Способ и устройство для добычи пластовой жидкости из скважин Российский патент 2004 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к способам механизированной добычи нефти и может быть использовано при эксплуатации малодебитных скважин погружными центробежными электронасосами.

Известен способ добычи пластовой жидкости из скважин, заключающийся в том, что пластовую жидкость подают на прием погружного центробежного электронасоса, обеспечивающего отбор необходимого количества жидкости и подъем жидкости по колонне насосных труб к устью скважины [1].

Недостатком известного способа является то, что при эксплуатации малодебитных скважин погружными центробежными электронасосами требуется изготавливать насосы с уменьшенными размерами проточных каналов в рабочих органах. Однако в перекачиваемой жидкости обязательно содержится песок и другие твердые включения, которые забивают проточные каналы, что приводит к быстрому выходу из строя оборудования. Таким образом, эксплуатация малодебитных скважин погружными центробежными электронасосами становится практически невозможной. Вместе с тем, известно, что подъем пластовой жидкости из скважин погружными центробежными электронасосами является самым эффективным и экономичным способом добычи. Поэтому решение проблемы эксплуатации малодебитных скважин погружными центробежными электронасосами является весьма актуальной.

Известно, что в скважине, наряду с пластовой жидкостью, присутствует свободный газ, который либо поступает в скважину из пласта, либо выделяется из нефти уже в скважине. Обычно, в известных способах добычи нефти погружными центробежными насосами [2, 3] газ отделяют от жидкости с последующим выводом газа в затрубье. Остаточный свободный газ, присутствующий в незначительном количестве, равномерно распределяют в жидкости для исключения возможности блокирования насоса газовыми пробками. Недостатком таких способов является необходимость использования для подъема нефти центробежных насосов с малой производительностью (менее 30 м³/сут), что нецелесообразно по причинам, указанным выше.

Технический результат, достигаемый при реализации настоящего изобретения, заключается в обеспечении возможности использования при добыче нефти из скважин погружных центробежных электронасосов с производительностью, превышающей дебит скважины по жидкости, имеющих повышенную надежность и долговечность работы. То есть, предложенные способ и устройство обеспечивают возможность подъема нефти из малодебитных скважин центробежными насосами, что повышает эффективность отбора жидкости из скважины и срок ее эксплуатации.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м³/сут, заключающемся в том, что на прием входного устройства подают газ и пластовую жидкость, с помощью входного устройства пластовую жидкость перемешивают с газом, после чего, полученную газожидкостную смесь с выкида приемного устройства подают на прием погружного центробежного электронасоса, с выкида которого газожидкостную смесь подают на поверхность по колонне труб, при этом обеспечивают поступление на прием входного устройства пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины по жидкости, обеспечивают поступление свободного газа на прием входного устройства в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема, поступающего на прием входного устройства пластовой жидкости, во входном устройстве обеспечивают перемешивание газа с жидкостью таким образом, чтобы газовые пузырьки, сформированные в процессе перемешивания газа и жидкости, имели объем, недостаточный для образования газовых пробок, блокирующих работу погружного центробежного электронасоса, работающего в близком к оптимальному по объемной производительности режиме, причем номинальная производительность насоса составляет от 30 м³/сут и более.

Для получения газожидкостной смеси используют пластовый газ, распределенный в пластовой жидкости в свободном состоянии.

Предложенный способ может быть реализован с помощью установки погружного центробежного электронасоса, содержащей многосекционный центробежный насос, электродвигатель и входное устройство, установленное перед нижней секцией насоса, центробежный насос выбран с номинальной производительностью, равной или превышающей 30 м³/сут, а входное устройство выполнено обеспечивающим формирование и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой такой, что содержащийся в ней газ составляет от 25 до 100% от объема пластовой жидкости, при этом сформированные в газожидкостной смеси газовые пузыри имеют объем, недостаточный для образования газовых пробок в проточной части насоса.

В качестве входного устройства использован диспергатор, обеспечивающий формирование газожидкостной смеси с однородной структурой путем перемешивания газа с жидкостью при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины, и газа в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема пластовой жидкости, а при превышении содержания газа более 100% от объема пластовой жидкости в качестве входного устройства использован газосепаратор-диспергатор, выполненный в виде единого модуля, обеспечивающего отвод части газа в затрубье и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой, с содержанием газа не менее 25%.

Сущность предложенного технического решения поясняется чертежами, где на фиг.1 показана установка погружного центробежного электронасоса с диспергатором, а на фиг.2 - установка погружного центробежного электронасоса с модулем газосепаратора-диспергатора.

Установка погружного центробежного электронасоса, спускаемая в скважину 1 на трубах 2, состоит из многосекционного центробежного насоса 3, электродвигателя 4, диспергатора 5, являющегося входным устройством, который подсоединен к нижней секции 6 центробежного насоса 3. В качестве входного устройства может быть использован модуль 7 газосепаратора-диспергатора.

Предварительно, на основании данных о дебите и газосодержании в скважине, для спуска в малодебитную скважину с дебитом менее 30 м³/сут подбирают насос производительностью, превышающей дебит скважины, таким образом, чтобы суммарный расход газожидкостной смеси соответствовал рабочей части характеристики насоса, спускаемого в скважину, а процентное содержание газа по объему в газожидкостной смеси не превышало бы объема жидкости, то есть при дебите скважины 15 м³/сут^{и газосодержании до 100% от объема жидкости, насос должен быть подобран с номинальной подачей 30 м3/сут. Далее, установку вместе с входным устройством - диспергатором 5 (фиг.1) или с модулем 7 газосепаратора-диспергатора (фиг.2) спускают в скважину 1. Электродвигателем 4 производят запуск насоса 3 и поток пластовой жидкости поступает на вход входного устройства, либо диспергатора 5, либо модуля 7 газосепаратора-диспергатора. Одновременно на вход входного устройства поступает газ, находящийся в жидкости в свободном состоянии, причем объем поступающего газа может составлять до 100% от объема пластовой жидкости. В случае, когда объем газа превышает 100% от объема пластовой жидкости, используемый при этом модуль 7 газосепаратора-диспергатора осуществляет отвод части газа в затрубное пространство через отверстия 8 (фиг.2), а оставшийся газ перемешивается с жидкостью, образуя газожидкостную смесь с однородной структурой потока, то есть газовые пузыри, образовавшиеся в процессе перемешивания газа с пластовой жидкостью с помощью диспергатора или модуля газосепаратора-диспергатора, имеют объем, недостаточный для образования пробок в проточной части насоса. Далее, поток полученной газожидкостной смеси поступает на прием насоса 3, который известным образом осуществляет подъем газожидкостной смеси по трубам 2 на поверхность.}

Таким образом, предложенный способ позволяет создать поток перекачиваемой газожидкостной смеси с большим объемом, чем объем, определяемый дебитом скважины, с однородной структурой, который поступает на прием погружного центробежного насоса, выбранного с номинальной производительностью, превышающей дебит скважины по жидкости до 2-х раз.

Источники информации

1. Богданов А.А. “Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти”, 1968, Москва, стр.29-37.

2. Международный транслятор “Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти”, 1999, Москва, стр.309.

3. Свидетельство на полезную модель №19560, F 04 D 13/08 от 16.03.01.

Изобретение относится к способам механизированной добычи нефти и обеспечивает при эксплуатации малодебитных скважин возможность использования погружных центробежных электронасосов с производительностью, превышающей дебит скважины по жидкости, имеющих повышенную надежность и долговечность. Обеспечивает возможность подъема нефти из малодебитных скважин центробежными насосами с увеличением эффективности отбора. Сущность изобретения заключается в том, что на прием входного устройства подают пластовую жидкость в объеме, не превышающем дебит скважины по жидкости, и подают газ, находящийся в пластовой жидкости в свободном состоянии, в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема поступающей на прием входного устройства жидкости. Во входном устройстве газ перемешивают с жидкостью таким образом, чтобы газовые пузырьки, сформированные в процессе перемешивания газа и жидкости, имели объем, недостаточный для образования газовых пробок, блокирующих работу погружного центробежного электронасоса, работающего в близком к оптимальному по объемной производительности режиме. Номинальная производительность насоса равна или превышает 30 м³/сут. Способ реализован с помощью установки погружного центробежного насоса с электродвигателем. Насос выбран с номинальной производительностью от 30 м³/сут и выше. К нижней секции насоса подсоединен диспергатор. Он выполнен с обеспечением возможности формирования газожидкостной смеси с однородной структурой при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины и газа в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема пластовой жидкости. При превышении содержания газа более 100% от объема жидкости, перед насосом установлен модуль газосепаратора-диспергатора, обеспечивающий отвод части газа в затрубье и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой и с содержанием газа не менее 25%. 2 с. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м³/сут, заключающийся в том, что на прием входного устройства подают газ и пластовую жидкость, с помощью входного устройства пластовую жидкость перемешивают с газом, после чего полученную газожидкостную смесь с выкида входного устройства подают на прием погружного центробежного электронасоса, с выкида которого газожидкостную смесь подают на поверхность по колонне труб, отличающийся тем, что обеспечивают поступление на прием входного устройства пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины по жидкости, обеспечивают поступление на прием входного устройства газа в объеме, составляющем 25-100% от объема поступающей на прием входного устройства жидкости, во входном устройстве обеспечивают перемешивание газа с жидкостью таким образом, чтобы газовые пузырьки, сформированные в процессе перемешивания газа и жидкости, имели объем, недостаточный для образования газовых пробок, блокирующих работу погружного центробежного электронасоса, работающего в близком к оптимальному по объемной производительности режиме, причем номинальная производительность насоса составляет 30 м³/сут и более.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газа используют пластовый газ, распределенный в пластовой жидкости в свободном состоянии.3. Установка погружного центробежного электронасоса для добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м³/сут, содержащая многосекционный центробежный насос, электродвигатель и входное устройство, установленное перед нижней секцией насоса, отличающаяся тем, что центробежный насос выбран с номинальной производительностью, равной или превышающей 30 м³/сут, а входное устройство выполнено обеспечивающим формирование и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой, такой, что содержащийся в ней газ составляет 25-100% от объема пластовой жидкости, при этом сформированные в газожидкостной смеси газовые пузыри имеют объем, недостаточный для образования газовых пробок в проточной части насоса.4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что в качестве входного устройства использован диспергатор, обеспечивающий формирование газожидкостной смеси с однородной структурой путем перемешивания газа с жидкостью при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины, и газа в объеме, составляющем 25-100% от объема пластовой жидкости.5. Установка по п.3, отличающаяся тем, что в качестве входного устройства использован газосепаратор-диспергатор, выполненный в виде единого модуля, обеспечивающего отвод части газа в затрубье при превышении содержания газа более 100% от объема жидкости и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой, с содержанием газа не менее 25%.