Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме. Технический результат - повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме. Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса содержит насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и несколько обратных клапанов над насосом. При этом несколько обратных клапанов установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Н_нас с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от глубины Н_нас до устья скважины. 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме для повышения эффективности эксплуатации.

По стандартам большинства нефтяных компаний между колонной лифтовых труб (насосно-компрессорных труб) и электроцентробежным насосом необходимо устанавливать обратный клапан. Обратный клапан предназначен для исключения стекания, то есть движения вниз скважинной жидкости через насос в зону межтрубного пространства и ниже насоса.

Расположение обратного клапана над ЭЦН приведена на стр. 670 (позиция 10 на рис. 9.25) книги Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., испр. - М.Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

Определенная часть фонда малодебитных нефтедобывающих скважин в районах Сибири и Севера страны обслуживаются электроцентробежными насосами с малым и средним расходом по жидкости в периодическом режиме времени, так как приток пластовой жидкости в скважину остается ниже минимально допустимой производительности насоса. Часть времени суток происходит приток и накопление пластовой жидкости и газа в скважине, а в оставшееся время суток насос откачивает скважинную продукцию по колонне НКТ в систему нефтесбора.

В период откачки скважинной продукции водонефтяная эмульсия по своему составу (содержание нефти, газа и воды) по длине колонны НКТ не меняется, несмотря на снижение давления и выделение из нефти попутного нефтяного газа (ПНГ). От насоса до глубины колонны НКТ с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, плотность, и массовый расход пластовой продукции остаются неизменными. Выше этой глубины из нефти начинает выделяться ПНГ, имеющий значительно меньшую плотность, чем нефть и вода. В связи с этим растут скорости движения нефти и воды для того, чтобы массовый расход флюидов по колонне труб оставался постоянной величиной.

В период накопления пластовой жидкости и газа в скважине электроцентробежный насос простаивает, а газожидкостной состав (ГЖС) в колонне НКТ под действием силы всемирного тяготения перераспределяется по плотности флюидов. Относительно легкие нефть и газ поднимаются наверх, а тяжелые глобулы пластовой воды седиментируют в нижнюю часть колонны и, сливаясь, образуют свободную воду. Таким образом, под действием гравитационной силы ранее почти равномерно распределенная по массе скважинная продукция в колонне НКТ трансформируется - в нижней части колонны накапливается основная масса, а в верхней части - меньшая часть массы газожидкостного состава. Условно можно сказать, что центр тяжести ГЖС смещается на несколько десятков и даже сотен метров вниз. Это значит то, что часть полезной работы насоса по поднятию ГЖС вверх пропадает.

Известно глубинное оборудование скважины с ЭЦН по патенту РФ на полезную модель №152084 (опубл. 2015.05.10) «Обратный клапан установки электроцентробежного насоса», который обеспечивает эффективную работу насоса и колонны лифтовых труб в условиях повышенного содержания в скважинной продукции газа, песка и агрессивных компонентов. Данное оборудование скважины содержит над насосом лишь один обратный клапан и не решает описанную проблему эксплуатации периодически работающих скважин, оборудованных ЭЦН.

Технической задачей заявляемого изобретения является совершенствование колонны насосно-компрессорных труб нефтедобывающей скважины с ЭЦН для того, чтобы центр тяжести газожидкостного состава в колонне труб смещался вниз на минимальную величину после остановки скважины, чтобы сохранить ту полезную работу и потенциальную энергию, которая была ранее совершена (достигнута) насосом в период ее работы. Это позволяет повысить эффективность работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме.

Поставленная задача решается тем, что колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса, содержащая насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и обратный клапан над насосом, согласно изобретению скомплектована так, что колонна труб содержит несколько обратных клапанов, установленных от насоса до устья скважины, причем клапаны установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Н_нас с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от этой глубины Н_нас до устья скважины.

Таким образом, на единице длины колонны труб на участке от насоса до глубины Н_нас расположено большее количество обратных клапанов, чем на участке колонны труб от этой глубины Н_нас до устья скважины.

Клапаны служат для исключения стекания в сторону насоса значительного количества попутно добываемой пластовой воды после остановки ЭЦН благодаря действию силы гравитации. Выше глубины Н_нас колонны НКТ из нефти выделяется попутный нефтяной газ, который занимает определенный объем в колонне труб, не имея значительной массы ввиду малой плотности даже при значительном давлении в колонне лифтовых труб. Пространство для нефти и воды в колонне труб снижается, поэтому и их влияние на этом участке колонны труб на смещение центра тяжести скважиной продукции при остановке скважины также снижается. В связи с этим по изобретению предложено неравномерное расположение обратных клапанов по длине колонны труб.

Обратные клапаны, равномерно установленные по длине обоих рассмотренных участков, будут выполнять свою штатную функцию - исключать движение ГЖС вниз, а именно - наиболее ее тяжелую часть - пластовую воду. Повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме, достигается благодаря сохранению центра тяжести скважинной продукции в колонне НКТ после остановки насоса благодаря отсутствию стекания значительного количества пластовой воды в нижнюю часть колонны труб.

Схема заявленной колонны лифтовых труб приведена на фигуре, где условно обозначены позициями: 1- обсадная колонна, 2- колонна лифтовых (насосно-компрессорных труб), 3- электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4- обратные клапаны по длине колонны НКТ, 5- зона с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, 6 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.

Подземное оборудование малодебитной скважины эксплуатируется в периодическом режиме с помощью заявленной колонны лифтовых труб следующим образом.

1. В первый период откачки газожидкостного состава из скважины и пласта электроцентробежный насос 3 работает в обычном режиме, нефть, газ и пластовая вода под действием создаваемого насосом давления движутся по колонне 2 НКТ, проходят равномерно установленные обратные клапаны.

2. В период накопления пластовой продукции в скважине газожидкостной состав над каждым обратным клапаном 4 остается без движения вниз с сохранением своей массы. Движение наиболее плотного флюида (пластовая вода) будет возможно только между отсеченными клапанами участками колонны 2 лифтовых труб. Таким образом, исключается накопление значительной массы свободной воды над электроцентробежным насосом 3 как при традиционной конструкции колонны лифтовых труб.

3. При втором и последующих пусках скважины в эксплуатацию насос будет лифтировать на устье скважины чередующиеся слои воды, нефти и свободного газа.

Несомненно, что равномерное распределение наиболее плотной фазы скважиной продукции по длине заявленной колонны лифтовых труб - пластовой воды требует меньшей энергии по подъему газожидкостного состава на устье скважины. Совершаемая работа по подъему ГЖС равняется произведению силы тяжести на расстояние, при преодолении которого действует эта сила:

При сохранении водной фазы на тех высотах по длине колонны НКТ, которые были до момента остановки ЭЦН остаются неизменными и малыми и расстояния L, на которые необходимо транспортировать воду, чем при ее седиментации и сборе в нижней части колонны лифтовых труб.

Проверку работоспособности и эффективности предложенной компоновки колонны лифтовых труб проверим на гипотетической вертикальной нефтедобывающей скважине со следующими данными:

- массовое содержание нефти и воды в пластовой продукции - 50 на 50%;

- газовый фактор - отсутствует (для упрощения и наглядности расчетов);

- средняя плотность нефти при лифтировании - 880 кг/м³;

- средняя плотность воды при лифтировании - 1180 кг/м³;

- электроцентробежный насос установлен на глубине 1000 м;

- внутренний диаметр НКТ лифтовой колонны - 62 мм;

- внутренний объем 1 метра НКТ - 3 литра.

Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости при традиционной компоновке колонны лифтовых труб.

В период накопления пластовых флюидов и простаивания насоса произойдет расслоение нефти и воды так, что вся вода соберется в нижней части колонны НКТ длиной 500 м, а вся нефть соберется в верхней части колонны труб тоже длиной 500 м. Общая работа по подъему жидкости равна сумме работ по подъему до устья нефти и воды: А=А_н+А_в

_{Центр тяжести водной части длиной 500 м будет находиться на глубине 750 м, поэтому Ав=M⋅g⋅Lв=1,5 м³⋅1180 кг/м³⋅9,8 м/с²⋅750 м=13,01 МДж.}

Центр тяжести нефтяной части также длиной 500 м будет находиться на глубине 250 м, поэтому А_н=M⋅g⋅L_в=1,5 м³⋅880 кг/м³⋅9,8 м/с²⋅250 м=3,23 МДж.

A₁=13,01+3,23=16,24 МДж

Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости с помощью предложенной компоновки колонны лифтовых труб.

Предположим, что обратных клапанов будет большое множество, и тогда после остановки насоса компонентный состав по длине колонны НКТ практически не изменится ввиду неподвижности всей жидкостной системы, поэтому центр тяжести установится на глубине 500 м, а средняя плотность жидкостного состава будет равна плотности водонефтяной эмульсии: (1180+880)/2=1030 кг/м³

А₂=M⋅g⋅L_ж=3,0 м³⋅1030 кг/м³⋅9,8 м/с²⋅500 м=15,14 МДж

Очевидно, что А₂ меньше, чем А₁. Преимущество рассмотренной компоновки колонны лифтовых труб в энергетическом отношении и относительном выражении в сравнении с традиционными колоннами составляет:

При значительном содержании газа в добываемой нефти показатель е понизится, но положительный эффект сохранится, так как рассмотренная модель ГЖС гипотетической скважины соответствует участку реальной скважины от насоса до точки колонны НКТ, в которой давление равно P_нас, и отсутствует свободный газ, который снижает эффект от применения рассмотренной колонны труб.

Предлагаемое техническое решение может быть использовано в скважинах с малым газовым фактором и небольшой величиной параметра давления насыщения нефти газом.

Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса, содержащая насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и обратный клапан над насосом, отличающаяся тем, что колонна труб содержит несколько обратных клапанов, установленных от насоса до устья скважины, причем клапаны установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Н_нас с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от глубины Н_нас до устья скважины.