RU2553744C1

RU2553744C1 - Способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом

Info

Publication number: RU2553744C1
Application number: RU2014128222/03A
Authority: RU
Inventors: Марина Петровна Пещеренко; Анна Сергеевна Денисова; Сергей Николаевич Пещеренко
Original assignee: Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь")
Priority date: 2014-07-09
Filing date: 2014-07-09
Publication date: 2015-06-20

Abstract

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса. Технический результат - увеличение добычи и сохранение надежности погружного оборудования за счет его эксплуатации в режиме максимального КПД. По способу откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления. Контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления. Частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки. Время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего. Значение максимального давления для сцементированного пласта выбирают из условия максимума добычи, а для пласта, интенсивно разрушающегося в процессе добычи, - из условия минимума выноса механических примесей.

Description

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса (ЭЦН).

Известен способ периодической эксплуатации скважин установкой с электроцентробежным насосом (УЭЦН) с нерегулируемым электрическим приводом [Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1968. С.225], согласно которому откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке.

Недостатком способа является отсутствие критериев для выбора периодов откачки и накопления жидкости, что приводит к работе ЭЦН вне рабочего диапазона и потерям добытой нефти по сравнению с непрерывной эксплуатацией.

Известен способ периодической эксплуатации малодебитных добывающих скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом, заключающийся в чередовании откачки жидкости из скважины и накопления жидкости в скважине при включенной УЭЦН, работающей на пониженных оборотах, для предотвращения слива жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ) [Патент РФ №2119578, кл. E21B 43/00, опубл. 27.09.1998].

Недостатками способа являются: эксплуатация насоса вне рабочего диапазона и плохие условия охлаждения электродвигателя во время накопления жидкости в скважине. Это приводит к высокому удельному расходу электроэнергии, перегреву электроизоляции и ее преждевременному разрушению, снижению межремонтного периода работы оборудования.

Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной центробежной насосной установкой с регулируемым электроприводом, согласно которому откачку жидкости чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины [Патент РФ №2293176, кл. E21B 43/00, опубл. 10.02.2007]. При этом изменяют соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. В процессе откачки жидкости из скважины скорость вращения насоса переменная, ее подбирают такой, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 от максимального значения КПД (используют показания датчиков давления и расходомера, установленных на устье скважины). Продолжительность периодов откачки-накопления выбирают таким образом, чтобы снижение дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией было не более 5%.

Основным недостатком способа является использование показаний датчиков на устье скважины для определения режима работы ЭЦН. В настоящее время не существует точных методик таких расчетов, обычно используются приближенные эмпирические методики, поэтому фактический режим работы ЭЦН оценивается с большими ошибками, что не позволяет достичь заявленных значений КПД установки.

Задачей изобретения является оперативное управление режимом периодической эксплуатации даже при изменяющихся параметрах скважины, позволяющее увеличить добычу, а также сохранить надежность погружного оборудования за счет его эксплуатации в режиме максимального КПД.

Для достижения поставленной цели предлагается способ периодической эксплуатации скважины УЭЦН с регулируемым электроприводом, при котором откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке, изменением частоты вращения вала регулируют среднюю во времени подачу установки с целью ее согласования с дебитом скважины, отличающийся тем, что подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера, откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления, при этом контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления, частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки, время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года, допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего.

Значение максимального давления выбирают из условия максимума добычи, если пласт сцементирован, или минимума выноса механических примесей, если пласт интенсивно разрушается в процессе добычи.

Способ реализуется следующим образом.

В погружной насосной установке размещают датчик давления на приеме насоса, а на его выходе - погружной расходомер, которые подключают к наземной станции управления для передачи текущих показаний.

Исходной величиной для начала режима периодической эксплуатации скважины с помощью УЭЦН является минимальное давление на приеме насоса P_min, допустимое значение которого регламентируется условиями добычи нефти и определяется минимально допустимой высотой столба жидкости в скважине.

Вторым параметром служит максимальное давление на приеме насоса P_max. В связи с тем, что зависимость среднего дебита скважины (q) от разности P_max-P_min монотонная, без экстремумов - чем меньше разница, тем выше депрессия на пласт и выше дебит скважины, то P_max не может являться параметром оптимизации в данном алгоритме и выбирается из условий эксплуатации с учетом соблюдения следующих требований:

- время накопления (t_нак) жидкости в скважине при выключенном насосе, в течение которого давление на входе в насос изменяется от P_min до P_max, не должно быть больше максимального времени, в течение которого жидкость может находиться без движения в наземной арматуре в холодное время года (определяется регламентом нефтяной компании);

- за время t_нак температура масла в ПЭД не должна понизиться настолько, чтобы при запуске ПЭД происходил выброс масла из гидрозащиты;

- чем меньше разница P_min и P_max, тем чаще будут остановы и запуски ПЭД, что снижает надежность в том случае, если УЭЦН не оборудована системой плавного пуска.

Цикл работы начинают с откачки жидкости из скважины с помощью УЭЦН, включенной на рабочей частоте (например, 50 Гц). Погружной датчик давления выполняет замеры давления на приеме насоса. Откачку продолжают до достижения P_min, затем выключают УЭЦН.

При выключенной установке скважина начинает заполняться жидкостью, происходит процесс накопления. В процессе накопления с помощью погружного датчика производятся замеры давления на приеме насоса, а также контролируется время накопления. Как только будет достигнуто максимальное давление на приеме либо максимально допустимое время накопления, начинается откачка жидкости.

Частота вращения вала насоса f(t) выбирается так, чтобы в любой момент времени t текущее значение подачи Q(t), измеряемое погружным расходомером, было оптимальным, т.е. насос работал бы на максимальном КПД. Значение f(t) вычисляют по формуле теории подобия для лопастных насосов:

где в качестве эталонной частоты f₀ выбирается рабочая частота насоса (обычно 50 Гц), Q_опт(f₀) - подача, соответствующая максимуму КПД на эталонной частоте f₀ (при работе насоса на жидкости той же вязкости, что и скважинная жидкость).

Если порода пласта слабо сцементирована, и добыча нефти сопровождается выносом механических примесей, то критерием выбора P_max будет не максимум добычи, а минимум выноса механических примесей, который, как известно, достигается в условиях квазистационарности добычи, когда средний дебит скважины q постоянен:

Условие q=const обеспечивается варьированием t_нак (т.е. P_max), т.к. t_откоднозначно задается условиями откачки - насос работает на подаче, соответствующей максимуму КПД.

Таким образом, реализуется периодический режим эксплуатации скважины, чередующий периоды откачки жидкости из скважины с помощью насосной установки и накопления жидкости при выключенном насосе, такой, что на основании показаний погружного датчики давления на входе в насос выполняется оптимальный выбор времени накопления жидкости в скважине, обеспечивающий добычу из пласта при максимальной депрессии (если пласт сцементирован) и при минимальном выносе механических примесей (если пласт интенсивно разрушается в процессе добычи), а с помощью погружного датчика расхода производится мгновенная корректировка частоты вращения вала насоса, обеспечивающая работу насосной установки в оптимуме КПД в любой момент времени в течение периода откачки.

Claims

Способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом, при котором откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса, отличающийся тем, что подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера, откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления, при этом контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления, частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки, время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года, допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего, значение максимального давления для сцементированного пласта выбирают из условия максимума добычи, а для пласта, интенсивно разрушающегося в процессе добычи, - из условия минимума выноса механических примесей.