Устройство и способ тепловой защиты УЭЦН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти посредством установок электроцентробежных насосов из глубоких и сверхглубоких скважинах с глубиной до 3 тыс. метров по вертикали и большим газосодержанием (до 250 - 500 м3/м3). Уровень техники Установка электроцентробежного насоса для глубоких и сверхглубоких скважин (с глубиной до 3 тыс. метров по вертикали) и большим содержанием газа в скважинной жидкости (до 250 - 500 м3/м3) располагается в эксплуатационной колонне нефтяной скважины и состоит из сопряженных друг с другом погружного электродвигателя, гидрозащиты, с приемными отверстиями, насоса, колонны насосно-компрессорных труб и электрического кабеля, обеспечивающего питанием электротоком погружной электродвигатель через токоввод (или через штекер - место присоединения питающего кабеля с обмотками электродвигателя). При запуске установки электроцентробежного насоса в работу вначале происходит снижение (падение) динамического уровня жидкости в скважине. При этом жидкость в приемные отверстия насоса поступает сверху. Движение жидкости возле погружного электродвигателя при запуске установки в работу отсутствует. В этот период, около 30 минут, происходит некоторое повышение температуры погружного электродвигателя, но из-за контактного теплообмена между корпусом погружного электродвигателя и эксплуатационной колонной нефтяной скважины температура погружного электродвигателя не повышается более 80 - 100 °С. Далее начинает «работать» продуктивный пласт, к установке 5 электроцентробежного насоса начинает поступать пластовая жидкость и температура погружного электродвигателя снижается до 50 - 65 °С. В процессе эксплуатации скважины пространство между приемными отверстиями насоса и динамическим уровнем постепенно замещается чистой нефтью [1 . Гареев А.А. Расчет коэффициента сепарации газа на приеме насоса, ю М. ж-л. Нефтяное хозяйство, 2013. NQ 3, стр. 82 - 85]. По мере снижения динамического уровня жидкости в скважине давление на приеме насоса падает и становится меньше давления насыщения растворенных в нефти попутных газов, что согласно законам подземной гидравлики приводит к выделению из нефти попутного газа [2. Мищенко ИТ. Скважинная добыча 15 нефти. Из-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2003. стр.424, 476]. При выделении из нефти попутного газа в установку электроцентробежного насоса начинает поступать газированная жидкость, КПД установки падает и насос начинает нагреваться [3. Гареев А.А. О значении температурного режима 20 в установках электроцентробежных насосов. М. ж-л ««Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса», NQ 1 . 2009; 4. Гареев А.А О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе. «Нефтяное хозяйство», NQ 3, 201 1 , стр. 122 - 126; 5. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования 25 погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. (Дис. докт. техн. наук - М, 1998); 6. Дроздов А Н. Влияние свободного газа на характеристику глубинных насосов. -Нефтяное хозяйство, 2003, NQ 1]. Из-за нагрева насоса происходит постоянный нагрев слоев нефти окружающий насос, что приводит к постоянному выделению на поверхности зо насоса газовых пузырей (из-за пропорциональной зависимости давления насыщения от температуры нефти). Так как попутный газ имеет в десятки раз меньшую теплопроводность чем скважинная жидкость, то в окруженном газовыми пузырями насосе, находящемся как бы в «термостате», количество тепла увеличивается и насос может нагреваться до температур 300 °С и более, в результате контактного теплообмена поток тепла корпуса насоса передается в кабельный удлинитель (прилегающую к корпусу насоса часть кабельной линии). Чрезмерный перегрев насоса приводит к разогреву примыкающего к 5 корпусу насоса питающего кабеля, затем по кабельной линии - к перегреву токоввода и выходу из строя погружного электродвигателя на месте токоввода. [7. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе. Нефтяное хозяйство. N°3. 2011 , стр. 122 - 126.]. Производители установок электроцентробежных насосов не учитывают ю распространение и проникновение потока тепла по жилам и свинцовой (металлической) броне питающего кабеля в погружной электродвигатель - данный процесс просто игнорируется [7. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении «теплового удара» в электроцентробежном насосе. Нефтяное хозяйство. Ns3. 2011 , стр. 122 - 126.]. 15 Для защиты от влияния потока тепла со стороны насоса питающий электрический кабель изготавливают из температуропрочного материала с рабочей температурой 230 °С и оснащают свинцовой броней для рассеивания тепла в окружающие насос слои жидкости. При этом не учитывается процесс распространения тепла по свинцовой броне и медным жилам в сторону 20 токоввода и не учитывается влияние высокой температуры на состояние токоввода. Рабочая температура погружного электродвигателя 130 °С. Максимальная допустимая температура погружного электродвигателя определяется температурой расплавления припоя - не более 180 °С. 25 При проникновении в токоввод потока тепла с температурой более 180 °С припаянные концы обмоток электродвигателя в токовводе распаиваются (разрушаются), наступает режим короткого замыкания и электродвигатель установки электроцентробежного насоса выходит из строя. В связи с этим актуальна задача тепловой защиты токоввода погружного зо электродвигателя в установке электроцентробежного насоса для увеличения межремонтного периода её эксплуатации путем защиты погружного электродвигателя от потока тепла, идущего из корпуса насоса по электрическому кабелю.

Снижение на затраты добычи углеводорода с помощью устновок УЭЦН на 50 %.

Нефть, газ и энергетика