RU134578U1

RU134578U1 - AUTOMATED INSTALLATION OF TRANSFER AND SEPARATION OF WELL PRODUCTS

Info

Publication number: RU134578U1
Application number: RU2013128076/03U
Authority: RU
Inventors: Василий Михайлович Пестов; Антон Валентинович Яновский; Алексей Степанович Ипанов; Константин Спартакович Галягин; Михаил Анатольевич Ошивалов; Олег Владимирович Третьяков; Игорь Иванович Мазеин; Евгений Александрович Поносов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
Priority date: 2013-06-19
Filing date: 2013-06-19
Publication date: 2013-11-20

Abstract

1. Автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин, включающая эжектор, сепарационную установку, шурфовую насосную установку, при этом пассивный вход эжектора связан трубопроводом с линией подвода продукции скважин, часть активного входа эжектора через внутренний канал полой ступенчатой цилиндрической трубки, расположенной концентрично внутри эжектора, связана трубопроводом с линией подвода газонасыщенного потока, а кольцевой канал активного входа эжектора, образованный внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора и наружной боковой поверхностью полой ступенчатой цилиндрической трубки, связан трубопроводом с выходом шурфовой насосной установки, а выход эжектора связан трубопроводом с входом сепарационной установки, один из выходов которой связан с транспортным напорным труборпроводом, а другой выход сепарационной установки связан трубопроводом с входом шурфовой насосной установки, включающей соединенные последовательно погружной электродвигатель, электроцентробежный насос, насосно-компрессорную трубу и устьевое оборудование шурфа, отличающаяся тем, что на трубопроводе, соединяющем пассивный вход эжектора с линией подвода перекачиваемой продукции скважин, установлен датчик давления, подключенный к частотному преобразователю станции управления шурфовой насосной установки, при этом внутри сопловой части эжектора размещен узел регулировки давления, включающий сопловой неподвижный элемент, установленный концентрично в нем с зазором сопловой подвижный элемент с жестко соединенным сопловым наконечником, при этом минимальный наружный диаметр соплового на�1. An automated installation for pumping and separating well products, including an ejector, a separation unit, a pit pump installation, wherein the passive inlet of the ejector is connected by a pipe to the supply line for the wells, part of the active inlet of the ejector through the internal channel of a hollow stepped cylindrical tube located concentrically inside the ejector, connected by a pipeline to the gas-saturated flow supply line, and the annular channel of the active input of the ejector, formed by the inner side surface of the nozzle th part of the ejector and the outer lateral surface of the hollow stepped cylindrical tube is connected by a pipeline to the outlet of the pit pump installation, and the ejector exit is connected by a pipe to the input of the separation unit, one of the outputs of which is connected to the transport pressure pipe, and the other output of the separation unit is connected by a pipe to the input of the pit pump installation, including a submersible electric motor connected in series, an electric centrifugal pump, a tubing and wellhead equipment pit hole, characterized in that on the pipeline connecting the passive inlet of the ejector to the supply line of the pumped production of wells, there is a pressure sensor connected to the frequency converter of the control station of the pit pump installation, while a pressure adjustment unit including a nozzle fixed element is placed inside the nozzle part of the ejector mounted concentrically in it with a gap nozzle movable element with a rigidly connected nozzle tip, while the minimum outer diameter of the nozzle on

Description

Область техники, к которой относится полезная модельThe technical field to which the utility model relates.

Полезная модель относится к области нефтедобычи, в частности, к внутрипромысловому сбору и транспортированию газожидкостной смеси продукции нефтяных скважин при однотрубном транспортировании на установку подготовки нефти центрального пункта сбора и подготовки нефти. Полезная модель может быть использована также и в других отраслях народного хозяйства для перекачки и транспортирования многофазных смесей.The utility model relates to the field of oil production, in particular, to field gathering and transportation of a gas-liquid mixture of oil well products during single-pipe transportation to an oil treatment unit at a central oil collection and preparation point. The utility model can also be used in other sectors of the national economy for pumping and transporting multiphase mixtures.

Уровень техникиState of the art

Известна система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент РФ №2236639, Кл. F17D 1/00, дата публ. 20.09.2004 г.), содержащая линию доставки газожидкостной смеси, эжектор, содержащий сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, трубную сепарационную установку (трубный делитель фаз), которая содержит отвод газосодержащей продукции сепарации, связанный с напорным трубопроводом, и отвод газожидкостной продукции сепарации, связанный посредством байпасной линии с силовым блоком, включающий электроцентробежный насос, размещенный в обсадной трубе с заглушкой на нижнем конце, и закрепленный на насосно-компрессорной трубе (НКТ), полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования шурфа с входом в сопло эжектора, а вход в межтрубное пространство шурфа соединено посредством байпасной линии с отводом газожидкостной продукции от сепарационной установки, при этом диффузор эжектора гидравлически связан с входом в сепарационную установку.A known system for collecting and transporting oil well products (RF patent No. 2236639, CL. F17D 1/00, published on 09/20/2004), containing a gas-liquid mixture delivery line, an ejector containing a nozzle, a receiving chamber, a mixing chamber and a diffuser, a pipe separation unit (pipe phase divider), which contains a discharge of gas-containing separation products associated with a pressure pipe, and a discharge of gas-liquid separation products connected by a bypass line to a power unit, including an electric centrifugal pump, located casing with a plug at the lower end, and fixed to the tubing, the cavity of which is hydraulically connected through a linear outlet of the wellhead well equipment with the entrance to the ejector nozzle, and the entrance to the pit annulus is connected by a bypass line with the discharge of gas-liquid products from separation unit, while the ejector diffuser is hydraulically connected to the entrance to the separation unit.

Указанная система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин обеспечивает подачу газожидкостной смеси от скважин через автоматизированные групповые замерные установки на прием эжектора, далее на сепарационную установку, где происходит разделение смеси на газосодержащую и газожидкостную части. Газосодержащая часть отводится в напорный трубопровод в систему транспорта на установку предварительной подготовки нефти (УППН), а водонефтяная смесь - на прием электроцентробежного насоса, закрепленного на насосно-компрессорной трубе и силовой установки, размещенной в обсадной трубе шурфа. Водонефтяная смесь, являющаяся рабочей жидкостью, под давлением, развиваемым насосом, поступает через сопло в камеру эжектора, где происходи всасывание потока продукции скважин с низким давлением, смешение с рабочей жидкостью с высоким давлением, сжатие смеси до давления, необходимого для транспортирования продукции скважин в напорный трубопровод.The specified system for collecting and transporting oil well products provides the supply of a gas-liquid mixture from the wells through automated group metering units to receive an ejector, then to a separation unit, where the mixture is separated into gas-containing and gas-liquid parts. The gas-containing part is discharged into the pressure pipe to the transport system to the oil pre-treatment unit (UPPN), and the oil-water mixture to the intake of an electric centrifugal pump mounted on the tubing and power unit located in the casing of the pit. The oil-water mixture, which is the working fluid, under the pressure developed by the pump, enters the ejector chamber through the nozzle, where the flow of low-pressure well products takes place, mixes with the high-pressure working fluid, compresses the mixture to the pressure required to transport the well products to the pressure pipeline.

Признаки, являющиеся общими для известного и заявляемого технических решений, заключаются в наличии эжектора с сопловой частью, приемной камерой и выходным диффузором, сепарационной установки, шурфовой насосной установки с входящими в его состав погружным электродвигателем, электроцентробежным насосом и НКТ с устьевым оборудованием, а также гидравлических связей между указанными элементами установки.Signs that are common to the known and proposed technical solutions are the presence of an ejector with a nozzle, a receiving chamber and an output diffuser, a separation unit, a pit pump installation with its submersible electric motor, an electric centrifugal pump and tubing with wellhead equipment, as well as hydraulic links between the specified installation items.

Причина, препятствующая получению в известном техническом решении технического результата, который обеспечивается данной полезной моделью, заключается в том, что известная система не позволяет обеспечить надежность процесса при большом газовом факторе, а также не позволяет снизить энергопотребление установки и обеспечить надежность работы оборудования при реализации процесса перекачки продукции со скважин в транспортный трубопровод.The reason that prevents obtaining a technical result in a known technical solution, which is provided by this utility model, is that the known system does not allow to ensure the reliability of the process with a large gas factor, and also does not reduce the power consumption of the installation and ensure the reliability of the equipment during the pumping process products from wells to the transport pipeline.

Наиболее близким аналогом (прототипом) заявляемой полезной модели является система сбора и транспортирования газожидкостной смеси (патент РФ №2402715, кл. МПК F19D 1/00, F04F 5/54, дата публ. 27.10.2010), содержащая эжектор с сопловой частью, внутри которой концентрично расположена полая цилиндрическая трубка, приемной камерой, выходным диффузором, активный вход эжектора, образованный входом в центральный канал полой цилиндрической трубки и кольцевым входом между наружной боковой поверхностью полой цилиндрической трубки и внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора, пассивный вход эжектора, а также сепарационную установку отделения транспортируемой газожидкостной смеси и рабочей водонефтяной смеси из перекачиваемой жидкостно-газовой смеси продукции скважин, шурфовую насосную установку, размещенную в обсадной колонне шурфа, включающую электроцентробежный насос для перекачки рабочей водонефтяной смеси, погружной электродвигатель и НКТ с устьевым оборудованием, обеспечивающим герметичность шурфа, а также сеть трубопроводов, включающую трубопровод подачи жидкостно-газовой смеси перекачиваемой продукции скважин на пассивный вход эжектора; трубопровод для транспортирования газонасыщенного потока из потока продукции скважин во внутренний ступенчатый канал полой цилиндрической трубки активного входа эжектора; трубопровод для подвода рабочей водонефтяной смеси из шурфовой насосной установки в кольцевое сопло активного входа эжектора; трубопровод, соединяющий выходной диффузор эжектора с входом сепарационной установки; трубопровод подачи перекачиваемой продукции скважин из сепарационной установки в напорный трубопровод, а также трубопровод подачи рабочей водонефятной смеси в затрубное пространство шурфовой насосной установки из сепарационной установки.The closest analogue (prototype) of the claimed utility model is a system for collecting and transporting a gas-liquid mixture (RF patent No. 2402715, class IPC F19D 1/00, F04F 5/54, publication date 27.10.2010) containing an ejector with a nozzle part, inside of which the hollow cylindrical tube is concentrically arranged, by a receiving chamber, an output diffuser, an active ejector input formed by an entrance to the central channel of the hollow cylindrical tube and an annular entrance between the outer side surface of the hollow cylindrical tube and the inner side surface the nozzle part of the ejector, the passive inlet of the ejector, as well as a separation unit for separating the transported gas-liquid mixture and the working oil-gas mixture from the pumped liquid-gas mixture of the well products, a pit pump located in the casing of the pit, including an electric centrifugal pump for pumping the working oil-water mixture an electric motor and tubing with wellhead equipment ensuring the tightness of the pit, as well as a network of pipelines, including a liquid a call mixture of pumped well products to the passive input of the ejector; a pipeline for transporting a gas-saturated stream from a well production stream into an internal step channel of a hollow cylindrical tube of an active inlet of an ejector; a pipeline for supplying the working oil-water mixture from the pit pumping unit to the annular nozzle of the active inlet of the ejector; a pipeline connecting the outlet diffuser of the ejector to the input of the separation unit; a pipeline for supplying pumped well products from a separation unit to a pressure pipeline, as well as a pipeline for supplying a working oil-water mixture to the annulus of the pit pumping unit from the separation unit.

Признаки известного устройства, совпадающие с существенными признаками заявляемой полезной модели, заключаются в наличии эжектора с сопловой частью, внутри которой концентрично расположена полая ступенчатая цилиндрическая трубка, приемной камерой, активным и пассивным входами, выходным диффузором, а также в наличии сепарационной установки отделения транспортируемой газожидкостной смеси и рабочей водонефтяной смеси из перекачиваемой жидкостно-газовой смеси продукции скважин, а также в наличии шурфовой насосной установки, размещенной в обсадной колонне шурфа, включающей электроцентробежный насос для перекачки рабочей водонефтяной смеси, погружной электродвигатель и НКТ с устьевым оборудованием, которое обеспечивает герметичность шурфа, а также в наличии сети трубопроводов, включающих трубопровод подачи жидкостно-газовой смеси перекачиваемой продукции скважин в приемную камеру эжектора через пассивный вход эжектора; трубопровод для транспортирования газонасыщенного потока из потока продукции скважин во внутренний ступенчатый канал полой цилиндрической трубки активного входа эжектора; трубопровод для подвода рабочей водонефтяной смеси из шурфовой насосной установки в кольцевой канал активного входа эжектора, образованный наружной боковой поверхностью полой цилиндрической трубки и внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора; трубопровод, соединяющий выходной диффузор эжектора с входом сепарационной установки; трубопровод подачи перекачиваемой продукции скважин из сепарационной установки в напорный трубопровод, а также трубопровод подачи рабочей водонефятной смеси из сепарационной установки в затрубное пространство шурфовой насосной установки.The signs of the known device, which coincides with the essential features of the claimed utility model, are the presence of an ejector with a nozzle part, inside which a hollow stepped cylindrical tube is concentrically located, a receiving chamber, active and passive inputs, an output diffuser, and also a separation unit for transporting a gas-liquid mixture and working oil-water mixture from the pumped liquid-gas mixture of well products, as well as in the presence of a pit pump installation, placed well in the casing of the pit, which includes an electric centrifugal pump for pumping the working oil-water mixture, a submersible motor and tubing with wellhead equipment, which ensures the tightness of the pit, as well as the presence of a network of pipelines including a pipeline for supplying a liquid-gas mixture of pumped well products to the receiving chamber of the ejector through passive ejector input; a pipeline for transporting a gas-saturated stream from a well production stream into an internal step channel of a hollow cylindrical tube of an active inlet of an ejector; a pipeline for supplying the working oil-water mixture from the pit pumping unit to the annular channel of the active inlet of the ejector, formed by the outer side surface of the hollow cylindrical tube and the inner side surface of the nozzle part of the ejector; a pipeline connecting the outlet diffuser of the ejector to the input of the separation unit; a pipeline for supplying pumped well products from a separation unit to a pressure pipeline, as well as a pipeline for supplying a working oil-water mixture from the separation unit to the annulus of the pit pump installation.

Причина, препятствующая получению технического результата в прототипе, заключается в том, при постоянной площади сечения проходного канала активного входа эжектора и постоянной потребляемой мощности погружного электродвигателя электроцентробежного насоса рабочей при перекачке водонефтяной смеси, шурфовая насосная установка потребляет максимальное количество электроэнергии независимо от объемов перекачиваемой продукции скважин, поступающей на установку, т.е. не обеспечивается зависимость: минимальный объем перекачиваемой газожидкостной продукции скважин - минимальная мощность, затрачиваемая шурфовой насосной установкой на ее перекачивание, максимальный объем перекачиваемой газожидкостной продукции скважин- максимальная мощность, затраченная установкой на ее перекачивание, что приводит к низкой энергоэффективности всей установки, а также преждевременному износу насосного оборудования, снижающему долговечность и надежность работы всей установки перекачки и сепарации продукции скважин.The reason that prevents the technical result in the prototype from being obtained is that with a constant cross-sectional area of the feed channel of the active ejector inlet and constant power consumption of the submersible electric motor of the electric centrifugal pump working when pumping the oil-water mixture, the pit pumping unit consumes the maximum amount of electricity regardless of the volume of pumped wells. entering the installation, i.e. the dependence is not ensured: the minimum volume of pumped gas-liquid production of wells - the minimum power spent by the pit pump installation to pump it, the maximum volume of pumped gas-liquid production of wells - the maximum power spent by the installation to pump it, which leads to low energy efficiency of the entire installation, as well as premature wear pumping equipment that reduces the durability and reliability of the entire installation of pumping and separation of products .

Другой причиной, препятствующей получению технического результата, является возможность несанкционированного перетока транспортируемой продукции скважин из эжектора обратно в линию подвода продукции скважин к установке, либо из сепарационной установки - обратно в эжектор.Another reason that impedes the achievement of a technical result is the possibility of unauthorized flow of transported well products from the ejector back to the line for supplying well products to the installation, or from the separation unit back to the ejector.

Раскрытие полезной моделиUtility Model Disclosure

Задача, на решение которой направлена полезная модель, заключается в снижении энергозатрат и повышении надежности работы установки при транспортировании продукции скважин.The problem, which the utility model is aimed at, is to reduce energy costs and increase the reliability of the installation during transportation of well products.

Технический результат, достигаемый решением данной задачи, заключается в возможности регулирования мощности (частоты тока и числа оборотов) погружного электродвигателя и режима работы электроцентробежного насоса шурфовой насосной установки в зависимости от объема и давления перекачиваемой продукции скважин, поступающей на установку, а также в исключении несанкционированных обратных перетоков продукции скважин при транспортировании ее в напорный трубопровод.The technical result achieved by solving this problem is the ability to control the power (current frequency and speed) of the submersible electric motor and the operating mode of the electric centrifugal pump of the pit pump installation, depending on the volume and pressure of the pumped production of wells supplied to the installation, as well as the elimination of unauthorized reverse flow of well products during transportation to a pressure pipeline.

Достигается технический результат тем, что автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин, содержит эжектор с сопловой частью, внутри которой концентрично расположена полая ступенчатая цилиндрическая трубка, приемной камерой, выходным диффузором, активный вход эжектора, образованный входом в центральный канал полой цилиндрической трубки и кольцевым входом между наружной боковой поверхностью полой ступенчатой цилиндрической трубки и внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора, пассивный вход эжектора гидравлически связан с линией подвода перекачиваемой продукции скважин, центральный канал полой ступенчатой цилиндрической трубки активного входа эжектора гидравлически связан с патрубком отвода газонасыщенного потока линии подвода продукции скважин, а кольцевой канал активного входа эжектора гидравлически связан с выходом из шурфовой насосной установки, при этом выход эжектора через выходной диффузор гидравлически связан с входом сепарационной установки;The technical result is achieved in that the automated installation for pumping and separating well products contains an ejector with a nozzle part, inside which a hollow stepped cylindrical tube is concentrically located, a receiving chamber, an output diffuser, an active ejector input formed by an entrance to the central channel of the hollow cylindrical tube and an annular entrance between the outer lateral surface of the hollow stepped cylindrical tube and the inner lateral surface of the nozzle part of the ejector, the passive entrance of the ejector of the torus is hydraulically connected to the supply line of the pumped production of wells, the central channel of the hollow stepped cylindrical tube of the active input of the ejector is hydraulically connected to the pipe of the outlet of the gas-saturated flow of the line of supply of wells, and the annular channel of the active input of the ejector is hydraulically connected to the outlet of the pit pump installation, while the ejector exit through the output diffuser is hydraulically connected to the input of the separation unit;

- сепарационную установку, вход которой гидравлически связан с выходным диффузором эжектора, один из ее выходов гидравлически связан с линией транспортирования перекачиваемой продукции скважин в транспортный напорный трубопровод, а другой выход сепарационной установки гидравлически связан с входом в межтрубное пространство шурфа, образованное внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной боковой поверхностью шурфовой насосной установки,- a separation unit, the input of which is hydraulically connected to the outlet diffuser of the ejector, one of its outputs is hydraulically connected to the line for transporting the pumped well products to the transport pressure pipe, and the other exit of the separation unit is hydraulically connected to the inlet to the borehole formed by the inner surface of the casing and the outer side surface of the pit pump installation,

- шурфовую насосную установку, герметичность которой обеспечивается устьевым оборудованием, включающую установленные в шурфе погружной электродвигатель (ПЭД), электроцентробежный насос (ЭЦН) и насосно-компрессорную трубу (НКТ), при этом вход в шурфовую насосную установку гидравлически связан через межтрубное пространство шурфа с выходом сепарационной установки, а выход шурфовой насосной установки гидравлически связан с кольцевым каналом активного входа эжектора,- a pit pumping unit, the tightness of which is ensured by wellhead equipment, including a submersible electric motor (PEM) installed in the pit, an electric centrifugal pump (ESP) and a tubing (NKT), while the entrance to the pit pumping unit is hydraulically connected through the annulus of the pit with an outlet separation unit, and the output of the pit pump installation is hydraulically connected to the annular channel of the active input of the ejector,

- трубопровод, соединяющий линию подвода продукции скважин с пассивным входом эжектора; трубопровод, соединяющий патрубок отвода газонасыщенного потока линии подвода продукции скважин с внутренним центральный канал полой ступенчатой цилиндрической трубки активного входа эжектора; трубопровод, соединяющий выход из шурфовой насосной станции с кольцевым каналом активного входа эжектора,- a pipeline connecting the supply line for the production of wells with a passive input of the ejector; a pipeline connecting the outlet pipe for the gas-saturated flow of the well production supply line to the inner central channel of the hollow stepped cylindrical tube of the active inlet of the ejector; a pipeline connecting the outlet of the pit pump station with the annular channel of the active input of the ejector,

- станцию управления погружным электродвигателем силовой насосной установки, соединенную с датчиком давления,- a control station for a submersible motor of a power pump installation connected to a pressure sensor,

- датчик давления, установленный на трубопроводе, соединяющем линию подвода перекачиваемой продукции скважин с пассивным входом эжектора;- a pressure sensor installed on the pipeline connecting the supply line of the pumped well products to the passive input of the ejector;

- узел регулировки давления.- pressure control unit.

Новые признаки заявляемой полезной модели заключаются в том, что установка дополнительно включает датчик давления, подключенный к частотному преобразователю станции управления шурфовой насосной установки, установленный на трубопроводе, соединяющем пассивный вход эжектора с линией подвода перекачиваемой продукции скважин, при этом внутри сопловой части эжектора размещен узел регулировки давления, включающий сопловой неподвижный элемент, выполненный в форме полого ступенчатого цилиндра с уменьшающимся в сторону пассивного входа эжектора диаметрами центрального канала и наружной боковой поверхности, переходящего со стороны пассивного входа эжектора в форму полого усеченного конуса с центральным отверстием, а также узел регулировки давления включает сопловой подвижный элемент, имеющий форму полого ступенчатого цилиндра с уменьшающимся в сторону пассивного входа эжектора диаметрами центрального канала и наружной боковой поверхности, установленный концентрично с зазором внутри неподвижного соплового элемента, и сопловой наконечник, жестко соединенный с боковой наружной поверхностью минимального диаметра соплового подвижного элемента, с уменьшающимися в сторону пассивного входа эжектора диаметрами внутреннего ступенчатого цилиндрического центрального канала и наружной боковой поверхности, при этом минимальный наружный диаметр соплового наконечника соответствует диаметру центрального канала выходного отверстия конической части неподвижного соплового элемента, а минимальный диаметр внутреннего канала соплового наконечника превышает минимальный наружный диаметр боковой поверхности полой ступенчатой цилиндрической трубки, при этом узел регулировки давления включает также пружину сжатия, установленную концентрично на наружной боковой поверхности подвижного соплового элемента таким образом, что с одной стороны она упирается в торцевой выступ соплового подвижного элемента, а с другой стороны - в выступ соплового неподвижного элемента, обеспечивая возвратные линейные перемещения соплового подвижного элемента и соплового наконечника.The new features of the claimed utility model are that the installation additionally includes a pressure sensor connected to the frequency converter of the control station of the pit pump installation installed on the pipeline connecting the passive input of the ejector to the supply line of the pumped production of wells, while an adjustment unit is located inside the nozzle part of the ejector pressure, including the nozzle fixed element, made in the form of a hollow stepped cylinder with decreasing towards the passive entrance ezh the diameters of the central channel and the outer side surface passing from the passive inlet of the ejector into the shape of a hollow truncated cone with a central hole, and the pressure control unit includes a nozzle movable element having the form of a hollow stepped cylinder with the diameters of the central channel decreasing towards the passive inlet of the ejector and an outer lateral surface mounted concentrically with a gap inside the fixed nozzle element, and a nozzle tip rigidly connected to the side the outer surface of the minimum diameter of the nozzle movable element, with the diameters of the inner stepped cylindrical central channel and the outer side surface decreasing towards the passive inlet of the ejector, the minimum outer diameter of the nozzle tip corresponding to the diameter of the central channel of the outlet cone of the fixed nozzle element, and the minimum diameter of the internal channel nozzle tip exceeds the minimum outer diameter of the side surface n hollow stepped cylindrical tube, while the pressure control unit also includes a compression spring mounted concentrically on the outer side surface of the movable nozzle element so that on one side it abuts against the end protrusion of the nozzle movable element, and on the other hand, into the protrusion of the nozzle fixed element , providing return linear movements of the nozzle movable element and nozzle tip.

Новыми признаками заявляемой полезной модели является также то, что на трубопроводе подвода перекачиваемой продукции на пассивный вход эжектора и на трубопроводе, соединяющем выход эжектора и вход сепарационной установки, установлены обратные клапана.New features of the claimed utility model is the fact that check valves are installed on the pipeline for supplying the pumped products to the passive inlet of the ejector and on the pipeline connecting the outlet of the ejector and the input of the separation unit.

Перечисленные выше отличительные признаки в совокупности позволяют осуществить автоматизацию процесса перекачивания и сепарации продукции скважин с требуемым давлением транспортирования, существенно снизить энергозатраты, повысить ресурс работы шурфовой насосной установки, и повысить надежность работы всей установки, т.е. являются существенными.The above distinguishing features together allow automation of the pumping and separation of well products with the required transportation pressure, significantly reduce energy consumption, increase the life of the pit pump installation, and increase the reliability of the entire installation, i.e. are significant.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На прилагаемой Фиг.1 показана функциональная схема автоматизированной установки перекачки и сепарации продукции скважин. На Фиг.2 приведена принципиальная схема расположения элементов узла регулировки давления, размещенного в сопловой части эжектора, в случае подачи продукции скважин с низким давлением на пассивный вход эжектора, на Фиг.3 - расположение элементов узла регулировки давления, расположенного в сопловой части эжектора, в случае подачи продукции скважин на пассивный вход эжектора с давлением, выше допустимого для транспортирования.The attached Figure 1 shows a functional diagram of an automated installation for pumping and separation of well products. Figure 2 shows a schematic diagram of the location of the elements of the pressure control unit located in the nozzle part of the ejector, in the case of supplying the products of low pressure wells to the passive inlet of the ejector, Figure 3 - the location of the elements of the pressure control unit located in the nozzle part of the ejector, in the case of supplying well products to the passive inlet of the ejector with a pressure higher than permissible for transportation.

Осуществление полезной моделиUtility Model Implementation

Автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин содержит трубопровод 1, соединяющий линию подвода перекачиваемой сепарируемой продукции скважин с пассивным входом 2 эжектора 3. Для предотвращения перетока продукции скважин из эжектора 3 обратно в трубопровод 1, перед пассивным входом 2 установлен обратный клапан 4. Посредством трубопровода 5 с установленным на нем обратным клапаном 6, препятствующим перетоку транспортируемой смеси обратно в эжектор 3, выходной диффузор эжектора 3 связан с входом сепарационной установки 7. Выход 8 сепарационной установки 7 гидравлически связан с линией транспортирования частично отсепарированной перекачиваемой продукции скважин в транспортный напорный трубопровод. Другой выход 9 сепарационной установки 7 посредством трубопровода 10 связан со входом в межтрубное пространство шурфа 11, образованное внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью шурфовой насосной установки, включающей последовательно соединенные снизу вверх погружной электродвигатель (ПЭД) 12, электроцентробежный насос (ЭЦН) 13 и насосно-компрессорную трубу (НКТ) 14, выход из которой, через устьевое оборудование шурфа 11, гидравлически, посредством трубопровода 15, связан с кольцевым каналом 16 активного входа эжектора 3, образованного наружной боковой поверхностью полой ступенчатой цилиндрической трубки 17, размещенной концентрично вдоль центральной оси внутри сопловой части эжектора 3, и внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора 3. Трубопровод 18 соединяет патрубок подвода газонасыщенного потока, отделенного от потока продукции со скважин, с внутренним каналом полой ступенчатой цилиндрической трубки 17 активного входа эжектора 3.An automated installation for pumping and separating well products includes a pipeline 1 connecting the supply line of the pumped separated well products to the passive inlet 2 of the ejector 3. To prevent the flow of well products from the ejector 3 back into the pipeline 1, a check valve 4 is installed in front of the passive inlet 2. Through the pipeline 5 with a non-return valve 6 installed on it, preventing the overflow of the transported mixture back to the ejector 3, the outlet diffuser of the ejector 3 is connected to the input of the separation unit ki 7. The output 8 of the separation unit 7 is hydraulically connected to the transportation line of the partially separated pumped well products to the transport pressure pipe. Another exit 9 of the separation unit 7 through the pipeline 10 is connected to the entrance to the annulus of the pit 11, formed by the inner surface of the casing and the outer surface of the pit pump installation, which includes a submersible electric motor (PEM) 12, an electric centrifugal pump (ESP) 13 and a pump connected in series -compressor pipe (tubing) 14, the output of which, through the wellhead equipment of the pit 11, is hydraulically, via pipeline 15, connected to the annular channel 16 of the active input of the ejector 3, o formed by the outer lateral surface of the hollow stepped cylindrical tube 17 arranged concentrically along the central axis inside the nozzle part of the ejector 3, and the inner side surface of the nozzle part of the ejector 3. The pipe 18 connects the pipe for supplying a gas-saturated stream, separated from the flow of products from the wells, with the internal channel of the hollow stepped cylindrical tube 17 of the active input of the ejector 3.

В сопловой части эжектора 3 размещен узел регулирования давления, включающий сопловой неподвижный элемент 19, сопловой подвижный элемент 20 с жестко соединенным с ним сопловым наконечником 21, и пружину сжатия 22, установленные концентрично вдоль центральной оси между боковой наружной поверхности полой ступенчатой цилиндрической трубки 17 и внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора 3.In the nozzle part of the ejector 3 there is a pressure control unit including a nozzle fixed element 19, a nozzle movable element 20 with a nozzle tip 21 rigidly connected to it, and a compression spring 22 mounted concentrically along the central axis between the lateral outer surface of the hollow stepped cylindrical tube 17 and the inner the lateral surface of the nozzle of the ejector 3.

Сопловой неподвижный элемент 19, выполненный в форме полого ступенчатого цилиндра с уменьшающимся в сторону пассивного входа 2 диаметром центрального канала и переходящего со стороны пассивного входа 2 в форму полого усеченного конуса с центральным сквозным каналом, установлен концентрично полой ступенчатой цилиндрической трубке 17 и жестко соединен своей наружной боковой поверхностью с внутренней боковой поверхностью сопловой части эжектора 3.The nozzle fixed element 19, made in the form of a hollow stepped cylinder with a diameter of the central channel decreasing towards the passive inlet 2 and passing from the side of the passive inlet 2 into the shape of a hollow truncated cone with a central through channel, is mounted concentrically with a hollow stepped cylindrical tube 17 and is rigidly connected to its outer a side surface with an inner side surface of the nozzle portion of the ejector 3.

Сопловой подвижный элемент 20, установленный концентрично полой ступенчатой цилиндрической трубке 17 внутри полого неподвижного элемента 19, имеет форму полого ступенчатого цилиндра с уменьшающимся в сторону пассивного входа 2 эжектора 3 диаметрами наружной боковой поверхности и центрального канала. Сопловой подвижный элемент 20 жестко соединен с сопловым наконечником 21, с уменьшающимися в сторону пассивного входа 2 эжектора 3 диаметрами внутреннего ступенчатого цилиндрического центрального канала и наружной боковой поверхности. Минимальный наружный диаметр боковой наружной поверхности наконечника 21 соответствует диаметру центрального канала выходного отверстия конической части соплового неподвижного элемента 19, а минимальный внутренний диаметр соплового наконечника 21 превышает минимальный наружный диаметр полой ступенчатой цилиндрической трубки 17 с образованием небольшого кольцевого зазора в исходном состоянии.The nozzle movable element 20, mounted concentrically with a hollow stepped cylindrical tube 17 inside the hollow fixed element 19, has the shape of a hollow stepped cylinder with diameters of the outer side surface and the central channel decreasing towards the passive inlet 2 of the ejector 3. The nozzle movable element 20 is rigidly connected to the nozzle tip 21, with diameters of the inner stepped cylindrical central channel and the outer side surface decreasing towards the passive inlet 2 of the ejector 3. The minimum outer diameter of the lateral outer surface of the tip 21 corresponds to the diameter of the central channel of the outlet cone of the nozzle fixed element 19, and the minimum inner diameter of the nozzle tip 21 exceeds the minimum outer diameter of the hollow stepped cylindrical tube 17 with the formation of a small annular gap in the initial state.

На боковой наружной поверхности соплового подвижного элемента 20 концентрично установлена пружина сжатия 22 таким образом, что с одной стороны упирается в торцевой выступ соплового подвижного элемента 20 (на рисунке не показано), а с другой стороны - в выступ соплового неподвижного элемента 19, обеспечивая линейные возвратные движения соплового подвижного элемента 20 и соплового наконечника 21 вдоль направления движения двух потоков, один из которых поступает во внутренний канал полой цилиндрической трубки 17 активного входа эжектора 3 по трубопроводу 18, а другой - в кольцевой канал 16 активного входа эжектора 3 по трубопроводу 15.A compression spring 22 is concentrically mounted on the lateral outer surface of the nozzle movable element 20 in such a way that it abuts against the end protrusion of the nozzle movable element 20 (not shown in the figure) and, on the other hand, into the protrusion of the nozzle fixed element 19, providing linear return the movement of the nozzle movable element 20 and the nozzle tip 21 along the direction of movement of the two flows, one of which enters the inner channel of the hollow cylindrical tube 17 of the active input of the ejector 3 by pipe oprovodu 18, and the other - in the annular channel 16 the active input of the ejector 3 through the line 15.

На трубопроводе 1, соединяющем линию подвода перекачиваемой продукции скважин с пассивным входом 2 эжектора 3, установлен датчик давления 23, соединенный со станцией управления 24 погружного электродвигателя 12 шурфовой насосной установки, а также обратный клапан 4, препятствующий обратному перетоку транспортируемой смеси из эжектора обратно в линию подвода продукции скважин.A pressure sensor 23 is installed on the pipeline 1 connecting the supply line of the pumped well products to the passive inlet 2 of the ejector 3 and connected to the control station 24 of the submersible electric motor 12 of the pit pump installation, as well as a check valve 4, which prevents the overflow of the transported mixture from the ejector back to the line supply of well products.

Работа автоматизированной установки для перекачки и сепарации продукции скважин заключается в следующем.The work of an automated installation for pumping and separation of well products is as follows.

Перед входом в эжектор 3, перекачиваемая продукция скважин разделяется на два потока: первый поток, состоящий в основном из нефти и пластовой воды, поступает по трубопроводу 1 на пассивный вход 2 эжектора 3. Второй поток, состоящий в основном из газа (газонасыщенный поток), через патрубок от линии подвода продукции скважин по трубопроводу 18 поступает во внутренний канал полой ступенчатой цилиндрической трубки 17 активного входа эжектора 3.Before entering the ejector 3, the pumped production of the wells is divided into two streams: the first stream, which consists mainly of oil and produced water, enters through the pipe 1 to the passive inlet 2 of the ejector 3. The second stream, which consists mainly of gas (gas-saturated stream), through the pipe from the supply line of the production of wells through the pipe 18 enters the inner channel of the hollow stepped cylindrical tube 17 of the active input of the ejector 3.

Информация о параметрах потока продукции скважин, в частности, величина давления потока, проходящего по трубопроводу 1 на пассивный вход 2 эжектора 3, считывается датчиком давления 23, установленным на трубопроводе 1, и передается на станцию управления 24 погружным электродвигателем 12 шурфовой насосной установки, размещенной в шурфе 11. После обработки полученных данных, частотный преобразователь станции управления 24 настраивается на минимальную расчетную частоту тока, при которой ПЭД 12 шурфовой насосной установки потребляет минимальное количество электроэнергии для обеспечения оптимального режима работы электроцентробежного насоса 13.Information about the parameters of the well production flow, in particular, the pressure value of the flow passing through the pipeline 1 to the passive inlet 2 of the ejector 3, is read by the pressure sensor 23 installed on the pipeline 1 and transmitted to the control station 24 by the submersible motor 12 of the pit pump installation located in pit 11. After processing the received data, the frequency converter of the control station 24 is tuned to the minimum rated current frequency at which the PED 12 of the pit pumping unit consumes the minimum lichestvo electricity to ensure optimal operation of the pump 13 electrocentrifugal.

Рабочая водонефтяная смесь, через НКТ 14, с большой скоростью поступает по трубопроводу 15 из шурфовой насосной установки в кольцевой канал 16 активного входа эжектора 3, образует кольцевую струю на выходе из сопловой части и создает разрежение внутри эжектора 3, при этом внутренняя поверхность кольцевой струи эжектирует газовый поток, поступающий из трубки 17, а наружная поверхность кольцевой струи рабочей водонефтяной смеси, выходящей из кольцевого канала эжектора 3, за счет высокой скорости и образовавшегося разряжения эжектирует (втягивает в себя) поток продукции скважин, поступающий через пассивный вход 2. Далее, в расширяющемся выходном диффузоре эжектора 3, скорость потока, состоящего из рабочей водонефтяной смеси, газонасыщенного потока и потока продукции скважин, уменьшается, давление возрастает и поток выталкивается далее из эжектора 3, через обратный клапан 6 в трубопровод 5 по направлению к входу сепарационной установки 7 уже с повышенным давлением, необходимым для транспортирования в напорный трубопровод.The working oil-water mixture, through the tubing 14, enters at high speed through the pipe 15 from the pit pump installation into the annular channel 16 of the active inlet of the ejector 3, forms an annular jet at the outlet of the nozzle part and creates a vacuum inside the ejector 3, while the inner surface of the annular jet ejects the gas stream coming from the tube 17, and the outer surface of the annular jet of the working oil-water mixture exiting the annular channel of the ejector 3, due to the high speed and the resulting vacuum, ejects (retracting includes) the flow of well products coming through the passive inlet 2. Further, in the expanding outlet diffuser of the ejector 3, the flow rate, consisting of the working oil-water mixture, gas-saturated flow and the flow of well production, decreases, the pressure increases and the flow is pushed further from the ejector 3 through the check valve 6 into the pipeline 5 towards the inlet of the separation unit 7 already with the increased pressure necessary for transportation to the pressure pipe.

После прохождения сепарационной установки 7, часть отсепарированной перекачиваемой продукции скважин под давлением, необходимым для транспортирования, направляется по трубопроводу 5 в напорный транспортный трубопровод 8, а другая часть потока, отсепарированная от газа, в виде рабочей водонефтяной смеси, через выход 9 сепарационной установки 7 по трубопроводу 10 направляется в межтрубное пространство шурфа 11 с расположенной в ней шурфовой насосной установкой. Из межтрубного пространства шурфа 11, герметичность которого обеспечивается скважинным устьевым оборудованием, рабочая водонефтяная смесь поступает на прием ЭЦН 13, и далее под высоким давлением, по внутреннему каналу НКТ 14 и трубопроводу 15 поступает в кольцевой канал 16 активного входа эжектора 3. Далее процесс повторяется.After passing through the separation unit 7, part of the separated pumped well products under pressure necessary for transportation is sent through pipeline 5 to the pressure transport pipeline 8, and the other part of the stream, separated from the gas, in the form of a working oil-water mixture, through the outlet 9 of the separation unit 7 the pipeline 10 is directed into the annulus of the pit 11 with the pit pump installation located therein. From the annular space of the pit 11, the tightness of which is ensured by the wellhead equipment, the working oil-water mixture is received at the ESP 13, and then, under high pressure, through the internal channel of the tubing 14 and pipe 15 enters the annular channel 16 of the active input of the ejector 3. The process is repeated.

Так, в действующей в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» автоматизированной установке перекачки и сепарации продукции скважин, в нормальном режиме, рабочая водонефтяная смесь с высоким давлением, например, 8,0-18,0 МПа, поступив через кольцевой канал 16 активного входа в эжектор 3, эжектирует (втягивает в себя) жидкостно-газовый поток продукции скважин с низким давлением, например, 0,1-1,2 МПа, поступающий по трубопроводу 1 через пассивный вход 2 эжектора 3, а также одновременно эжектирует газонасыщенный поток с низким давлением, например 0,1-1,2 МПа, поступающий через внутренний канал полой ступенчатой цилиндрической трубки 17 по трубопроводу 18. Обратный клапан 4 препятствует перетоку смеси потоков с большим давлением обратно в транспортный трубопровод 1. После этого, смесь потоков под давлением порядка 2-4 МПа, необходимым для перекачки и сепарации, транспортируется через выходной диффузор эжектора 3 в сепарационную установку 7, при этом обратный клапан 6 препятствует обратному перетоку смеси в случае, если давление в сепарационной установке 7 несанкционированно превысит давление в эжекторе 3. При заданном расчетном значении объема и давления перекачиваемой жидкостно-газовой смеси, ПЭД 12 шурфовой насосной установки работает с первоначально заданной минимальной мощностью (на минимальных оборотах и частоте тока), обеспечивая необходимое давление транспортирования перекачиваемой продукции скважин. При этом элементы узла регулировки давления, включающего неподвижный сопловой элемент 19, подвижный сопловой элемент 20 с наконечником 21 и пружина 22 находятся в первоначальном исходном положении.So, in the automated installation for pumping and separating well products at LUKOIL-PERM LLC, in normal mode, a working oil-water mixture with high pressure, for example, 8.0-18.0 MPa, enters through the annular channel 16 of the active entrance to the ejector 3, ejects (draws in) a liquid-gas flow of low-pressure well products, for example, 0.1-1.2 MPa, coming through pipeline 1 through the passive inlet 2 of ejector 3, and also ejects a gas-saturated low-pressure flow, for example 0.1-1.2 MPa coming through the internal channel of the hollow stepped cylindrical tube 17 through the pipe 18. The check valve 4 prevents the flow of the mixture of flows with high pressure back into the transport pipeline 1. After that, the mixture of flows under pressure of about 2-4 MPa, necessary for pumping and separation, is transported through the outlet diffuser the ejector 3 to the separation unit 7, while the check valve 6 prevents the backflow of the mixture if the pressure in the separation unit 7 unauthorized exceeds the pressure in the ejector 3. When specified th calculated value of the volume and pressure of the pumped liquid-gas mixture, the downhole submersible pumping unit 12 operates initially with a predetermined minimum power (at minimum speed and the current frequency), providing the necessary pressure conveying pumped wells products. At the same time, the elements of the pressure control unit, including the fixed nozzle element 19, the movable nozzle element 20 with the tip 21, and the spring 22 are in the initial initial position.

При несанкционированном скачке давления в линии подвода перекачиваемой жикостно-газовой смеси продукции скважин, которое может привести, например, к порывам трубопровода, повышается также и давление трубопроводе 1. В этом случае сигнал на увеличение частоты тока с датчика давления 23 поступает в частотный преобразователь станции управления 24, что приводит к увеличению числа оборотов двигателя 12, а следовательно, и к увеличению мощности ЭЦН 13.In case of an unauthorized pressure jump in the supply line of the pumped liquid-gas mixture of the well products, which can lead, for example, to gusts of the pipeline, the pressure of pipeline 1 also increases. In this case, a signal to increase the frequency of the current from the pressure sensor 23 enters the frequency converter of the control station 24, which leads to an increase in the number of revolutions of the engine 12, and therefore to an increase in the power of the ESP 13.

В результате этого, поток рабочей водонефтяной смеси из шурфовой насосной установки направляется в трубопровод 15 с повышенным, относительно первоначального, давлением, и, поступив в кольцевой канал 16 активного входа эжектора 3, воздействует на узел регулировки давления таким образом, что превысив усилие сжатия пружины 22, сдвигает по направлению движения потоков, поступающих через активный вход эжектора 3, сопловой подвижный элемент 20 и жестко соединенный с ним сопловой наконечник 21. В результате этого, площадь кольцевого проходного сечения между внутренней боковой поверхностью соплового наконечника 21 и наружной боковой поверхностью полой цилиндрической трубки 17 увеличивается, позволяя увеличить объем проходящей в зазор рабочей водонефтяной смеси, и соответственно увеличить объем эжектируемой перекачиваемой продукции скважин, поступающей через пассивный вход 2 эжектора 3, что и приводит к снижению давления в трубопроводе 1 подачи продукции скважин. После получения сигнала с датчика давления 23 в частотный преобразователь станции управления 24 о снижении давления в трубопроводе 1, снижается частота тока, уменьшается число оборотов вала погружного электродвигателя 12, что приводит к снижению производительности насоса 13 шурфовой насосной установки, а следовательно, к падению давления трубопроводе 15.As a result of this, the flow of the working oil-water mixture from the pit pumping unit is sent to the pipeline 15 with a higher pressure relative to the initial one, and, having entered the annular channel 16 of the active inlet of the ejector 3, acts on the pressure control unit in such a way that exceeding the compression force of the spring 22 shifts in the direction of motion of the flows coming through the active input of the ejector 3, the nozzle movable element 20 and the nozzle tip 21 rigidly connected to it, As a result of this, the area of the annular passage section between the inner lateral surface of the nozzle tip 21 and the outer lateral surface of the hollow cylindrical tube 17 increases, allowing you to increase the volume of the working oil-water mixture passing into the gap, and accordingly increase the volume of the ejected pumped production of the wells entering through the passive inlet 2 of the ejector 3, which leads to a decrease pressure in the pipeline 1 supply of well products. After receiving a signal from the pressure sensor 23 to the frequency converter of the control station 24 about reducing the pressure in the pipeline 1, the current frequency decreases, the number of revolutions of the shaft of the submersible motor 12 decreases, which leads to a decrease in the productivity of the pump 13 of the pit pump installation, and, consequently, to a pressure drop in the pipeline fifteen.

После снижения давления в трубопроводе 15, подводящем рабочий водонефтяной поток в кольцевой канал 16 активного входа эжектора 3, пружина 22 разжимается, возвращая сопловой подвижный элемент 20 с наконечником 21 в исходное положение, при этом площадь кольцевого проходного сечения между внутренней боковой поверхностью соплового наконечника 21 и наружной боковой поверхностью полой цилиндрической трубки 17 приводится к первоначальной величине. Процесс перекачки и сепарации продукции скважин в напорный трубопровод повторяется.After reducing the pressure in the pipeline 15, which supplies the working oil-water flow to the annular channel 16 of the active inlet of the ejector 3, the spring 22 is opened, returning the nozzle movable element 20 with the tip 21 to its original position, while the area of the annular cross-section between the inner side surface of the nozzle tip 21 and the outer lateral surface of the hollow cylindrical tube 17 is reduced to the original value. The process of pumping and separation of well products into the pressure pipe is repeated.

Предлагаемая полезная модель реализована с положительным результатом в цехе добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».The proposed utility model was implemented with a positive result in the oil and gas production workshop of LUKOIL-PERM LLC.

Claims

1. An automated installation for pumping and separating well products, including an ejector, a separation unit, a pit pump installation, wherein the passive inlet of the ejector is connected by a pipe to the supply line for the wells, part of the active inlet of the ejector through the internal channel of a hollow stepped cylindrical tube located concentrically inside the ejector, connected by a pipeline to the gas-saturated flow supply line, and the annular channel of the active input of the ejector, formed by the inner side surface of the nozzle th part of the ejector and the outer lateral surface of the hollow stepped cylindrical tube is connected by a pipeline to the outlet of the pit pump installation, and the ejector exit is connected by a pipe to the input of the separation unit, one of the outputs of which is connected to the transport pressure pipe, and the other output of the separation unit is connected by a pipe to the input of the pit pump installation, including a submersible electric motor connected in series, an electric centrifugal pump, a tubing and wellhead equipment pit hole, characterized in that on the pipeline connecting the passive inlet of the ejector to the supply line of the pumped production of wells, a pressure sensor is installed connected to the frequency converter of the control station of the pit pump installation, while a pressure adjustment unit including a nozzle fixed element is placed inside the nozzle part of the ejector mounted concentrically in it with a gap nozzle movable element with a rigidly connected nozzle tip, while the minimum outer diameter of the nozzle on the rod end corresponds to the diameter of the outlet of the central channel of the hollow truncated cone of the fixed nozzle element, and the minimum diameter of the inner central channel of the nozzle tip exceeds the minimum outer diameter of the side surface of the hollow stepped cylindrical tube, while the pressure control unit also includes a compression spring mounted concentrically on the outer side surface of the movable nozzle element.

2. The automated installation for pumping and separation of well products according to claim 1, characterized in that check valves are installed on the pipeline for supplying the pumped products to the passive inlet of the ejector and on the pipeline connecting the outlet of the ejector and the input of the separation unit.