RU2686796C1

RU2686796C1 - Способ добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой

Info

Publication number: RU2686796C1
Application number: RU2018124540A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев
Original assignee: Олег Сергеевич Николаев
Priority date: 2018-07-04
Filing date: 2018-07-04
Publication date: 2019-04-30

Abstract

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов. Способ заключается в кратковременном откачивании нефти из одного и более нефтеносных горизонтов скважины одновременно с накапливанием ее на других горизонтах многопластовой скважины, разобщенных пакерами, и чередовании кратковременного откачивания нефти из нефтеносных горизонтов периодическим переключением открытия их на закрытие и наоборот электроприводными затворами по мере накапливания нефти в скважине при непрерывной работе частотно-регулируемого электроприводного насоса с регулированием производительности в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов. Продолжительность кратковременного откачивания накопленной нефти из одних горизонтов интегрируют с длительностью накопления нефти на других нефтеносных горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания, до давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб, путем изменения частоты вращения электропривода насоса до КПД не менее 0,9 его максимального значения. Технический результат заключается в повышении производительности и надежности эксплуатации многопластовых скважин, особенно с малодебитными нефтеносными горизонтами.

Description

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов.

Известен 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 включает запуск насоса при увеличивающемся питающим напряжением и подачу жидкости насосом при заданной частоте вращения. После достижения заданного давления в колонне труб в текущем цикле уменьшают питающее напряжение до прекращения подачи насоса с последующим поддержанием для обеспечения притока жидкости из пласта минимальной частоты вращения, при которой насос останавливает подачу. Затем цикл повторяют, восстанавливая подачу насоса переводом его на повышенную частоту вращения. В процессе притока жидкости модулируют частоту вращения электронасоса с заданной периодичностью во времени и в заданном диапазоне отклонений от частоты при прекращении подачи насоса до максимальной частоты, при которой насос отключает подачу. (Патент RU 2119578. Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом. - МПК: Е21В 43/00. -27.09.1998).

Известен способ повышения дебита скважины кратковременной эксплуатацией, заключающийся в откачке жидкости из скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, которую чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке, и регулировании среднеинтегральной во времени производительности установки изменением соотношения продолжительностей откачки и накопления жидкости в скважине. Жидкость откачивают установкой с производительностью, превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза, при этом давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. Продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны НКТ. (Патент RU 2332559. Способ повышения дебита скважины. - МПК: Е21В 43/00. - 27.08.2008).

Известен способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом, заключающийся в чередовании откачки жидкости из скважины с накоплением в скважине при выключенной установке и регулировании среднеинтегральной во времени производительности установки изменением соотношения продолжительностей откачки жидкости и накопления жидкости в скважине для согласования с дебитом скважины. Давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. (Патент RU 2393176. Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом (Способ Кузьмичева). - МПК: Е21В 43/00. - 10.02.2007). Данной способ принят за прототип.

Основным недостатком известных технических решений является циклическое выключение насосной установки на время накопления жидкости для последующего откачивания ее из горизонтов скважины, которые снижают объем добычи нефти из скважины и вызывают ударные пусковые перегрузки, снижающие срок службы электропривода насосной установки и рентабельность нефтедобывающей скважины.

Основной задачей предлагаемого изобретения является повышение производительности и наличие учета объемов добычи нефти, особенно из малодебитных нефтеносных горизонтов, а также надежности эксплуатации нефтедобывающих скважин путем устранения ударных пусковых перегрузок при включении электропривода погружного насоса, и рентабельности за счет снижения расходов на ремонт и обслуживание скважинного оборудования путем увеличения срока его службы.

Техническим результатом, достигаемым заявляемым техническим решением, является повышение производительности и надежности эксплуатации многопластовых скважин, особенно с малодебитными нефтеносными горизонтами.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой, включающем чередование кратковременного откачивания и накопления нефти в скважине с регулированием производительности электроприводного насоса в соответствии с дебитом скважины и давления путем изменения частоты вращения электропривода насоса до КПД не менее 0,9 для заданной частоты вращения, согласно предложенному техническому решению, кратковременное откачивание нефти ведут из одного и более нефтеносных горизонтов одновременно с накапливанием ее на других горизонтах многопластовой скважины, разобщенных пакерами, чередованием нефтеносных горизонтов периодическим переключением открытия их на закрытие и наоборот электроприводными затворами по мере накапливания нефти в скважине при непрерывной работе частотно-регулируемого электроприводного насоса с регулированием производительности в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов, при этом продолжительность откачивания накопленной нефти из одних горизонтов интегрируют с длительностью накапливания нефти на других нефтеносных горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания, до давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного способа добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на нефтедобывающих скважинах с малодебитными горизонтами. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

Сущность заявляемого способа добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой заключается в непрерывной работе электроприводного насоса за счет чередования кратковременного откачивания нефти из одного и более нефтеносных горизонтов по мере накопления нефти в других горизонтах скважины, разобщенных пакерами, путем периодического переключения открытия на закрытие и наоборот электроприводных затворов соответствующих нефтеносных горизонтов, последовательно сменяя откачивание нефти из одних нефтеносных горизонтов на другие. Откачивание нефти из скважины ведут с регулированием производительности электроприводного насоса и учетом объемов добычи нефти в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП). Продолжительность кратковременного откачивания нефти из одних нефтеносных горизонтов скважины интегрируют с длительностью накапливания нефти в скважине из других нефтеносных горизонтов, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания до заданного давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб, путем изменения частоты вращения Поб/мин электропривода насоса до КПД, не менее 0,9 максимального значения КПД при откачивании нефти из нефтенесущего горизонта скважины.

Предлагаемый способ добычи нефти из многопластовых скважин может быть реализован с помощью клапанной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины, содержащей пакеры, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) и блок регулирования потоков и учета добываемой нефти (БРПУ). ЭЦН оснащен блоком телемеханической системой и соединен со станцией управления силовым кабелем. БРПУ включает регулируемые электроприводные клапана (РЭК), расположенные в обособленных каналах, сообщающихся с внутрискважинной полостью. РЭК связаны кабелем с наземной панелью управления (ПУ). В обособленных каналах размещены датчики КИП для измерения параметров и учета добываемого продукта, связанные с ПУ. (Патент RU 2563262. Клапанная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. - МПК: Е21В 43/12, Е21В 43/14. - 20.09.2015).

Добычу нефти из многопластовых скважин осуществляют непрерывной работой погружного насоса с частотно-регулируемым электроприводом при чередовании кратковременного откачивания из одних нефтеносных горизонтов по мере накапливания нефти из других горизонтов, разобщенных пакерами, последовательно сменяя одни нефтеносные горизонты на другие периодическим переключением открытия электроприводных затворов на их закрытие по результатам контроля и учета добываемой нефти датчиками КИП, связанных с БРПУ. Для поочередного откачивания нефти из скважины выбирают ЭЦН с производительностью, большей дебита Q скважины. По глубине спуска ЭЦН и внутреннему диаметру лифтовых труб рассчитывают объем нефти, вмещающийся в колонну лифтовых труб, и давление Р в скважине. По средней производительности ЭЦН определяется время откачивания нефти из горизонта скважины. Продолжительность откачивания нефти из одних горизонтов скважины и накопления нефти в других горизонтах регулируют производительностью электроприводного насоса в соответствии с дебитом Q скважины путем изменения частоты вращения n_об/мин электропривода насоса до КПД не менее 0,9 максимального значения КПД для заданной частоты вращения. Периодичность циклов кратковременного откачивания нефти из одних горизонтов и накопления нефти в других горизонтах скважины определяют интегрированием во времени с накоплением нефти в горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания до заданного давления Р, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб.

Предлагаемый способ добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой позволяет повысить рентабельность эксплуатации многопластовой скважины, особенно с малодебитными нефтеносными горизонтами, за счет контроля и учета добываемой нефти датчиками КИП на нефтеносных горизонтах, а также повышение производительности и увеличения срока службы скважин-ного оборудования путем непрерывной работы погружного насоса с частотно-регулируемым электроприводом путем чередования кратковременных откачиваний из одних нефтеносных горизонтов и накопления нефти в других горизонтах, разобщенных пакерами,

Claims

Способ добычи нефти из многопластовых скважин погружной электроприводной насосной установкой, включающий чередование кратковременного откачивания и накопления нефти в скважине с регулированием производительности электроприводного насоса в соответствии с дебитом скважины и давления путем изменения частоты вращения электропривода насоса до КПД не менее 0,9 для заданной частоты вращения, отличающийся тем, что кратковременное откачивание нефти ведут из одного и более нефтеносных горизонтов одновременно с накапливанием ее на других горизонтах многопластовой скважины, разобщенных пакерами, чередованием нефтеносных горизонтов периодическим переключением открытия их на закрытие и наоборот электроприводными затворами по мере накапливания нефти в скважине при непрерывной работе частотно-регулируемого электроприводного насоса с регулированием производительности в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов, при этом продолжительность откачивания накопленной нефти из одних горизонтов интегрируют с длительностью накапливания нефти на других нефтеносных горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания, до давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб.