способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа, заключающийся в том, что на заданную глубину в скважину спускают установку, включающую электроцентробежный насос, погружной асинхронный электродвигатель, устанавливают частоту f_п тока, питающего погружной асинхронный двигатель в пределах f _п=(0,74-0,78)f, где f - величина промышленной частоты тока, запускают погружной асинхронный двигатель, приводя в действие насос, откачивают из эксплуатационной колонны жидкость глушения до динамического уровня, после пуска погружного асинхронного электродвигателя в затрубное пространство скважины закачивают сжатый инертный газ, при этом контролируют динамический уровень скважины с частотой (4-6) раз в час, с момента начала поступления продукции пласта в систему нефтесбора инертный газ из затрубного пространства стравливают в систему нефтесбора с темпом понижения избыточного давления (2-4) ат/ч и ограничивают величину тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, на уровне номинального значения, поддерживая указанное значение с одновременным изменением частоты тока обратно-пропорционально изменению величины тока, питающего погружной асинхронный двигатель.

2. Установка для откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа, содержащая эксплуатационную колонну, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба с размещенным в ее нижней части центробежным насосом, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель, устьевая часть колонны через первую задвижку и патрубок связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой для закачки инертного газа, а через вторую задвижку, обратный клапан - с узлом штуцерной камеры и системой нефтесбора, эхолот для определения текущего значения динамического уровня, размещенный на арматуре устья скважины, станция управления, установленная на поверхности скважины, включающая преобразователь частоты, соединенный через трансформатор, силовой кабель, снабженный высокотемпературной кабельной вставкой, с погружным асинхронным электродвигателем, контроллер, выходом подключенный через ПИ-регулятор к управляющему входу преобразователя частоты, а входом - к блоку погружной телеметрии, установленном на погружном асинхронном электродвигателе.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи продукции с высоким газодержанием и низкой плотностью из скважины, оборудованной погружной электроцентробежной насосной установкой.

Известен способ отбора нефти из скважин путем подбора соответствующей установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) расчетным путем, оснащенной газосепаратором (Г.З.Ибрагимов и др. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: Издательство МГОУ, 2005 г.)

После спуска в скважину и подачи напряжения на электродвигатель УЭЦН осуществляют вывод скважины на стационарный режим работы. При этом периодически, с помощью автоматизированной газозамерной установки (АГЗУ) определяют текущее значение суточной производительности насоса (Qж), с помощью эхолота определяют текущее значение уровня жидкости в скважине (Ндин), с помощью манометров определяют значение затрубного давления в скважине (Рз). Периодически, с помощью проботборного вентиля, установленного на арматуре устья скважины, отбирают пробы скважинной продукции на значение ее текущей обводненности (В, %). С помощью установленных в станции управления приборов измеряют текущее значение токовых нагрузок на электродвигателе, настраивают «защиты», с допустимым для двигателя отклонением от номинальных токовых нагрузок (Iном): при «перегрузе (ЗП)», именуемой защитой от перегрузки, и «недогрузе (ЗСП)», именуемой «защитой от срыва подачи». В процессе вывода скважины на стационарный режим работы ЭЦН периодически отключают для естественного охлаждения электродвигателя и восстановления уровня жидкости в скважине. Скважина считается выведенной на стационарный режим работы, если в течение последних 8-ми часов непрерывной работы УЭЦН наблюдается стабилизация значений Qж, Ндин и В.

Недостатки известного способа заключаются в том, что он неприемлем при разработке пластов с легкими углеводородами, которые характеризуются высоким газосодержанием (до 250 м³/т). Это выражается в том, что при снижении давления на приеме электроцентробежного насоса объем газовой фазы увеличивается в несколько раз и газосепаратор не обеспечивает отвод поступающего газа до номинального для ЭЦН значения. В тоже время при поступлении из продуктивного пласта продукции малой плотности (газожидкостной смеси) происходит кратное снижение токовых нагрузок и, соответственно, потребляемой погружным электродвигателем мощности. Потребляемый ток двигателя Iт снижается до значений тока холостого хода Ixx двигателя, т.е. Iт Ixx и установленный в станции защитный блок ЗСП отключает электродвигатель. УЭЦН, подобранная расчетным путем по известным методикам в скважинах с большим газосодержанием, работает в периодическом (неустойчивом) режиме и не выходит на стационарный режим работы. В случае принудительного «загрубления» параметров ЗСП на станции управления двигатель УЭЦН в скважине «перегревается» со снижением сопротивления изоляции обмоток статора и выходит из строя.

Наиболее близким аналогом является способ отбора нефти из скважин установкой, включающей электроцентробежный насос, приводимый в действие погружным асинхронным двигателем (Патент RU 2016252, МПК F04D 15/00, опубл. 15.07.1994), включающий измерение и поддержание заданных значений давления на приеме центробежного насоса, измерение активной мощности и рабочего тока двигателя, вычисление энергетического коэффициента и регулирование скорости вращения привода насоса путем изменения частоты тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель.

В указанном патенте описана установка для осуществления известного способа откачки нефти, которая содержит эксплуатационную колонну, погружной асинхронный двигатель, приводящий в действие электропогружной центробежный насос (ЭЦН), насосно-компрессорные трубы. Питание погружного асинхронного двигателя осуществляется от силового трансформатора через станцию управления по силовому кабелю. Для измерения давления в межтрубном пространстве, на устье и для контроля выкидной линии использованы манометры. Регулирование подачи обеспечивается штуцером, а предотвращение слива жидкости из выкидной линии в межтрубное пространство скважины и стравливание избыточного давления обеспечивается обратным клапаном.

Недостатками известного способа и установки являются: необходимость в дополнительном тестировании на стенде каждой секции установки с последующим проведением расчетов энергетического коэффициента; отсутствие технических средств (стендов) и соответствующих методик по оценке активной потребляемой мощности ЭЦН при перекачивании жидких сред с большим (>70%) объемным газосодержанием; существенное отличие энергетического коэффициента, установленного на воде, от энергетического коэффициента, полученного для газожидкостных сред и, следовательно, невозможность достижения устойчивой работы установки, реализующей вышеуказанный способ.

Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости режима работы установки в скважине, откачивающей легкие углеводороды с высоким содержанием попутного газа.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе откачки нефти с высоким значением попутного газа установку, включающую электроцентробежный насос, погружной асинхронный электродвигатель, спускают в скважину на заданную глубину, устанавливают частоту f_п тока, питающего погружной асинхронный двигатель, в пределах f_п=(0,74-0,78)f, запускают погружной асинхронный двигатель, приводя в действие насос, откачивают из эксплуатационной колонны жидкость глушения до динамического уровня, после пуска погружного асинхронного электродвигателя в затрубное пространство скважины закачивают сжатый инертный газ, при этом контролируют динамический уровень скважины с частотой (4-6) раз в час, с момента начала поступления продукции пласта в систему нефтесбора, инертный газ из затрубного пространства стравливают в систему нефтесбора с темпом понижения избыточного давления (2-4) ат/час и ограничивают величину тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, на уровне номинального значения, поддерживая указанное значение с одновременным изменением частоты тока обратно пропорционально изменению величины тока, питающего погружной асинхронный двигатель.

Установка для откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа содержит эксплуатационную колонну, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба с размещенными в ее нижней части центробежным насосом, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель, устьевая часть колонны через первую задвижку и патрубок связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой для закачки инертного газа, а через вторую задвижку, обратный клапан - с узлом штуцерной камеры и системой нефтесбора, эхолот для определения текущего значения динамического уровня, размещенный на арматуре устья скважины, станцию управления, установленную на поверхности скважины, включающую преобразователь частоты, соединенный через трансформатор, силовой кабель, снабженный высокотемпературной кабельной вставкой, с погружным асинхронным электродвигателем, контроллер, выходом подключенный через ПИ-регулятор к управляющему входу преобразователя частоты, а входом - к погружному блоку телеметрии, установленному на погружном асинхронном электродвигателе.

На фиг.1 представлена схема скважины, оборудованной установкой для откачки нефти с большим газосодержанием из скважины.

На фиг.2 - блок-схема станции управления.

Установка для откачки нефти с большим газосодержанием из скважины содержит продуктивный пласт 1 (фиг.1), эксплуатационную колонну 2, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба 3 с размещенным в ее нижней части центробежным насосом 4, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель 5. Устьевая часть колонны через первую задвижку 6 и патрубок 7 связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой (отсутствует на чертеже) для закачки инертного газа, а через вторую задвижку 8, обратный клапан 9 - с узлом штуцерной камеры 10 и системой нефтесбора (не обозначено не чертеже). Задвижки 6 и 8 предназначены для открытия и закрытия затрубного пространства скважины. Для определения текущего значения динамического уровня использован акустический эхолот 11, а для контроля величины затрубного давления - манометр 12, размещенные на арматуре устья скважины. На поверхности скважины установлены станция управления 13 (фиг.2), включающая преобразователь частоты 14, соединенный через повышающий трансформатор 15, силовой кабель 16 (фиг.1), снабженный высокотемпературной кабельной вставкой 17, с погружным асинхронным электродвигателем 5. Станция управления снабжена контроллером 18 (фиг.2), выходом подключенный через ПИ-регулятор 19 к управляющему входу преобразователя частоты 14, а входом - к погружному блоку телеметрии 20, установленному на погружном асинхронном электродвигателе 5.

Мощность Р_дв погружного асинхронного электродвигателя выбирается с учетом следующих соотношений:

где Q_ж - потенциальный дебит скважины по жидкости, м³/сут;

Н _в - глубина спуска насосного агрегата в скважину по вертикали, м;

_ж=0,35 - плотность газожидкостной смеси на приеме установки;

- коэффициент полезного действия насоса, %.

Номинальную производительность Q_н центробежного насоса определяют из соотношения Q_н=к·Q_ж, где к=3÷4 - коэффициент заполнения полости насоса газом, а для подъема газожидкостной смеси из скважины количество рабочих ступений Np в насосе устанавливают из соотношения Нр=Н_в /h_с.

Высокотемпературная кабельная вставка 17 в нижней части силового кабеля 16 выдерживает температуры до 230°С и имеет длину L_в, определяемую соотношением L_в=0,5Н_в-1000, где L_в>0, м.

Контроллер 18 в станции управления 13 выполняет функции по ручному вводу и последующему хранению заданных параметров «уставок» защит и контроль за работой электродвигателя 5, с выдачей информации на дисплейную панель контроллера. В контроллере размещен суммирующий блок (на Фиг.2 не показано), в функции которого входит оценка уровня рассогласования контролируемых параметров (температуры, давления, тока и др.) от заданного значения и выдача управляющих сигналов (команд) для устранения этого рассогласования (приближение к нулю).

Преобразователь частоты (ПЧ) 14 предназначен для регулирования выходной частоты для электродвигателя насоса. Трансформатор 15 необходим для повышения выходного напряжения с измененной выходной частотой на выходе ПЧ 14 до напряжения, необходимого для нормальной работы погружного электродвигателя.

Асинхронный погружной электродвигатель своим валом соединен посредством шлицевого соединения с валом насоса и выполняет функцию его привода. За счет изменения частоты тока, подаваемого от станции управления, вал электродвигателя может изменять частоту вращения в диапазоне ±25% от значения промышленной частоты тока и, соответственно, увеличивать или уменьшать производительность насоса и его напор.

Погружной блок телеметрии 20 предназначен для измерения и передачи по медным жилам силового кабеля на контроллер 18 информации о температуре и давлении в электродвигателе 5, а также уровне механических вибраций корпуса электродвигателя.

При работе данной блок-схемы происходит постоянное измерение выходного тока ПЧ 15 и сравнение его с заданным значением тока в ПИ-регуляторе 20. При рассогласовании токовых нагрузок >3% ПИ-регулятор 20 дает команду контроллеру 19 на выработку команды ПЧ 15 на увеличение или уменьшение частоты тока.

С помощью элементов устьевой арматуры (задвижек, манометров, регулируемых штуцеров, размещенных в штуцерной камере) осуществляется ручное управление работой скважины. Обратный клапан 14 обеспечивает стравливание избыточного давления попутного газа в скважине.

Для управления работой ЭЦН (пуск, остановка, работа ЭЦН с заданными временными интервалами, изменение частоты питающего тока, выполнение контролирующих функций с записью текущих параметров работы, защита от недопустимых изменений технологических параметров работы двигателя, насоса и кабеля) служит наземная станция управления.

Для контроля температуры в двигателе, давления на приеме насоса и уровня вибраций используется погружной блок 20 телеметрии.

Способ откачки нефти из скважины с помощью описанной установки осуществляют следующим образом.

Для эксплуатации продуктивного пласта 1 в «заглушенную» нефтяную скважину спускают электропогружную установку (УЭЦН) на расчетную глубину спуска Нсп, например на глубину, отстоящую на 50-100 м выше кровли продуктивного горизонта. Продукция пласта 1 поступает в эксплуатационную колонну 2 после создания депрессии на продуктивный пласт. Это условие начинает выполняться после откачки из эксплуатационной колонны жидкости глушения и понижения уровня в скважине до Нд. При этом развиваемый напор (Ну) ЭЦН должен быть достаточен, чтобы с заданной глубины, определяемой суммой динамического уровня (Нд), и заглубления под уровень (Нз), продукция скважины поднималась до устья и подавалась в систему нефтесбора, преодолевая гидравлическое сопротивление в насосно-компрессорных трубах и внутреннее давление в нефтесборном коллекторе.

Запуск центробежного насоса осуществляют после установления на станции управления частоты fп тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, с учетом соотношения f_п=(0,74-0,78)·f, где f - величина промышленной частоты тока. При промышленной частоте 50 Гц частота питающего тока f_п=(37÷39) Гц).

При откачке из скважины жидкости глушения, плотность которой при выводе на режим превышает 1 г/см³, до расчетного динамического уровня (Нд) требуется максимальная мощность ПЭД. В предлагаемом способе для компенсации дефицита установленной для ПЭД мощности и увеличения гидравлического напора на выходе ЭЦН после пуска электродвигателя в работу в затрубное пространство скважины через патрубок 7 и открытую задвижку 6 закачивают сжатый инертный газ. Расчетное значение давления в затрубном пространстве определяют с учетом принятой зависимости, включающей текущее значение динамического уровня в скважине (Нд). Динамический уровень скважины определяют акустическим эхолотом 12 с частотой (4÷6) раз в час. После поступления в скважину продукции пласта 1, плотность которой в несколько раз ниже жидкости глушения, потребляемая мощность ПЭД автоматически снизится пропорционально снижению величины плотности откачиваемой газожидкостной смеси. При поступлении на прием насоса газожидкостной смеси с плотностью 0,25-0,35 г/см ³ (устанавливают по результатам устьевых проб продукции из скважины) давление в затрубном пространстве скважины принудительно снижают, выпуская газ через задвижку 8 в систему нефтесбора. После поступления продукции пласта в электроцентробежный насос увеличивают частоту тока с темпом (0,2-0,3)Гц в час до выравнивания со значением промышленной частоты. После этого на станции управления включают систему автоматического управления режимом ограничения потребляемого тока погружного электродвигателя (ПЭД), величину которого принимают из паспортных характеристик ПЭД как значение номинального тока ПЭД (I_ном). С помощью этой встроенной в СУ функции осуществляется автоматическое поддержание номинального тока ПЭД, с одновременным изменением частоты тока обратно пропорционально величине тока: с увеличением нагрузки ПЭД, то есть с увеличением величины тока, происходит снижение выходной частоты, а при снижении нагрузки, то есть при снижении величины тока, выходная частота тока увеличивается).

Размещение в нижней части кабельной линии высокотемпературной вставки 17 длиной 200-300 м позволяет полностью устранить температурное влияние двигателя и насоса на нижнюю часть кабеля в период вывода скважины на режим и связанных с этим процессом дефицитом охлаждающей жидкости.

При использовании традиционного подхода к эксплуатации скважин УЭЦН, в том числе и по способу, изложенному в наиболее близком по технической сущности аналоге, получить устойчивую работу УЭЦН для нефтяных пластов с большим газосодержанием не представляется возможным. Энергетический коэффициент мощности, полученный на стенде, для аналога определяют с использованием водной среды. В реальных условиях эксплуатации нефтяных скважин с большим газосодержанием он значительно меньше, т.к. перекачивается газожидкостная смесь малой плотности. Следует отметить, что в современных условиях эксплуатации нефтяных месторождений недостаточно оптимизировать работу только скважины и ЭЦН, как это решается в приведенных аналогах и прототипе. Следует оптимизировать работу системы «пласт-скважина-насос» с учетом гидродинамических характеристик и физических свойств флюида пласта, в частности плотности и газосодержания, давления насыщения нефти газом, а также температуры пласта.

Таким образом, изобретение позволяет по сравнению с известным повысить устойчивость работы электропогружной установки в скважинах с большим газосодержанием т.к. направлено на предупреждение условий для срыва подачи насоса, перегрева двигателя и кабеля в нижней части кабельной линии и увеличение наработки на отказ в целом установки.

По сравнению с известными методиками по подбору мощности ПЭД предложенное соотношение по выбору мощности электродвигателя дает примерно в 2,5-3 раза меньшую мощность.

Способ для откачки нефти с большим газосодержанием из скважин и электропогружная установка позволяют вывести скважину на устойчивый режим на длительный период, который ограничен ресурсом работы быстроизнашивающихся деталей установки (опорных текстолитовых шайб, радиальных и осевых подшипников, рабочих колес насоса), оптимизировать отбор продукции из скважины, увеличить наработки на отказ установки.