RU2116435C1

RU2116435C1 - Oil production method

Info

Publication number: RU2116435C1
Application number: RU96124428/03A
Authority: RU
Inventors: Б.П. Корнев; С.Н. Никифоров; И.А.-К. Айнетдинов; Ю.А. Самарин
Priority date: 1996-12-27
Filing date: 1996-12-27
Publication date: 1998-07-27

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: this relates to oil recovery and operation of producing oil wells with use of subsurface pumping units. According to method, oil recovery is effected by means of subsurface pumping unit and sucker rod pump. Pumping-out is exercised by performing periodic cycles of suction and delivery. Operating modes of cycles are varied at increased oil leakage. This variation is made by reducing duration of suction and increasing duration of delivery. In this case, duration of entire cycle and power consumption remain unchanged. To maintain value of power consumption, drive of subsurface pumping unit is balanced. Application of aforesaid method reduces expenses due to less energy needed for oil recovery. EFFECT: higher efficiency.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти и эксплуатации добывающих скважин глубинно-насосными установками. The invention relates to the oil industry and can be used in oil production and operation of production wells by deep pumping units.

Известен способ добычи нефти путем осуществления периодических циклов всасывания и нагнетания нефти [2]. Из скважины откачивают нефть до тех пор, пока в изнашивающемся насосе утечки не достигнут предельных значений, обычно составляющих более половины от теоретической производительности. Дальнейшая эксплуатация скважины становится невыгодной из-за больших удельных затрат электроэнергии. A known method of oil production through periodic cycles of suction and injection of oil [2]. Oil is pumped out of the well until the leakage values in the wear pump reach the limit values, which usually amount to more than half of the theoretical output. Further operation of the well becomes unprofitable due to the large unit costs of electricity.

Недостатками способа являются его низкая эффективность из-за накапливающегося недобора нефти и сохраняющиеся большие расходы энергии. The disadvantages of the method are its low efficiency due to the accumulating shortage of oil and the persistent high energy consumption.

Известен способ добычи нефти путем осуществления периодических циклов всасывания и нагнетания нефти и изменения режимов циклов при возрастающих утечках нефти [1]. При этом добыча нефти не уменьшается, несмотря на износ насоса и возрастание утечек жидкости. Это достигается тем, что утечки компенсируются форсированием режима откачки, а именно по мере роста утечек увеличивают частоту качаний станка-качалки. Однако в этом случае поддержание прежней производительности требует увеличения потребляемой мощности электродвигателя, что повышает экономические затраты. A known method of oil production by performing periodic cycles of suction and injection of oil and changing cycle modes with increasing oil leaks [1]. At the same time, oil production does not decrease, despite the wear of the pump and the increase in fluid leakage. This is achieved by the fact that the leaks are compensated by forcing the pumping mode, namely, as the leaks increase, the oscillation frequency of the rocking machine increases. However, in this case, maintaining the previous performance requires an increase in the power consumption of the electric motor, which increases economic costs.

В изобретении решается задача снижения экономических затрат за счет уменьшения расхода энергии, необходимой для подъема нефти. The invention solves the problem of reducing economic costs by reducing the energy consumption necessary for lifting oil.

Поставленная задача достигается тем, что в способе добычи нефти глубинно-насосной установкой и станком-качалкой с осуществлением периодических циклов всасывания и нагнетания нефти и изменения режимов циклов при возрастающих утечках нефти, согласно изобретению изменение режимов циклов производят уменьшением продолжительности всасывания и увеличением продолжительности нагнетания при сохранении продолжительности цикла и потребляемой мощности, при этом для сохранения потребляемой мощности привод глубинно-насосной установки уравновешивают. The problem is achieved in that in the method of oil production by a deep pumping unit and a pumping unit with the implementation of periodic cycles of oil suction and injection and changing cycle modes with increasing oil leaks, according to the invention, the change in cycle modes is made by reducing the suction time and increasing the injection time while maintaining the duration of the cycle and power consumption, while to save power consumption, the drive of the downhole pumping unit Yeshiva.

Симметричный цикл откачки, характеризующийся одинаковым временем хода вверх (всасывание) и хода вниз (нагнетание) насоса, заменяют на асимметричный цикл, при котором ход вверх осуществляют быстрее, чем ход вниз, сохраняя неизменной общую продолжительность цикла. Это позволяет уменьшить величину утечек жидкости через изнашивающийся насос, так как сокращается время хода вверх, когда происходят утечки. Одновременно с этим завышенная при ходе вверх мощность двигателя компенсируется уменьшенной мощностью его при ходе вниз. Уравновешивание привода глубинно-насосной установки позволяет обойтись без увеличения установленной мощности двигателя. The symmetric pumping cycle, characterized by the same upstroke (suction) and downstroke (discharge) times of the pump, is replaced by an asymmetric cycle, in which the upstroke is faster than the downstroke, keeping the total cycle time unchanged. This helps to reduce the amount of fluid leaks through the wear pump, as it reduces the upstroke when leaks occur. At the same time, the engine power exaggerated during the upward stroke is compensated by its reduced power during the downward stroke. Balancing the drive of the downhole pump unit allows you to do without increasing the installed engine power.

Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.

Скважину эксплуатируют глубинно-насосной установкой с насосом диаметром 44 мм, длиной хода 3 м и числом качаний 8 ходов в минуту. Коэффициент подачи нового насоса (т. е. отношение фактической подачи к теоретической) равен 0,85. При этом режиме откачки дебит скважины составляет
Q = 1440•f_п•S•n•α;м³/сут.,
где
f_п - площадь плунжера, м²;
S - длина хода насоса, м;
n - число качаний, ход/мин;
α - коэффициент подачи насоса;
Q = 1440•15,2•10^-4•3•8•0,85 = 44,6 м³/сут.The well is operated by a deep-well pumping unit with a pump with a diameter of 44 mm, a stroke length of 3 m and a swing number of 8 strokes per minute. The feed rate of the new pump (i.e., the ratio of actual to theoretical flow) is 0.85. In this pumping mode, the well production rate is
Q = 1440 • f _p • S • n • α; m ³ / day.,
Where
f _p - the area of the plunger, m ² ;
S is the stroke length of the pump, m;
n is the number of swings, stroke / min;
α is the pump delivery coefficient;
Q = 1440 • 15.2 • 10 ^-4 • 3 • 8 • 0.85 = 44.6 m ³ / day.

Добычу нефти осуществляют путем осуществления периодических циклов всасывания и нагнетания нефти. Oil production is carried out by means of periodic cycles of absorption and injection of oil.

По мере износа насоса (плунжерной пары и клапанов) коэффициент подачи насоса α из-за возрастающих утечек жидкости снижается с темпом 2% в месяц. As the pump (plunger pair and valves) wears out, the pump coefficient α due to increasing fluid leakage decreases at a rate of 2% per month.

В предложенном способе высокую накопленную добычу в объеме 24,1 тыс. м³ обеспечивают за счет постепенного увеличения асимметричности цикла работы глубинно-насосной установки. Коэффициент подачи насоса при асимметричном цикле определяют выражением
α_ас= 1-C_ac(1-α),
где
C_ac-t↑/t↓ - коэффициент асимметричности цикла;
t↑ - время хода насоса вверх, с;
t↓ - время хода насоса вниз, с.In the proposed method, the high cumulative production in the amount of 24.1 thousand m ^{3 is} provided due to a gradual increase in the asymmetry of the operation cycle of the deep-well pumping unit. The pump flow rate during an asymmetric cycle is determined by the expression
α _ac = 1-C _ac (1-α),
Where
C _ac -t ↑ / t ↓ is the asymmetry coefficient of the cycle;
t ↑ - pump running time up, s;
t ↓ - pump down time, s.

Для того, чтобы коэффициент подачи насоса α_ac не уменьшался из-за снижения α и суточный дебит оставался постоянным, необходимо по мере износа насоса уменьшить величину C_ac, то есть уменьшить время хода вверх (всасывание) и увеличивать время хода вниз (нагнетание), сохраняя ту же продолжительности цикла.In order for the pump delivery coefficient α _ac not to decrease due to a decrease in α and the daily flow rate to remain constant, it is necessary to decrease the value of C _ac as the pump wears, that is, reduce the upstroke time (suction) and increase the downstroke time (discharge), keeping the same cycle time.

При ежемесячном снижении коэффициента подачи (альфа) на 2% суточный дебит скважины после шести месяцев эксплуатации будет таким же, как первоначальный, т. е. 44,6 м³/сут в случае, если время хода вверх будет оставлять 60% от продолжительности хода вниз. Продолжительность цикла при 8 ход/мин составляет 7,5 с. Следовательно, ход вверх должен продолжаться 2,8 с, а ход вниз 4,7 с. Для осуществления асимметричного цикла работы глубинно-насосной установки могут использоваться различные технические средства. Например, тиристорное управление работой асинхронного электродвигателя станка-качалки или двухскоростные двигатели в длинноходовых глубинно-насосных установках. При работе с асимметричным циклом станка - качалки с роторным уравновешиванием необходимо грузы противовеса дополнительно сдвинуть (относительно их положения при симметричном цикле) дальше от оси вращения тихоходного вала редуктора. Это позволит выровнять потребляемую мощность двигателя при ходе вверх и вниз. Во время хода вверх крутящий момент двигателя оказывается уменьшенным за счет дополнительного сдвига противовесов, а во время хода вниз - увеличенным на ту же величину. Мощность двигателя остается такой же, как и в начальный период добычи, равной 20,5 кВт.With a monthly decrease in the delivery coefficient (alpha) of 2%, the daily production rate of the well after six months of operation will be the same as the initial one, i.e. 44.6 m ³ / day if the upstream time leaves 60% of the course duration down. The cycle time at 8 strokes / min is 7.5 s. Therefore, the upstroke should last 2.8 s, and the downstroke 4.7 s. For the implementation of the asymmetric cycle of the deep-well pumping system, various technical means can be used. For example, thyristor control of the operation of an asynchronous electric motor of a rocking machine or two-speed motors in long-stroke deep-pump installations. When working with an asymmetric cycle of a rocking machine with rotary balancing, it is necessary to additionally shift the counterweight weights (relative to their position in a symmetrical cycle) further from the axis of rotation of the low-speed gearbox shaft. This will allow you to align the power consumption of the engine during the up and down stroke. During the up stroke, the engine torque is reduced due to the additional shift of the counterweights, and during the down stroke it is increased by the same amount. Engine power remains the same as in the initial period of production, equal to 20.5 kW.

Эксплуатация скважины известным способом [2] в указанных условиях приводит к тому, что через полтора года суточный дебит скважины снизится вдвое, по сравнению с теоретической производительностью установки, и составит 25,7 м³/сут, накопленный недобор жидкости достигнет 5,4 тыс. м³ или 22,4% от возможного объема добычи при сохранении постоянного дебита скважины. Это потребует проведения подземного ремонта скважины и замены изношенного насоса на новый.Operation of the well in a known manner [2] under these conditions leads to the fact that after a year and a half, the daily production rate of the well will be reduced by half, compared to the theoretical productivity of the installation, and will be 25.7 m ³ / day, the accumulated shortage of fluid will reach 5.4 thousand. m ³ or 22.4% of the possible production volume while maintaining a constant flow rate of the well. This will require an underground well repair and replacement of a worn pump with a new one.

Эксплуатация скважины известным способом [1] позволяет сохранить добычу нефти за полтора года в объеме
44,6•30•18 = 24082 м³,
но требует ежемесячно увеличивать потребляемую мощность на (0,2/0,85)•100% = 2,35%. Через полтора года потребляемая мощность составит 142% от первоначальной. Очевидно, что установленная мощность привода глубинно-насосной установки должна быть в 1,42 раза большей, чем это необходимо в начальный период работы насоса. Завышенная мощность также снижает энергетические показатели эксплуатации скважины.The well operation in a known manner [1] allows you to save oil production for a year and a half in volume
44.6 • 30 • 18 = 24082 m ³ ,
but it requires a monthly increase in power consumption by (0.2 / 0.85) • 100% = 2.35%. In a year and a half, the power consumption will be 142% of the original. It is obvious that the installed drive power of the downhole pump unit should be 1.42 times greater than what is necessary in the initial period of operation of the pump. Overcharge also reduces the energy performance of the well.

Дополнительный расход электроэнергии на поддержание заданного дебита скважины путем постепенного (из-за износа насоса) увеличения частоты качаний станка-качалки в течение 6 месяцев составил 12 тыс. кВт/ч. The additional energy consumption for maintaining a given flow rate of the well by gradually (due to pump wear) increasing the rocking frequency of the pumping unit over a period of 6 months amounted to 12 thousand kW / h.

В предложенном способе эти затраты отсутствуют и по сравнению с прототипом дают экономию денежных средств на указанную сумму. In the proposed method, these costs are absent and, compared with the prototype, they save money by the specified amount.

Claims

A method of oil production by a deep-well pumping unit and a rocking machine with the implementation of periodic cycles of oil intake and injection and changing cycle modes with increasing oil leaks, characterized in that changing the cycle modes is done by reducing the suction time and increasing the injection time while maintaining the cycle time and power consumption at the same time, to save power consumption, the drive of the submersible pump unit is balanced.