RU2057907C1 - Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive - Google Patents
Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive Download PDFInfo
- Publication number
- RU2057907C1 RU2057907C1 RU93019999A RU93019999A RU2057907C1 RU 2057907 C1 RU2057907 C1 RU 2057907C1 RU 93019999 A RU93019999 A RU 93019999A RU 93019999 A RU93019999 A RU 93019999A RU 2057907 C1 RU2057907 C1 RU 2057907C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- frequency
- well
- fluid
- flow
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами. The invention relates to oil production and can be used for the operation of low-production wells equipped with electric pumps, in particular submersible centrifugal electric pumps.
Известен способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом, основанный на периодической его работе с отключением приводного электродвигателя при заданном значении давления на приеме насоса и последующем запуске по истечении установленной для данной скважины продолжительности технологической паузы [1]
Характерной особенностью данного способа является ограниченное регулирование производительности насоса путем изменения противодавления на устье скважины и сложность задания продолжительности технологической паузы, в течение которой происходит слив жидкости из подъемных труб в скважину и восстановление притока пластовой жидкости, а это не обеспечивает эффективного регулирования режимов эксплуатации скважины.A known method of operating a low-rate well with an electric pump, based on its periodic operation with turning off the drive motor at a given value of pressure at the pump intake and subsequent start-up after the set technological break for the well has expired [1]
A characteristic feature of this method is the limited regulation of the pump performance by changing the back pressure at the wellhead and the difficulty of setting the duration of the technological pause during which the fluid is drained from the riser pipes into the well and the formation fluid is restored, which does not effectively control the well operating conditions.
Наиболее близким по совокупности признаков и технической сущности к предлагаемому изобретению является способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом, основанный на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну подъемных труб при повышенной в сравнении с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне подъемных труб, с последующим отключением насоса и сливом жидкости из колонны труб через насос в скважину [2]
Недостатком известного способа является ограничение притока жидкости из пласта в скважину в результате систематического слива жидкости из колонны подъемных труб и неконтролируемость процесса восстановления в скважине после прекращения подачи насоса.The closest in combination of features and technical nature to the proposed invention is a method of operating a low-flow well electric pump with a variable frequency drive, based on the regulation of the rate of fluid flow from the formation into the well by periodically repeating cycles, each of which consists of sequentially carried out processes of starting the pump with increasing the frequency of the supply voltage, the fluid supply by the pump to the column of lifting pipes at a higher than nominal value to reduce the frequency and supply pump zero by lowering the frequency of the supply voltage after reaching a predetermined pressure in the tubing string, followed by disconnecting the pump and the discharge of fluid from the tubing string into the well through a pump [2]
The disadvantage of this method is to limit the flow of fluid from the reservoir into the well as a result of the systematic discharge of fluid from the column of lifting pipes and the uncontrolled recovery process in the well after the pump is stopped.
Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, обусловлена особенностью эксплуатации малодебитной скважины, производительность которой мала и выходит из области возможностей согласования с электронасосом. Поэтому откачку жидкости из такой скважины приходится периодически прекращать с целью необходимого накопления жидкости в скважине за счет притока пластовой продукции, однако, при реализации известных способов процесс восстановления происходит в скважине при отключенном состоянии насоса от источника напряжения питания, жидкость, находящаяся в колонне подъемных труб под избыточным давлением сливается в скважину и этот процесс не удается предотвратить известными способами, в том числе, например, с помощью глубинных обратных клапанов, устанавливаемых на выкиде электронасоса. В результате снижается эффективность откачки жидкости, искажается процесс восстановления, уменьшается приток жидкости из пласта из-за опережающего слива жидкости из подъемных труб в скважину. При этом запуск насоса до завершения слива затруднен и может привести к аварии насосного агрегата, а вынужденное увеличение продолжительности отключения насоса не эффективно из-за падения притока пластовой продукции. Выход из данного положения не позволяют реализовать известные технические решения. The task to which the claimed invention is directed is due to a feature of operating a low-production well whose productivity is small and goes beyond the scope of matching with an electric pump. Therefore, the pumping of fluid from such a well has to be periodically stopped with the aim of the necessary accumulation of fluid in the well due to the influx of reservoir products, however, when implementing the known methods, the recovery process occurs in the well when the pump is disconnected from the power supply, the fluid located in the column of lifting pipes under excess pressure merges into the well and this process cannot be prevented by known methods, including, for example, using deep check valves, Installed on the electric pump. As a result, the efficiency of fluid pumping is reduced, the recovery process is distorted, the flow of fluid from the reservoir is reduced due to the outflow of fluid from the riser pipes into the well. At the same time, starting the pump before the discharge is complete is difficult and can lead to a failure of the pump unit, and a forced increase in the duration of shutdown of the pump is not effective due to a decrease in the influx of formation products. The way out of this situation does not allow the implementation of well-known technical solutions.
По своей сущности предлагаемый способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом основан на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну подъемных труб при повышенной по сравнению с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне подъемных труб с последующим отключением насоса и сливом жидкости из колонны подъемных труб через насос в скважину и отличается от прототипа тем, что при прекращении подачи насоса в цикле предотвращают слив жидкости из колонны подъемных труб через насос в скважину путем регулирования напора, развиваемого насосом при нулевой подаче изменением частоты питающего напряжения в соответствии с восстановлением давления в скважине и в колонне подъемных труб, происходящем под действием притока жидкости из пласта. Возобновляют подачу насоса в цикле переводом его на повышенную частоту после заданного восстановления за счет притока пластовой продукции, но не позднее истечения заданного времени работы насоса в режиме нулевой подачи. Регулируют частоту напряжения в процессе восстановления в цикле из условия поддержания наибольшей частоты, при которой насос еще не возобновляет подачу жидкости. In essence, the proposed method of operating a low-flow well of an electric pump with a variable frequency drive is based on controlling the rate of fluid flow from the formation into the well by periodically repeating cycles, each of which consists of sequentially carried out processes of starting the pump with an increasing frequency of the supply voltage, pumping the fluid into the column lifting pipes at an increased frequency compared to the nominal value and reducing the pump flow to zero by lowering the frequencies supply voltage after reaching a predetermined pressure in the column of lifting pipes with subsequent shutdown of the pump and draining the liquid from the column of lifting pipes through the pump into the well and differs from the prototype in that when the pump is stopped in the cycle, the liquid is drained from the column of lifting pipes through the pump into the well by regulating the pressure developed by the pump at zero supply by changing the frequency of the supply voltage in accordance with the restoration of pressure in the well and in the column of lifting pipes, box under the influence of fluid flow from the reservoir. Resume the pump in the cycle by transferring it to an increased frequency after a given recovery due to the influx of reservoir products, but no later than the expiration of the specified pump operation time in zero flow mode. Regulate the frequency of the voltage during the recovery process in the cycle from the condition of maintaining the highest frequency at which the pump still does not resume the flow of fluid.
На фиг. 1 представлена схема установки насоса с частотно-регулируемым приводом, с помощью которой осуществляется способ эксплуатации скважины 1. Установка содержит скважинный насос 2 на колонне 3 подъемных труб, приводной электродвигатель 4 с токоподводящим электрокабелем 5, тиристорный преобразователь 6 частоты, управляющее устройство 7, датчик 8 давления в колонне подъемных труб, датчик 9 частоты выходного напряжения преобразователя 6, датчик 10 контроля мощности, потребляемой электродвигателем 4, датчик 11 напряжения электронасоса в режиме турбинного вращения, датчик 12 давления в скважине на глубине спуска насоса 2 и датчик 13 температуры электродвигателя 4. In FIG. 1 shows a installation diagram of a pump with a variable frequency drive, with which a method of operating a
На фиг.2 представлена блок-схема алгоритма осуществления способа. Figure 2 presents a block diagram of an algorithm for implementing the method.
На фиг. 3 представлены обобщенные характеристики центробежного насоса с выделенными областями срыва подачи, траекториями перемещения рабочего режи- ма по условиям алгоритма, где левая область срыва (ЛОС) подачи насоса при работе на газожидкостных смесях (неустойчивость при малой подаче); правая область срыва (ПОС) подачи насоса при работе на газожидкостных смесях (неустойчивость при больших подачах); →_→_→- траектория рабочего режима насоса при осуществлении способа.In FIG. Figure 3 presents the generalized characteristics of a centrifugal pump with highlighted areas of supply disruption, trajectories of movement of the operating mode according to the algorithm, where left stall area (VOC) of the pump supply when working on gas-liquid mixtures (instability at low flow); the right stall area (PIC) of the pump supply when working on gas-liquid mixtures (instability at high flows); → _ → _ → - the trajectory of the operating mode of the pump during the implementation of the method.
Способ осуществляют по алгоритму, представленному на фиг.2, следующим образом. The method is carried out according to the algorithm presented in figure 2, as follows.
С помощью преобразователя 6 частоты включают (указание 1 на фиг.2) приводной электродвигатель 4 по электрокабелю 5 на напряжение пусковой частоты fпуск (фиг.2,3) до 10-20 Гц; после этого в течение нескольких секунд запускают электронасос 2 при увеличивающейся частоте питающего напряжения со скоростью +df/dt, до 10 Гц (указание 2, условие 2 на фиг.2; траектория 1 на фиг. 3) до заданной частоты, fзад. повышенной в сравнении с номинальным значением fн. и достаточной для выхода насоса 2 из левой области срыва подачи [4] при обеспечении устойчивой работы в режиме откачки жидкости из скважины 1 (указание 3, 4, 5 на фиг.2, траектория 2 на фиг.3). После со- здания заданного давления Рк Рзад в колонне 3 подъемных труб, контролируемого датчиком 8, в процессе работы насоса 2 на заданной частоте контролируют давление Рс в скважине 1, например, на глубине спуска насоса по показаниям датчика 12 давления термоманометрической системы и после достижения заданной величины давления (условие 6 на фиг.2) соответствующего, например, допускаемому на приеме электронасоса:
Pc= Pдоп= • Pнас•(0,198-0,18B) где μнд вязкость дегазированной нефти, мПа· с;
μнп- вязкость нефти в пластовых условиях, мПа· с,
Рнас. давление насыщения, МПа,
В обводненность пластовой продукции,
уменьшают до нуля подачу насоса путем снижения частоты питающего напряжения (указание 8, условие 7 на фиг.2, траектория 3 на фиг.3) со скоростью -df/dt, до 1-5 Гц/с. Регистрируют прекращение подачи насоса, например, с помощью датчика частоты 9 и датчика 10 мощности в момент, когда мощность, потребляемая электронасосом на заданной частоте, становится равной потребляемой мощности насоса в режиме нулевой подачи для этой же частоты, определенной по стендовым характеристикам (условие 7 на фиг.2).Using the
P c = P add = • P us • (0,198-0,18B) where μ nd viscosity of degassed oil, MPa · s;
μ np - oil viscosity in reservoir conditions, MPa · s,
P us. saturation pressure, MPa,
In water cut formation,
reduce the pump flow to zero by reducing the frequency of the supply voltage (
Далее оставляют насос в работе на достигнутой частоте питающего напряжения, обеспечивая необходимый напор для предотвращения слива жидкости в скважину 1. Скважину при этом переводят из режима откачки в режим восстановления, осуществляемого под действием притока жидкости из пласта (благодаря исключению слива жидкости из подъемных труб). В процессе восстановления (цикл по указанию 8, условиям 7, 9, 10 на фиг.2; траектория 4 на фиг.3) происходит подъем уровня жидкости и давления в скважине, поэтому для удержания насоса в режиме нулевой подачи (с напором, достаточным для предотвращения слива жидкости из колонны подъемных труб в скважину) в процессе восстановления с помощью управляющего устройства 7 систематически изменяют частоту выходного напряжения преобразователя 6 (указание 8, условия 7, 9, 10 на фиг. 2), поддерживая в каждый момент восстановления ее наибольшее значение, при котором насос еще не возобновляет подачу (не выходит из ЛОС) и в результате развивает напор, достаточный для предотвращения слива жидкости из подъемных труб в скважину. Then, the pump is left to work at the achieved frequency of the supply voltage, providing the necessary pressure to prevent the discharge of fluid into the
Перевод скважины из режима восстановления в режим откачки производят по достижении, например (условие 10 на фиг.2) давления на приеме насоса оптимальной величины:
Pc= Pопт= • Pнас•(0,325-0,316)•B
Для этого увеличивают частоту питающего напряжения (в соответствии с указанием 2 до выполнения условия 3 на фиг.2, траектория 5 на фиг.3) и далее, регулируют скорость притока жидкости из пласта периодическим повторением процессов откачки и восстановления в скважине, не допуская слива жидкости из колонны подъемных труб. Продолжительность процесса восстановления (условие 9 на фиг.2) без отключения насоса устанавливают индивидуально для скважины из условий, например, охлаждения двигателя 4 в потоке жидкости, создаваемом притоком ее из пласта в процессе восстановления (до нескольких минут). Режим откачки жидкости из скважины устанавливают, в дополнение к приведенным выше условиям, с учетом замены жидкости в скважине до глубины спуска двигателя 4 и насоса 2 и устойчивой подачи без срыва в ПОС, обусловленной снижением гидравлического КПД насоса.The well is transferred from the recovery mode to the pumping mode when, for example (
P c = P opt = • P us • (0.325-0.316) • B
To do this, increase the frequency of the supply voltage (in accordance with
После заданного восстановления давления в скважине, но не позднее истечения заданной продолжительности tв tзад. работы насоса в режиме нулевой подачи, возвращаются к откачке жидкости (указание 2 на фиг.2), диапазон изменения частоты при этом составляет от 40 до 65 Гц. Отметим, что по сигналу датчика 13 температуры t
Таким образом, предлагаемое изобретение расширяет возможности регулирования притока пластовой продукции; предотвращает ограничивающее влияние на дебит скважины слива жидкости из колонны подъемных труб; сокращает частоту повторных запусков электронасоса, которые затруднены, даже при частотном регулировании электронасосом. Thus, the present invention expands the possibilities of regulating the influx of reservoir products; prevents the limiting effect on the flow rate of a well from the discharge of fluid from a column of lifting pipes; reduces the frequency of repeated starts of the electric pump, which are difficult, even with the frequency control of the electric pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93019999A RU2057907C1 (en) | 1993-04-14 | 1993-04-14 | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93019999A RU2057907C1 (en) | 1993-04-14 | 1993-04-14 | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2057907C1 true RU2057907C1 (en) | 1996-04-10 |
RU93019999A RU93019999A (en) | 1996-10-20 |
Family
ID=20140510
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93019999A RU2057907C1 (en) | 1993-04-14 | 1993-04-14 | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2057907C1 (en) |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2007027124A1 (en) * | 2005-09-02 | 2007-03-08 | Nikolay Petrovich Kuzmichev | Method for a short-term well operation by means of an electrically-powered downhole pumping unit (kuzmichev method) |
WO2009113895A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Use of electric submersible pumps for temporary well operations |
US7624800B2 (en) | 2005-11-22 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sensing parameters in a wellbore |
RU2474675C1 (en) * | 2012-04-11 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation with electric pump with variable speed drive |
RU2553744C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-06-20 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive |
RU2612410C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Reservoir fluid lifting unit |
RU2664265C2 (en) * | 2013-10-01 | 2018-08-15 | Грундфос Холдинг А/С | Method of pump power control and pump |
RU2665007C1 (en) * | 2017-09-11 | 2018-08-24 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Method of pulsing well operation and device for implementation of method |
RU2677313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit |
RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
RU2814706C1 (en) * | 2023-06-14 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive |
-
1993
- 1993-04-14 RU RU93019999A patent/RU2057907C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1262026, кл. E 21B 43/00, 1986. * |
Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы - М.: Гостоптехиздат, 1957, с.126-129. * |
Cited By (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2007027124A1 (en) * | 2005-09-02 | 2007-03-08 | Nikolay Petrovich Kuzmichev | Method for a short-term well operation by means of an electrically-powered downhole pumping unit (kuzmichev method) |
EA012683B1 (en) * | 2005-09-02 | 2009-12-30 | Николай Петрович Кузьмичев | Method for a short-term-well operation by means of an electrically-powered down-hole pumping unit (kuzmichev method) |
US8087457B2 (en) | 2005-09-02 | 2012-01-03 | Nikolay Petrovich Kuzmichev | Method for a short-term well operation by means of an electrically-powered submersible pumping unit (Kuzmichev method) |
US7624800B2 (en) | 2005-11-22 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sensing parameters in a wellbore |
WO2009113895A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-09-17 | Schlumberger Canada Limited | Use of electric submersible pumps for temporary well operations |
RU2469182C2 (en) * | 2008-02-27 | 2012-12-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for performing well operations using submersible electric centrifugal pumps, and system for method's implementation |
RU2474675C1 (en) * | 2012-04-11 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation with electric pump with variable speed drive |
RU2664265C2 (en) * | 2013-10-01 | 2018-08-15 | Грундфос Холдинг А/С | Method of pump power control and pump |
RU2553744C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-06-20 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive |
RU2612410C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-03-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Reservoir fluid lifting unit |
RU2677313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit |
RU2665007C1 (en) * | 2017-09-11 | 2018-08-24 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Method of pulsing well operation and device for implementation of method |
RU2718444C1 (en) * | 2019-07-15 | 2020-04-06 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for periodic operation of oil wells by sucker-rod pump plant in self-tuning mode |
RU2814706C1 (en) * | 2023-06-14 | 2024-03-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2057907C1 (en) | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive | |
EP0833436A3 (en) | AC motor control for a high speed deep well pump | |
RU2426867C1 (en) | Procedure for operation of well with electric pump equipped with variable frequency drive | |
JPH11311084A (en) | Hydrocarbon production plant operating method | |
RU93019999A (en) | METHOD FOR OPERATING A SMALL-DEBIT WELL OF ELECTRIC PUMP AND FREQUENCY-REGULATED DRIVE | |
RU2119578C1 (en) | Method for operating low-producing well by electric pump with frequency-regulated electric drive | |
EA000484B1 (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
CN111989494B (en) | Drain pump assembly and method for controlling drain pump | |
RU2007133904A (en) | METHOD FOR OIL PUMPING OUT OF WELLS WITH LARGER GAS CONTENT AND ELECTRIC SHOWER INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
EA005614B1 (en) | Gas turbine for oil lifting | |
KR102330150B1 (en) | Method for shutting off a pump as well as pump station arrangement | |
SU1262026A1 (en) | Method of operating a well pump with frequency-controlled drive | |
RU2315860C2 (en) | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair | |
JP2006057567A (en) | Pump system | |
JPS6042357B2 (en) | How to operate a water turbine or pump turbine | |
RU2332559C2 (en) | Method for increasing well production | |
RU2322611C1 (en) | Method for dynamic well operation with electric pump having variable-frequency drive | |
RU2140523C1 (en) | Method of automatic control of operating conditions of well equipped with submersible electrical centrifugal pump | |
RU2665007C1 (en) | Method of pulsing well operation and device for implementation of method | |
RU2287670C2 (en) | Method for adjusting productiveness of electric centrifugal pump and device for realization of method | |
RU2082879C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
RU2190760C1 (en) | Manner of water and gas treatment of formation | |
JPS6258097A (en) | Inverter control method for submersible motor pump in hot string deep well | |
RU97110817A (en) | METHOD FOR OPERATING A SMALL-DEBIT WELL OF ELECTRIC PUMP WITH A FREQUENCY-REGULATED DRIVE | |
RU2322571C1 (en) | Method for dynamic well operation with the use of electric pump with variable-frequency drive |