RU2706153C1 - Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump - Google Patents

Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump Download PDF

Info

Publication number
RU2706153C1
RU2706153C1 RU2019102470A RU2019102470A RU2706153C1 RU 2706153 C1 RU2706153 C1 RU 2706153C1 RU 2019102470 A RU2019102470 A RU 2019102470A RU 2019102470 A RU2019102470 A RU 2019102470A RU 2706153 C1 RU2706153 C1 RU 2706153C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pumping
control station
drive
time
well
Prior art date
Application number
RU2019102470A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Иван Владимирович Золотарев
Original Assignee
Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество "Новомет-Пермь" filed Critical Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority to RU2019102470A priority Critical patent/RU2706153C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2706153C1 publication Critical patent/RU2706153C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/02—Scrapers specially adapted therefor
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in operation of wells with the help of submersible units of electric centrifugal pumps (UECP) operated in intermittent mode and complicated by asphalt-resin-paraffin deposits, for removal of which special mechanical scrapers are used. Method involves repetition of cycles of liquid pumping from the well, alternating with fluid accumulation in the well at the electric centrifugal pump submerged device switched off, regulation of pump-and-accumulation durations with the help of the control station. During fluid pumping, the well is cleaned by mechanical scrapers. Pump and accumulation durations are adjusted taking into account well cleaning. Synchronization of operating modes of control station and scraper drive is performed by means of synchronization module intended for automatic start of scraper drive in preset time interval after pumping mode start in control station. Operation mode is selected so that pumping time is greater than total time of scraping and calculated duration of delay between start-up of electric submersible pump submerged motor and scraper drive.
EFFECT: elimination of pump clogging and possibility to achieve design yield due to coordinated and synchronous operation of scraper and UECP.
5 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин с помощью погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), работающих в периодическом режиме и осложненных асфальто-смоло-парафинистыми отложениями (АСПО), для удаления которых применяют специальные механические скребки.The invention relates to the oil industry and can be used in the operation of wells using submersible electric centrifugal pumps (ESPs) operating in periodic mode and complicated by asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO), for the removal of which special mechanical scrapers are used.

Известно, что технология очистки скважин с помощью скребков при периодической эксплуатации заключается в том, что оператор отслеживает фазу откачки, фиксирует наличие потока добываемой жидкости на поверхности, после чего спускает скребок и производит очистку скважины. Периодичность очистки при этом составляет, примерно, один раз в сутки и продолжается не менее 60 мин.It is known that the technology of cleaning wells with scrapers during periodic operation is that the operator monitors the pumping phase, records the presence of the flow of produced fluid on the surface, then lowers the scraper and cleans the well. The cleaning frequency in this case is approximately once a day and lasts at least 60 minutes.

Известен способ периодической эксплуатации скважины, согласно которому время откачки, при котором запускается электроцентробежный насос, чередуется со временем накопления, в течение которого добываемая жидкость накапливается в скважине при выключенной установке [Патент RU №2519238 С1, МПК Е21В 43/00, публ. 10.06.2014, бюл. №16].The known method of periodic operation of the well, according to which the pumping time at which the electric centrifugal pump is started, alternates with the accumulation time during which the produced fluid accumulates in the well when the unit is turned off [Patent RU No. 2519238 C1, IPC ЕВВ 43/00, publ. 06/10/2014, bull. No. 16].

Недостатком данного способа является короткое время полного цикла от 40 до 80 мин, которого будет недостаточно для проведения скребкования, произвольное время запуска откачки, не согласованное с подъемом скребка, а также ограничение производительности применяемых установок в пределах от 45 до 80 м3/сут.The disadvantage of this method is the short full cycle time from 40 to 80 minutes, which will not be enough for scraping, an arbitrary pumping start time that is not consistent with raising the scraper, as well as the limitation of the productivity of the plants used in the range from 45 to 80 m 3 / day.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом, при котором откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки с помощью станции управления, при этом скважину эксплуатируют установкой производительностью более 80 м3/сут, КПД насоса во всем диапазоне регулирования поддерживают на уровне не менее 0,9 от максимального значения для данной скорости вращения, коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией - более 0,95 и продолжительность откачки пластовой жидкости относительно полного периода эксплуатации скважины - менее 50%. Данный способ обеспечивает повышение рентабельности эксплуатации добывающих скважин за счет повышения среднеинтегральной депрессии на пласт [RU 2293176 С1, МПК Е21В 43/00, публ. 10.02.2007, бюл. №4].The closest in technical essence and the achieved effect to the claimed one is the method of periodic operation of the well with a submersible pumping unit with an electric drive, in which the pumping of fluid from the well is alternated with the accumulation of fluid in the well when the unit is turned off and the average productivity of the unit is integrated over time using the control station, while the well is operated by a plant with a capacity of more than 80 m 3 / day, the pump efficiency in the entire control range is maintained at not less than 0.9 of the maximum value for a given rotation speed, the rate of decrease in flow rate compared to continuous operation is more than 0.95 and the duration of pumping formation fluid relative to the full period of operation of the well is less than 50%. This method provides an increase in the profitability of production wells by increasing the average integrated depression on the reservoir [RU 2293176 C1, IPC EV 43/00, publ. 02/10/2007, bull. No. 4].

Недостатком данного способа является неэффективность его использования при необходимости скребкования вследствие отсутствия учета времени работы скребка, а также произвольное время запуска откачки, не согласованное с подъемом скребка, что приводит к некачественной очистке, попаданию фрагментов АСПО в зону приема насоса и, как следствие, к уменьшению дебита и даже к его полному прекращению.The disadvantage of this method is the inefficiency of its use when scraping is necessary due to the lack of consideration of the scraper’s operating time, as well as an arbitrary pumping start-up time that is not consistent with raising the scraper, which leads to poor cleaning, getting ASF fragments in the pump receiving area and, as a result, to reduce debit and even to its complete cessation.

Техническим результатом настоящего изобретения является обеспечение проектного дебита за счет устранения засорения насоса, возникающего из-за попадания фрагментов АСПО в зону приема насоса при работе скребка.The technical result of the present invention is the provision of the design flow rate by eliminating the clogging of the pump that occurs due to the ingress of ASF fragments into the pump intake zone during operation of the scraper.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе периодической эксплуатации скважины с помощью УЭЦН, включающим повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующихся с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН, регулирование с помощью станции управления соотношения продолжительностей откачки и накопления, в соответствие с изобретением, соотношение продолжительностей откачки и накопления регулируют с учетом очистки скважины с помощью механических скребков во время откачки путем The solution to this problem is achieved by the fact that in the method of periodic operation of the well using ESPs, including repeating cycles of pumping fluid from the well, alternating with accumulation of fluid in the well when the ESP is turned off, controlling the ratio of pumping and accumulation durations using the control station, in accordance with the invention, the ratio of the durations of pumping and accumulation is regulated taking into account the cleaning of the well with the help of mechanical scrapers during pumping by

согласования времени откачки, синхронизацию режимов работы станции управления и привода скребков осуществляют посредством модуля синхронизации, предназначенного для автоматического запуска привода скребков через заданный промежуток времени после запуска режима откачки в станции управления, при этом режим работы подбирают таким образом, чтобы время откачки было больше суммарного времени скребкования и рассчитанной длительности задержки между запуском двигателя погружной установки электроцентробежного насоса и привода скребка.coordination of pumping time, the synchronization of the operating modes of the control station and the drive of the scrapers is carried out by means of a synchronization module designed to automatically start the drive of the scrapers after a specified period of time after starting the pumping mode in the control station, while the operating mode is selected so that the pumping time is longer than the total time scraping and the calculated duration of the delay between starting the engine of the submersible installation of the electric centrifugal pump and the drive of the scraper.

В частном случае исполнения модуль синхронизации может быть проводным или беспроводным. При этом проводной модуль соединяют как со станцией управления, так и с приводом скребков с помощью проводов, а беспроводной модуль синхронизации состоит из двух блоков, один из которых устанавливают в станции управления, а другой - в приводе скребков, связь между блоками осуществляется с помощью беспроводной связи.In the particular case of execution, the synchronization module may be wired or wireless. In this case, the wired module is connected both to the control station and to the scraper drive using wires, and the wireless synchronization module consists of two units, one of which is installed in the control station and the other in the scraper drive, communication between the blocks is carried out using a wireless communication.

Кроме того, синхронизация режимов работы станции управления и привода скребков может быть осуществлена по времени с помощью часов, установленных в станции управления и в приводе скребка.In addition, the synchronization of the operating modes of the control station and the scraper drive can be carried out in time using the clocks installed in the control station and in the scraper drive.

Предлагаемый способ поясняется фиг., где представлены временные диаграммы работы режима синхронизации: t1 - время начала включения режима откачки скважины, работающей при периодической эксплуатации; t2 - время запуска привода скребка; τ - длительность задержки между t2 и t1.The proposed method is illustrated in Fig., Which shows the timing diagrams of the operation of the synchronization mode: t 1 - the start time of the inclusion of the pumpdown mode of the well, operating during periodic operation; t 2 is the start time of the scraper drive; τ is the delay time between t 2 and t 1 .

Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.

1. С помощью программы подбора оборудования к скважине (например, NovometSel-Pro, SubPump, Автотехнолог и т.п.) определяют значения времен, необходимых для проведения откачки и накопления. При этом комплектацию установки и режим работы подбирают таким образом, чтобы время откачки было больше суммарного времени скребкования и рассчитанной длительности задержки τ.1. Using the program for selecting equipment for the well (for example, NovometSel-Pro, SubPump, Autotechnologist, etc.), the values of the time required for pumping and accumulation are determined. At the same time, the complete set of the installation and the operating mode are selected so that the pumping time is greater than the total scraping time and the calculated delay time τ.

2. В контроллере станции управления задают периодический режим работы и вводят рассчитанные значения времени откачки и накопления.2. In the controller, the control stations set the periodic mode of operation and enter the calculated values of the pumping and accumulation times.

3. Для определения времени запуска скрепка проводят расчет длительности задержки в зависимости от наличия обратного клапана.3. To determine the start time of the paper clip, the delay time is calculated depending on the presence of a check valve.

Если обратный клапан отсутствует или не исправен (в этом случае происходит слив жидкости из НКТ), длительность задержки (в секундах) вычисляют по формуле: τ=τ1+τ2, где τ1 - время разгона привода насоса (обычно 30 секунд),

Figure 00000001
- время поднятия жидкости на поверхность, с; L - длина спуска установки, м; S - сечение НКТ, м2; Q - дебит на поверхности во время откачки, м3/с.If the check valve is absent or not working properly (in this case, the liquid is drained from the tubing), the delay time (in seconds) is calculated by the formula: τ = τ 1 + τ 2 , where τ 1 is the acceleration time of the pump drive (usually 30 seconds),
Figure 00000001
- time of raising the liquid to the surface, s; L - length of the descent of the installation, m; S is the tubing section, m 2 ; Q - flow rate on the surface during pumping, m 3 / s.

При наличии обратного клапана, когда нет слива жидкости из НКТ и τ2=0, длительность задержки приравнивают к времени разгона привода насоса: τ=τ1.In the presence of a check valve, when there is no discharge of fluid from the tubing and τ 2 = 0, the delay time is equated to the acceleration time of the pump drive: τ = τ 1 .

4. Далее задают длительность задержки τ либо посредством модуля синхронизации, в котором устанавливают рассчитанную длительность задержки τ между запуском двигателя УЭЦН и привода скребка, либо с помощью станции управления УЭЦН устанавливают время запуска откачки на требуемое время t1, а в приводе скребка устанавливают время запуска на время t2=t1+τ.4. Next, the delay time τ is set either by means of the synchronization module, in which the calculated delay time τ between starting the ESP unit and the scraper drive is set, or the pump start time is set using the ESP control station for the required time t 1 , and the start time is set in the scraper drive for the time t 2 = t 1 + τ.

5. После этого запускают УЭЦН и скребок, если работа осуществляется с модулем синхронизации, то предварительно запускают данный модуль.5. After that, the ESP and the scraper are started, if work is carried out with the synchronization module, then this module is first launched.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет осуществлять эксплуатацию скважин осложненных АСПО в периодическом режиме за счет проведения эффективной очистки, при которой за счет согласованной и синхронной работы скребка и УЭЦН фрагменты АСПО, появляющиеся при скребковании, выносятся вместе с добываемой жидкостью. В результате чего фрагменты АСПО не попадают в насос и не засоряют его, что позволяет достигать проектного дебита.Thus, the proposed method allows the operation of wells with complicated paraffin deposits in periodic mode due to efficient cleaning, in which due to the coordinated and synchronous operation of the scraper and ESP, fragments of paraffin deposits that appear during scraping are carried out together with the produced fluid. As a result, ASPA fragments do not get into the pump and do not clog it, which allows achieving a design flow rate.

Claims (5)

1. Способ периодической эксплуатации скважины с помощью погружной установки электроцентробежного насоса, включающий повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующихся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной установке электроцентробежного насоса, регулирование с помощью станции управления соотношения продолжительностей откачки и накопления, отличающийся тем, что во время откачки жидкости проводят очистку скважины механическими скребками, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления выполняют с учетом очистки скважины, синхронизацию режимов работы станции управления и привода скребков осуществляют посредством модуля синхронизации, предназначенного для автоматического запуска привода скребков через заданный промежуток времени после запуска режима откачки в станции управления, при этом режим работы подбирают таким образом, чтобы время откачки было больше суммарного времени скребкования и рассчитанной длительности задержки между запуском двигателя погружной установки электроцентробежного насоса и привода скребка.1. The method of periodic operation of the well using a submersible installation of an electric centrifugal pump, including repeating cycles of pumping fluid from the well, alternating with the accumulation of fluid in the well when the submersible installation of an electric centrifugal pump is turned off, adjusting the ratio of pumping and accumulation durations using a control station, characterized in that liquid pumping time, the wells are cleaned with mechanical scrapers, and the ratio of pumping and accumulation durations is regulated These operations are performed taking into account well cleaning, the control station operating modes and the scrapers drive are synchronized using the synchronization module, which is designed to automatically start the scrapers drive after a predetermined period of time after the pumping mode starts in the control station, while the operating mode is selected so that the pumping time is more than the total scraping time and the calculated delay time between starting the engine of the submersible installation of the electric centrifugal pump and drive scraper. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, модуль синхронизации соединяют как со станцией управления, так и с приводом скребков с помощью проводов.2. The method according to p. 1, characterized in that the synchronization module is connected both to the control station and to the drive of the scrapers using wires. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что модуль синхронизации выполняют из двух блоков, имеющих беспроводную связь, при этом один из блоков устанавливают в станции управления, другой - в приводе скребков.3. The method according to p. 1, characterized in that the synchronization module is made of two units having a wireless connection, while one of the units is installed in a control station, the other in a scraper drive. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что синхронизацию режимов работы станции управления и привода скребков осуществляют по времени с помощью часов, устанавливаемых в станции управления и в приводе скребка.4. The method according to p. 1, characterized in that the synchronization of the operating modes of the control station and the drive of the scrapers is carried out in time using the clock installed in the control station and in the drive of the scraper. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при проведении откачки учитывают задержку на время разгона привода насоса, и в случае отсутствия обратного клапана в УЭЦН или его неисправности данное время увеличивают на величину
Figure 00000002
где L - длина спуска установки, м; S - сечение НКТ, м2; Q - дебит на поверхности во время откачки, м3/с.5. The method according to claim 1, characterized in that when pumping out, the delay for the acceleration of the pump drive is taken into account, and in the absence of a check valve in the ESP or its malfunction, this time is increased by an amount
Figure 00000002
where L is the length of the descent of the installation, m; S is the tubing section, m 2 ; Q - flow rate on the surface during pumping, m3 / s.
RU2019102470A 2019-01-29 2019-01-29 Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump RU2706153C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019102470A RU2706153C1 (en) 2019-01-29 2019-01-29 Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019102470A RU2706153C1 (en) 2019-01-29 2019-01-29 Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2706153C1 true RU2706153C1 (en) 2019-11-14

Family

ID=68579993

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019102470A RU2706153C1 (en) 2019-01-29 2019-01-29 Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2706153C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2157447C2 (en) * 1997-12-25 2000-10-10 Закрытое акционерное общество "СИТЕКО" Technique of cleaning of string of tubing string when oil is produced by mechanized process
RU2217578C2 (en) * 2001-12-21 2003-11-27 Государственное унитарное предприятие "Ижевский механический завод" Process of oil extraction by means of down-pump with simultaneous cleaning of tubing string by flying scraper and installation for its implementation
RU2293176C1 (en) * 2005-09-02 2007-02-10 Николай Петрович Кузьмичев Method for short-term operation of well using immersed pump device with electric drive
RU2455465C1 (en) * 2011-01-25 2012-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Method of oil production from well
CN104563966A (en) * 2014-10-31 2015-04-29 中国石油天然气股份有限公司 Automatic wax remover for electric oil-submersible centrifugal pumps

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2157447C2 (en) * 1997-12-25 2000-10-10 Закрытое акционерное общество "СИТЕКО" Technique of cleaning of string of tubing string when oil is produced by mechanized process
RU2217578C2 (en) * 2001-12-21 2003-11-27 Государственное унитарное предприятие "Ижевский механический завод" Process of oil extraction by means of down-pump with simultaneous cleaning of tubing string by flying scraper and installation for its implementation
RU2293176C1 (en) * 2005-09-02 2007-02-10 Николай Петрович Кузьмичев Method for short-term operation of well using immersed pump device with electric drive
RU2455465C1 (en) * 2011-01-25 2012-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Method of oil production from well
CN104563966A (en) * 2014-10-31 2015-04-29 中国石油天然气股份有限公司 Automatic wax remover for electric oil-submersible centrifugal pumps

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
EP3516161B1 (en) Automated wash system and method for a progressing cavity pump system
CA2793548C (en) System and method of improved fluid production from artificial lift gaseous wells using pressure cycling
RU2706153C1 (en) Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump
RU2341004C1 (en) System of electroloading centrifugal pump control
RU2426867C1 (en) Procedure for operation of well with electric pump equipped with variable frequency drive
RU2057907C1 (en) Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive
RU2599653C1 (en) Well operation method
RU2332559C2 (en) Method for increasing well production
RU2280151C1 (en) Automatic control method and device for oil production process
RU2132450C1 (en) Method for removing asphalt-resin and paraffin depositions
RU2315860C2 (en) Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair
RU2287670C2 (en) Method for adjusting productiveness of electric centrifugal pump and device for realization of method
RU2613348C1 (en) Protection method of borehole pump from pump starvation
RU2103488C1 (en) Method for watering of oil deposit
RU2519238C1 (en) Method of well operation with help of electrically driven borehole pump plant
CN215518946U (en) Ditch cleaning equipment for hydraulic engineering
RU2474675C1 (en) Method of well operation with electric pump with variable speed drive
RU2455465C1 (en) Method of oil production from well
SU1571222A1 (en) Method of operating unit of submersible pump in borehole
CN213204264U (en) Dredging device based on hydraulic engineering
RU2082879C1 (en) Method of treatment of bottom-hole formation zone
RU2773591C1 (en) Method for optimizing the drive parameters of a downhole rod pumping unit
CN208473808U (en) Sand control pipe
RU2042795C1 (en) Method for operation of pumping wells
RU2178063C2 (en) Method of oil well completion