНА(К)5А-200 | 112-262 | 2250 | 94,89 | 54 |
| ЭЦНА(К)5А-250 | 195-340 | 2350 | 107.95 | 61,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-250 | 195-340 | 2050 | 94,63 | 61,5 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-250 | 195-340 | 2300 | 105,42 | 61,5 |
| ЭЦНА(К)5А-400 | 300-440 | 1550 | 119,12 | 59,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-400 | 300-440 | 1450 | 109,59 | 59,5 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-400 | 300-440 | 1550 | 117,63 | 59,5 |
| ЭЦНА(К)5А-500 | 430-570 | 1500 | 155,55 | 54,5 |
| 225(226)ЭЦНАК5А-500 | 430-570 | 2050 | 214,42 | 54,5 |
| 225(226)ЭЦНАКИ5А-50 | 430-570 | 2000 | 208,60 | 54,5 |
| ЭЦНА(К)6-800 | 550-925 | 1100 | 167,02 | 60 |
| 225(226)ЭЦНАК6-800 | 550-925 | 950 | 163,2 | 56 |
| 225(226)ЭЦНАКИ6-800 | 550-925 | 950 | 163,2 | 56 |
| 206ЭЦНАК6-1000 | 840-1200 | 1850 | 352,1 | 60 |
| 206ЭЦНАК6-1250 | 1100-1540 | 1400 | 3612 | 56 |
| 205(206)ЭЦНАК8-2000 | 1500-2500 | 1500 | 579 | 60 |
На фиг.3 линии 1 соответствует центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого (Qл) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста. Линии, обозначенной цифрой 2, дополнительный насосный модуль с, по меньшей мере, одной ступенью, имеющий убывающую, линейную в диапазоне подач (Qл-ΔQ)÷Qл, напорно-расходную характеристику. Цифрой 3 обозначена характеристика сборки «центробежный насос - дополнительный насосный модуль».
Линейность напорно-расходной характеристики дополнительного насосного модуля и выполнение соотношения
гарантирует монотонное убывание сборки «центробежный насос-дополнительный насосный модуль» в диапазоне (Qл-ΔQ)÷Qл.
Действительно, из (1)
Линейность характеристики дополнительного насосного модуля позволяет записать (2) в виде
или
Равенство или постоянство темпа роста характеристики центробежного насоса в диапазоне (Qл-ΔQ)÷Qл, можно записать в виде
(dHн/dQ)<=(dHн/dQ)|Q-ΔQ.
Тогда из (4) имеем
В диапазоне Qл÷Qп характеристики центробежного насоса и дополнительного модуля являются убывающими, что обуславливает выполнение соотношения (5) для этого диапазона.
Таким образом напорно-расходная характеристика сборки «центробежный насос - дополнительный насосный модуль» является убывающей в диапазоне (Qл-ΔQ)÷Qп, что и есть цель заявляемого изобретения.
Если характеристика дополнительного насосного модуля правее левой границы рабочей зоны центробежного насоса попадает в область отрицательных напоров, то возможно смещение правой границы сборки «центробежный насос - дополнительный насосный модуль» в левую сторону.
Такая ситуация исключена, когда выполнено требование п.2 формулы изобретения. Hд(Qп)>=0, где Qп - правая граница рабочей зоны центробежного насоса.
Изобретение было апробировано на центробежном насосе высокооборотной установки для добычи нефти. На Фиг.4 представлены экспериментальные данные, подтверждающие работоспособность заявляемого технического решения. Испытания проводились на стенде СПИ (стенд полномасштабных испытаний) ООО «ОРИОН». Цифрой 2 на Фиг.4 обозначена экспериментальная напорно-расходная характеристика 56 ступенчатого высокооборотного насоса. Левая граница рабочей насоса (Qл=34 м3/сут) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим темпом роста.
В качестве дополнительного насосного модуля использовалась двухступенчатая сборка роторно-вихревого насоса. Экспериментальная напорно-расходная характеристика модуля обозначена цифрой 1. Из фиг.4 видно, что имеет место выполнение признака, заявленного в формуле изобретения
Нд(Qл-ΔQ)-Hд(Qл)>(dHн/dQ)|Q-ΔQ×ΔQ
Напорно-расходная характеристика центробежного насоса с дополнительным насосным модулем (линия 3) является монотонно убывающей в диапазоне подач (Qл-ΔQ)÷Qп, что и доказывает работоспособность заявляемого изобретения.
1. Погружная установка для добычи нефти с широким рабочим диапазоном, содержащая электродвигатель, подключенный к наземной станции управления и многоступенчатый центробежный насос, левая граница рабочей зоны которого (Qл) ограничена возрастающей ветвью напорно-расходной характеристики с убывающим или постоянным темпом роста, отличающаяся тем, что последовательно с центробежным насосом соединен, в том числе через муфту, дополнительный насосный модуль с, по меньшей мере, одной ступенью, имеющий убывающую, преимущественно линейную в диапазоне подач (Qл-ΔQ)÷Qл, напорно-расходную характеристику, удовлетворяющую условию
Hд(Qл-ΔQ)-Нд(Qл)>(dHн/dQ)|Q-ΔQ×ΔQ,
где Hн(Q) и Нд(Q) напорно-расходные характеристики многоступенчатого центробежного насоса и дополнительного насосного модуля, a ΔQ - заданное расширение рабочей зоны в область малых подач, соответственно.
2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что напорно-расходная характеристика дополнительного насосного модуля удовлетворяет условию Нд(Qп)>=0, где Qп - правая граница рабочей зоны центробежного насоса.
3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительный насосный модуль имеет собственную осевую опору.
