RU2156893C1 - Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области струйной техники. Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы включает подачу газожидкостной смеси на вход системы, сепарацию смеси, нагнетание насосом отсепарированной жидкости и эжектирование ею газожидкостной смеси. В процессе эжектирования в приемной камере эжектора поддерживают объемное газосодержание газожидкостной смеси в диапазоне 20 - 80%, а давление - не менее 0,2 МПа. В результате повышается КПД насосно-эжекторной системы. 6 з.п.ф-лы, 6 ил.

Description

Изобретение относится к струйной технике и может найти применение в нефтегазовой промышленности, теплоэнергетике и других отраслях народного хозяйства.

Известен способ работы насосно-эжекторной системы, включающий подачу газожидкостной смеси на вход системы, сепарацию смеси, нагнетание отсепарированной жидкости и эжектирование ею отсепарированого газа (авторское свидетельство SU N 1401164, кл. F 04 F 5/54, 1988).

Недостаток указанного способа заключается в низкой производительности системы, обусловленной неоптимальным соотношением между расходами жидкости и газа, не обеспечивающим полноценного энергообмена между пассивным и активным потоками.

Наиболее близким к заявляемому техническим решением является способ работы насосно-эжекторной системы, включающий подачу газожидкостной смеси на вход системы, сепарацию смеси, нагнетание отсепарированной жидкости и эжектирование ею отсепарированного газа, при этом часть газожидкостной смеси, подаваемой на вход системы, отбирают и направляют совместно с потоком отсепарированного газа на эжектирование нагнетаемой отсепарированной жидкостью (патент RU N 2016265, кл. F 04 F 5/54, 1994).

Однако, хотя упомянутый способ и повышает производительность системы, он не обеспечивает высоких КПД, так как в зоне высоких производительностей КПД насосно-эжекторных систем минимален.

Задачей изобретения является увеличение КПД насосно-эжекторной системы за счет оптимизации ее работы и обеспечения улучшения энергообмена между взаимодействующими потоками.

Поставленная задача достигается тем, что в способе регулирования работы насосно-эжекторной системы, включающем подачу газожидкостной смеси на вход системы, сепарацию смеси, нагнетание насосом отсепарированной жидкости и эжектирование ею газожидкостной смеси, согласно изобретению, в процессе эжектирования в приемной камере эжектора поддерживают объемное газосодержание газожидкостной смеси в диапазоне 20-80%, а давление - не менее 0.2 МПа.

В предпочтительных вариантах реализации способа, поддержание заданного объемного газосодержания и давления в приемной камере эжектора осуществляют следующими путями:
- совместно с эжектируемой газожидкостной смесью в приемную камеру эжектора подают часть газожидкостной смеси, поступающей на вход в систему, и/или часть газожидкостной смеси с выхода системы, и/или часть от сепарированной жидкости из жидкостной линии сепаратора, и/или часть газа из газовой линии сепаратора, и/или часть жидкости с выхода насоса;
- в приемную камеру эжектора дополнительно подают заданное количество газожидкостной смеси;
- отводят из системы часть отсепарированной жидкости после сепаратора и/или часть газа после сепаратора, и/или часть жидкости после насоса;
- при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины путем выбора глубины погружения эжектора под динамический уровень и/или изменения давления в затрубном пространстве скважины;
- при откачке газожидкостной смеси из трубопровода с переменным по длине объемным содержанием газа путем выбора точки присоединения приемной камеры эжектора к точке трубопровода со значениями объемного газосодержания и давления, соответствующими заданным;
- при снижении устьевых давлений добывающих скважин путем изменения давления на устье скважины.

На фиг. 1 представлена общая схема устройства для осуществления предлагаемого способа, на фиг. 2 - схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины для случая наземного размещения газосепаратора и насоса, на фиг. 3 - схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины для случая размещения всей насосно-эжекторной системы в скважине, на фиг. 4 - схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из трубопровода с переменным по длине объемным газосодержанием, на фиг. 5 - схема устройства для осуществления предлагаемого способа для снижения устьевого давления добывающих скважин, на фиг. 6 - результаты испытаний способа для случая откачки водовоздушной смеси на лабораторном стенде РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Устройство для осуществления способа регулирования работы насосно-эжекторной системы содержит (фиг. 1) входной трубопровод 1 газожидкостной смеси, сепаратор 2 с жидкостной 3 и газовой 4 линиями, насос 5, эжектор 6 с приемной камерой 7, линией подвода в приемную камеру 7 эжектора 6 эжектируемой среды 8, линию подачи газожидкостной смеси потребителю 9, линию отбора части газожидкостной смеси со входа системы 10 с регулирующим элементом 11, и/или линию отбора части газожидкостной смеси 12 из линии 9 с регулирующим элементом 13, и/или линию отбора части отсепарированной жидкости 14 из линии 3 с регулирующим элементом 15, и/или линию отбора части жидкости 16 с выхода насоса 5 с регулирующим элементом 17, и/или линию дополнительного подвода эжектируемой среды 18 с регулирующим элементом 19, и/или линию отвода из системы газа 20 с регулирующим элементом 21, и/или линию отвода из жидкостной линии 3 части жидкости 22 с регулирующим элементом 23, и/или линию отвода с выхода насоса 5 части жидкости 24 с регулирующим элементом 25.

Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы осуществляется следующим образом.

Газожидкостную смесь подают на вход системы по входному трубопроводу 1. В сепараторе 2 смесь разделяют на газ и жидкость. Жидкость но жидкостной линии 3 подают в насос 5 и нагнетают в активное сопло эжектора 6 (на фиг. 1 не показано). При этом часть жидкости из жидкостной линии 3 по линии 22 и/или часть жидкости с выхода насоса 5 по линии 24 могут отводить из системы. Изменение расхода упомянутых отбираемых частей жидкости могут осуществлять регулирующими элементами 23 и 25 соответственно. Отсепарированный газ по газовой линии 4 подают в линию подвода в приемную камеру 7 эжектора 6 эжектируемой среды 8, или по линии отвода части газа 20 с регулирующим элементом 21 отводят из системы, или часть отсепарированного газа по газовой линии 4 подают в линию подвода в приемную камеру 7 эжектора 6 эжектируемой среды 8, а часть - по линии отвода газа 20 с регулирующим элементом 21 отводят из системы.

Для улучшения энергообмена между нагнетаемой рабочей жидкостью и эжектируемой средой отводят и направляют совместно с эжектируемой средой в приемную камеру 7 эжектора 6: по линии 10 часть газожидкостной смеси, поступающей в систему по входному трубопроводу 1, и/или по линии 12 часть газожидкостной смеси, поступающей потребителю по линии 9, и/или по линии 14 часть отсепарированной жидкости из жидкостной линии 3, и/или по линии 16 часть жидкости с выхода насоса 5. По линии 18 могут осуществлять дополнительный подвод газожидкостной смеси. Расход отбираемой части газожидкостной смеси, поступающей в систему по входному трубопроводу 1, можно изменять регулирующим элементом 11, расход отбираемой части газожидкостной смеси, поступающей к потребителю по линии 9 - регулирующим элементом 13, расход отбираемой из жидкостной линии 3 части отсепарированной жидкости - регулирующим элементом 15, расход отбираемой с выхода насоса 5 части жидкости - регулирующим элементом 17, расход дополнительно подводимой газожидкостной смеси - регулирующим элементом 19.

Экспериментально установлено, что для оптимизации работы насосно-эжекторной системы объемное содержание газа в приемной камере эжектора необходимо поддерживать в пределах 20-80%, а давление в приемной камере 7 эжектора 6 - не менее 0.2 МПа, что видно из графика, представленного на фиг. 6. Для общей схемы устройства для осуществления предлагаемого способа, приведенной на фиг. 1, это делают путем изменения расхода отбираемой части газожидкостной смеси, поступающей в систему по входному трубопроводу 1, и/или отбираемой части газожидкостной смеси из линии 9, и/или отбираемой части отсепарированной жидкости из жидкостной линии 3, и/или отбираемой части газа из газовой линии 4, и/или отбираемой части жидкости с выхода насоса 5, и/или дополнительно подаваемой по линии 18 газожидкостной смеси.

На фиг. 2 представлена схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины для случая наземного размещения сепаратора 2 и насоса 5. Скважина 26 эксплуатирует нефтяной пласт 27, имеющий интервал перфорации 28. В указанном случае поддержание объемного содержания газа в приемной камере 7 эжектора 6 в пределах 20-80% осуществляют за счет выбора глубины погружения H эжектора 6 под динамический уровень 29 и/или изменением давления в затрубном пространстве скважины 30 с помощью регулирующего элемента 31. Газожидкостную смесь подают на вход системы по входному трубопроводу 1. В сепараторе 2 смесь разделяют на газ и жидкость. Жидкость по жидкостной линии 3 подают в насос 5 и нагнетают в активное сопло эжектора 6 (на фиг. 2 не показано). При этом часть жидкости из жидкостной линии 3 по линии 22 и/или часть жидкости с выхода насоса 5 по линии 24 могут отводить из системы. Изменение расхода упомянутых отбираемых частей жидкости могут осуществлять регулирующими элементами 23 и 25 соответственно. Для улучшения энергообмена между нагнетаемой рабочей жидкостью и эжектируемой средой отводят и направляют совместно с эжектируемой средой в приемную камеру 7 эжектора 6 по линии 16 часть жидкости с выхода насоса 5. Расход отбираемой части жидкости с выхода насоса 5 можно изменять регулирующим элементом 17. По линии 18 осуществляют дополнительный подвод эжектируемой среды из затрубного пространства скважины 30. Отсепарированный газ из газовой линии 4 подают в линию подвода газа 32 в затрубное пространство скважины 30, или по линии отвода части газа 20 с регулирующим элементом 21 отводят из системы, или часть отсепарированного газа из газовой линии 4 подают в линию подвода газа 32 в затрубное пространство скважины 30, а часть - по линии отвода газа 20 с регулирующим элементом 21 отводится из системы. Опуская эжектор 6 вниз за счет удлинения линии 9, увеличивают глубину погружения эжектора 6 под динамический уровень 29 Н. С увеличением H возрастает гидростатическое давление на этой глубине, количество выделившегося из жидкости газа на глубине H уменьшается, и газосодержание в приемной камере 7 эжектора 6 уменьшается. Поднимая эжектор 6 вверх за счет укорочения линии 9, уменьшают глубину погружения эжектора 6 под динамический уровень 29 H. С уменьшением H падает гидростатическое давление на этой глубине, количество выделившегося из жидкости газа на глубине H увеличивается, и газосодержание в приемной камере 7 эжектора 6 увеличивается. Изменяя объем газа, поступающего в затрубное пространство скважины 30 по линии 32 с помощью регулирующего элемента 31, можно изменять давление в затрубном пространстве скважины 30, а следовательно, и газосодержание и давление в приемной камере 7 эжектора 6.

На фиг. 3 представлена схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины для случая размещения в ней всей насосно-эжекторной системы. Газожидкостную смесь подают на вход системы по входному трубопроводу 1. В сепараторе 2 смесь разделяют на газ и жидкость. Жидкость по жидкостной линии 3 подают в насос 5 и нагнетают в активное сопло эжектора 6 (на фиг. 3 не показано). Отсепарированный газ по газовой линии 4 подают в линию подвода в приемную камеру 7 эжектора 6 эжектируемой среды 8, или по линии отвода части газа 20 с регулирующим элементом 21 отводят в затрубное пространство скважины 30, или часть отсепарированного газа по газовой линии 4 подают в линию подвода в приемную камеру 7 эжектора 6 эжектируемой среды 8, а часть - по линии отвода газа 20 с регулирующим элементом 21 отводят в затрубное пространство скважины 30.

Для улучшения энергообмена между нагнетаемой рабочей жидкостью и эжектируемой средой отводят и направляют совместно с эжектируемой средой в приемную камеру 7 эжектора 6: по линии 12 часть газожидкостной смеси, посылающей потребителю по линии 9, и/или по линии 14 часть отсепарированной жидкости из жидкостной линии 3, и/или по линии 16 часть жидкости с выхода насоса 5. По линии 18 осуществляют дополнительный подвод эжектируемой среды из затрубного пространства скважины 30. Расход отбираемой части газожидкостной смеси, поступающей к потребителю по линии 9, изменяют регулирующим элементом 13, расход отбираемой из жидкостной линии 3 части отсепарированной жидкости - регулирующим элементом 15, расход отбираемой с выхода насоса 5 части жидкости - регулирующим элементом 17.

По линии 32 с регулирующим элементом 31 часть газа могут отводить из затрубного пространства скважины 30. Упуская или поднимая эжектор 6 вниз за счет удлинения или укорочения линии 9, увеличивают или уменьшают глубину погружения эжектора 6 под динамический уровень 29 Н. При этом процесс изменения газосодержания и давления в приемной камере 7 эжектора 6 остается аналогичным оному для фиг. 2. Изменяя объем газа, отводимого из затрубного пространства скважины 30 по линии 31 с помощью регулирующего элемента 32, можно изменять давление в затрубном пространстве скважины 30, а следовательно, и газосодержание и давление в приемной камере 7 эжектора 6.

На фиг. 4 представлена схема устройства для осуществления предлагаемого способа при откачке газожидкостной смеси из трубопровода 33 с переменным по длине объемным газосодержанием β. В этом случае поддержание объемного содержания газа в приемной камере эжектора в пределах 20-80%, а давления - не менее 0.2 МПa осуществляют за счет выбора точки присоединения приемной камеры эжектора 6 к трубопроводу 33 (на фиг. 3 - точка А).

На фиг. 5 представлен вариант схемы устройства для осуществления предлагаемого способа для снижения устьевого давления добывающих скважин. Скважина 26 эксплуатирует нефтяной пласт 27, имеющий интервал перфорации 28. Продукция скважины по трубопроводу 33 поступает потребителю. В этом случае поддержание объемного содержания газа в приемной камере 7 эжектора 6 в пределах 20-80%, а давления - не менее 0.2 МПа осуществляется путем изменения давления на устье скважины 26 с помощью регулирующего элемента 34.

На фиг. 6 представлены результаты испытаний способа для случая откачки водовоздушной смеси на лабораторном стенде РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

По экспериментальным точкам строились зависимости КПД системы от объемного содержания газа в приемной камере эжектора при различных давлениях в ней. Как видно из приведенных зависимостей, максимальные значения КПД соответствуют диапазону изменения упомянутого объемного содержания газа в пределах 20-80%. При этом давление в приемной камере 7 эжектора 6 должно быть не менее 0.2 МПа.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет эксплуатировать насосно-эжекторную систему в области наивыгоднейшего энергообмена между взаимодействующими потоками и существенно повышает КПД системы, что дает возможность значительно расширить область применения насосно- эжекторных систем.

Claims (7)

1. Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы, включающий подачу газожидкостной смеси на вход системы, сепарацию смеси, нагнетание насосом отсепарированной жидкости и эжектирование ею газожидкостной смеси, отличающийся тем, что в процессе эжектирования в приемной камере эжектора поддерживают объемное газосодержание газожидкостной смеси в диапазоне 20 - 80%, а давление - не менее 0,2 МПа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поддержание заданного объемного газосодержания и давления в приемной камере эжектора осуществляют путем подачи совместно с эжектируемой газожидкостной смесью в приемную камеру эжектора части газожидкостной смеси, поступающей на вход в систему, и/или части газожидкостной смеси с выхода системы, и/или части отсепарированной жидкости из жидкостной линии сепаратора, и/или части газа из газовой линии сепаратора, и/или части жидкости с выхода насоса.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для поддержания заданного объемного газосодержания и давления в приемную камеру эжектора дополнительно подают заданное количество газожидкостной смеси.

4. Способ по пп.1 - 3, отличающийся тем, что для поддержания заданного объемного газосодержания и давления в приемной камере эжектора отводят из системы часть отсепарированной жидкости после сепаратора, и/или часть газа после сепаратора и/или часть жидкости после насоса.

5. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что при откачке газожидкостной смеси из нефтяной скважины поддержание заданного объемного содержания газа и давления в приемной камере эжектора осуществляют путем выбора глубины погружения эжектора под динамический уровень и/или изменения давления в затрубном пространстве скважины.

6. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что при откачке газожидкостной смеси из трубопровода с переменным по длине объемным содержанием газа поддержание последнего и давления в приемной камере эжектора осуществляют путем выбора точки присоединения приемной камеры эжектора к точке трубопровода со значениями объемного газосодержания и давления, соответствующими заданным.

7. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что при снижении устьевых давлений добывающих скважин поддержание заданного объемного содержания газа и давления в приемной камере эжектора осуществляют путем изменения давления на устье скважины.

Images