Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты установки электроцентробежного насоса. Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса заключается в отключении электропитания погружного электродвигателя установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины. Один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины. Величину Pмин - давления датчика, при котором и ниже которого отключается работа ПЭД, рассчитывают в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Pгидро и давления газа над газожидкостным разделом (динамическим уровнем) PГЖР: Pмин=Pгидро+PГЖР, причем величина PГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Pгидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса. 1ил., 1 табл.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

P м и н = Р г и д р о + Р Г Ж Р ,            (2)

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

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

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

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

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

Рассмотрим общие исходные данные для вертикальной скважины:

- глубина приема электроцентробежного насоса НЭЦН=1000 м;

- глубина нижней части погружного электродвигателя НПЭД=1016 м;

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

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

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

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

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

Давление газа в межтрубном пространстве РГЖР при достижении динамического уровня приема в ЭЦН, то есть при НдинЭЦН, находится по формуле Лапласа-Бабинэ:

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

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

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

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

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

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

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

РЭЦНПЭДж·g·(НПЭДЭЦН)=0,6 МПа - 600 кг/м3·9,8 м/с2·(1016-1000)м=0,506 МПа.

Представленные выше расчеты приведем в более удобном табличном виде:

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

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

Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса, заключающийся в отключении электропитания погружного электродвигателя (ПЭД) установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины, отличающийся тем, что один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины, величину Pмин - давления датчика, при котором и ниже которого отключается работа ПЭД, станция управления скважиной рассчитывает в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Pгидро и давления газа над газожидкостным разделом (динамическим уровнем) PГЖР:
Pмин=Pгидро+PГЖР,
причем величина PГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Pгидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способ оценки количественных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуара, оборудованного дыхательным клапаном, заключается в контроле над изменением избыточного давления в резервуаре и предусматривает регистрацию значения избыточного давления, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства в резервуаре, определение изменений массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара, определение массовых потерь от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов по определенным формулам.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтяной промышленности как способ определения плотности жидкости в межтрубном пространстве действующей скважины.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных разведочных и эксплуатационных скважин. .

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности среды, являющейся изменяющейся в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой, протекающей в технологическом трубопроводе, таком как технологическая магистраль или труба, вдоль оси потока в измерительной системе.

Изобретение относится к устройству и служит для определения концентрации азотной кислоты, тяжелых элементов и других веществ в технологических растворах радиохимического производства в аппаратах без избыточного давления при переработке отработанного ядерного топлива по значению измеренной плотности раствора.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для покомпонентного измерения потока нефти, который, как правило, дополнительно содержит свободный газ и воду, а также может быть использовано при измерениях газовых потоков в магистральных газопроводах, двухфазных потоков в различных областях промышленности, для замера трудно учитываемых жидкостей, например глинистые и цементные растворы.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам измерения плотности твердой фазы гетерогенных систем (сыпучие материалы, тканые и нетканые материалы, пористая фильтрующая керамика, газонаполненные пластмассы (поропласты) и др.), и может найти применение в различных отраслях промышленности.

Изобретение относится к стройиндустрии, в частности к способам оценки качества твердых неорганических материалов, преимущественно имеющих мелкопористую структуру, и может быть использовано в строительстве, геологии и минералогии.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам контроля поверхностного натяжения и плотности жидкости, и может найти применение в различных отраслях промышленности, таких как нефтяная, химическая, микробиологическая, пищевая и др.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в системах измерения параметров жидких сред, например, в химической, нефтяной и других отраслях промышленности, где требуется учет количества жидкости (масса, объем), хранящейся в резервуарах. Устройство для измерения плотности и уровня жидкости содержит дифманометр, который соединен плюсовой камерой с трубой, погруженной в контролируемую среду, а минусовой камерой - со свободным от жидкости пространством резервуара, двухпоплавковый датчик уровня, измерительный элемент которого установлен внутри трубы, а сама труба выполнена в виде колокола с расширением в нижней его части (далее - колокол). Первый поплавок датчика уровня охватывает колокол снаружи, а второй поплавок находится под колоколом в расширенной его части на измерительном элементе датчика уровня. Измерительный элемент датчика уровня и колокол герметично соединены в верхней части колокола, при этом между ними присутствует зазор, позволяющий передавать воздействие гидродинамического давления в плюсовую камеру дифманометра, герметично соединенную с колоколом. Техническим результатом настоящего изобретения является упрощение конструкции устройства, обеспечивающего оперативный контроль средней плотности жидкости в резервуаре с помощью простой технологии процесса измерений. 1 ил.

Предусмотрен способ определения характеристик текучей среды для многокомпонентной текучей среды. Способ включает в себя этап измерения первой плотности, ρ1, многокомпонентной текучей среды, содержащей один или более несжимаемых компонентов и один или более сжимаемых компонентов в состоянии первой плотности. Способ дополнительно включает в себя этап регулировки многокомпонентной текучей среды из состояния первой плотности в состояние второй плотности. Затем вторая плотность, ρ2, многокомпонентной текучей среды измеряется в состоянии второй плотности, и определяются одна или более характеристик текучей среды по меньшей мере одного из сжимаемых компонентов или несжимаемых компонентов. Причем пропорция одного или более несжимаемых компонентов и одного или более сжимаемых компонентов в потоке многокомпонентной текучей среды является, по существу, одинаковой при состоянии первой плотности и состоянии второй плотности. Технический результат - улучшение измерений. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области экспериментальной океанографии, предназначено для непосредственного измерения вертикальных профилей плотности, температуры и скорости течения в море и может быть использовано в промышленности и на транспорте для определения тех же параметров в жидких средах, а также для контроля загрязнений морской воды. Согласно заявленному способу в море погружают трубку, у которой нижнее отверстие открыто, а верхнее присоединено к компрессору воздуха, которым осуществляют управляемое нагнетание-стравливание воздуха в трубке в заданном диапазоне давления. Фиксируют относительно вертикали положения уровней z1 и z2 воды в трубке, измеряют разносное давление внутри трубки и атмосферного на уровнях z1 и z2 соответственно P(z1) и P(z2) при ускорении свободного падения g, и рассчитывают среднюю плотность слоя воды между уровнями z1 и z2 по выражению: Согласно заявленному устройству оно содержит погруженную вертикально в море трубку, у которой нижнее отверстие открыто, а верхнее присоединено к управляемому компрессору воздуха и датчику разницы давлений воздуха внутри трубки и атмосферного, выход которого подключен к одному из входов блока электроники, к двум другим входам которого подключены соответственно первый распределенный термопрофилемер, уложенный вдоль трубки внутри ее, и второй распределенный термопрофилемер, уложенный вдоль трубки снаружи ее. Выход блока электроники подключен к процессору, выход управления которого соединен с входом управляемого компрессора воздуха. При этом трубка преимущественно выполнена жесткой. Техническим результатом заявленных способа и устройства является простота и надежность их эксплуатации и широкая область применения, а также высокая точность измерения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения ряда параметров жидких сред в потоке трубопровода. Заявленное устройство содержит измерительную колонку, выполненную в виде двух коаксиальных, установленных с кольцевым зазором вертикальных труб - с внешней трубой и внутренней трубой, датчик разности давления, установленный в верхней части измерительной колонки, два датчика разности давления, установленные в нижней части измерительной колонки, датчик давления и датчик температуры измеряемой жидкости, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, а также регистрирующий блок. Измерительная колонка снабжена дополнительным датчиком разности давления, точки отбора давления которого разнесены между собой по высоте L, а точки отбора давления датчиков разности давления, установленных в нижней части измерительной колонки, разнесены между собой по высоте ΔН. Датчики разности давления, датчик давления и температуры измеряемой жидкости размещены на внешней вертикальной трубе измерительной колонки и соединены с регистрирующим блоком, который снабжен программой для расчета параметров, таких как плотность, скорость, расход, давление и вязкость измеряемой жидкости согласно прилагаемым формулам. Технический результат - повышение точности измерения плотности измеряемой жидкости и расширение функциональной возможности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и предназначено для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин. Заявленное устройство содержит измерительную колонку с вертикальной ветвью, снабженной первым датчиком разности давления и датчиками абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, и ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, снабженный вторым датчиком разности давления. Ветвь измерительной колонки на участке калиброванного трубопровода длиной L1 снабжена третьим датчиком разности давления, а вертикальная ветвь измерительной колонки диаметром D снабжена четвертым датчиком разности давления. Кроме того, на вертикальной ветви измерительной колонки установлен сосуд с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках, а на входе вертикальной ветви измерительной колонки установлена струевыпрямительная решетка. При этом все измерительные датчики соединены с регистрирующим блоком с заложенной программой для определения плотности, скорости потока, вязкости, количества массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси по прилагаемым формулам. Технический результат - повышение точности измерения плотности измеряемой газожидкостной смеси и расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты установки электроцентробежного насоса. Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса заключается в отключении электропитания погружного электродвигателя установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины. Один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса, второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины. Величину Pмин - давления датчика, при котором и ниже которого отключается работа ПЭД, рассчитывают в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Pгидро и давления газа над газожидкостным разделом PГЖР: PминPгидро+PГЖР, причем величина PГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Pгидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса. 1ил., 1 табл.

Наверх