RU2814706C1 - Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive - Google Patents
Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814706C1 RU2814706C1 RU2023115673A RU2023115673A RU2814706C1 RU 2814706 C1 RU2814706 C1 RU 2814706C1 RU 2023115673 A RU2023115673 A RU 2023115673A RU 2023115673 A RU2023115673 A RU 2023115673A RU 2814706 C1 RU2814706 C1 RU 2814706C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- pumping
- well
- temperature
- liquid
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 title description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 8
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации низкодебитных скважин, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН), для повышения эффективности и надежности эксплуатации, в особенности при высокой пластовой температуре откачиваемой продукции, большой глубине разрабатываемых пластов и низком притоке пластовой жидкости.The invention relates to the oil and gas production industry and can be used in the operation of low-yield wells equipped with electrically driven centrifugal pumps (ECP) to improve the efficiency and reliability of operation, especially at high reservoir temperatures of the pumped product, large depths of developed formations and low inflow of reservoir fluid.
Известно, что эксплуатация низкодебитных скважин УЭЦН в непрерывном режиме характеризуется повышенным износом рабочих органов, низким КПД центробежного насоса. Кроме того, при снижении дебита уменьшается интенсивность отвода тепла от узлов УЭЦН, что приводит к перегреву и выходу из строя погружного электродвигателя, рабочих узлов УЭЦН, кабельной линии. Для предотвращения указанных негативных последствий в низкодебитных скважинах используют периодический режим эксплуатации, при котором периоды откачки жидкости чередуются с периодами ее накопления в скважине.It is known that the operation of low-yield ESP wells in continuous mode is characterized by increased wear of the working parts and low efficiency of the centrifugal pump. In addition, as the flow rate decreases, the intensity of heat removal from the ESP units decreases, which leads to overheating and failure of the submersible electric motor, ESP operating units, and cable line. To prevent these negative consequences in low-yield wells, a periodic operating mode is used, in which periods of fluid pumping alternate with periods of its accumulation in the well.
Известен 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 сред неинтегральную во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины (Патент РФ №2293176, кл. Б21В 43/00, опубл. 10.02.2007). При этом изменяют соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Продолжительность единичного цикла периодической эксплуатации скважины выбираю т таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95. Продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%. Работу установки осуществляют в кратковременном режиме или периодическом кратковременном режиме, при которых продолжительность работы установки при откачке жидкости из скважины не превышает продолжительности работы, необходимой для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой. Недостатком способа является возможность перегрева погружного электродвигателя (а также центробежного насоса и других рабочих узлов погружной установки) вследствие того, что температура погружного электродвигателя и обтекающего его флюида в периоде откачке превысит предельно допустимые значения. Это связано с тем, что в низкодебитных скважинах приток жидкости из пласта и соответственно скорость потока в обсадной колонне, омывающего погружной электродвигатель, недостаточны для охлаждения погружного электродвигателя. В результате повышается температура как погружного электродвигателя, так и омывающей его жидкости. Во-вторых, при низкой скорости потока режим течения жидкости в обсадной колонне соответствует ламинарному, в связи с чем интенсивность теплообмена между погружным электродвигателем и омывающей его жидкостью минимальна. Вследствие недостаточного теплоотвода от погружного электродвигателя и низкой скорости потока в обсадной колонне температура погружного электродвигателя и омывающей его жидкости в периоде откачки может достигать существенных значений, вплоть до перегрева и отказа погружного электродвигателя (а также центробежного насоса и других рабочих узлов погружной установки). Ситуация еще более усугубляется в скважинах, подверженных солеотложению на рабочих органах УЭЦН. Отложение солей на поверхности корпуса погружного электродвигателя приводит к дополнительному снижению интенсивности теплообмена между погружным электродвигателем и омывающей его жидкостью. Важно отметить и тот факт, что в условиях низкой скорости потока в обсадной колонне, омывающего погружной электродвигатель, предельно допустимая температура элементов установки может быть достигнута раньше, чем установится тепловое равновесие УЭЦН с окружающей средой, следовательно, недостижение теплового равновесия само по себе не гарантирует исключения предельно допустимых температур и перегрева рабочих узлов УЭЦН.There is a known method for the periodic operation of an oil well with a submersible centrifugal pumping unit with a variable electric drive, according to which the pumping of liquid is alternated with the accumulation of liquid in the well when the unit is turned off and the time-average integrated flow of the unit is regulated to coordinate with the flow rate of the well (RF Patent No. 2293176, class B21B 43 /00, published 02/10/2007). In this case, the ratio of the duration of pumping liquid from the well and the duration of accumulation of liquid in the well is changed. The duration of a single cycle of periodic operation of a well is selected so that the rate reduction coefficient compared to continuous operation of the well is more than 0.95. The duration of switching on the installation, equal to the ratio of the duration of pumping liquid from the well to the duration of the period of operation of the well, is set to less than 50%. The installation is operated in short-term mode or periodic short-term mode, in which the duration of operation of the installation when pumping liquid from the well does not exceed the duration of operation necessary to achieve thermal equilibrium of the installation elements with the environment. The disadvantage of this method is the possibility of overheating of the submersible electric motor (as well as the centrifugal pump and other working components of the submersible installation) due to the fact that the temperature of the submersible electric motor and the fluid flowing around it during the pumping period exceeds the maximum permissible values. This is due to the fact that in low-yield wells the influx of fluid from the formation and, accordingly, the flow rate in the casing string surrounding the submersible electric motor are insufficient to cool the submersible electric motor. As a result, the temperature of both the submersible electric motor and the liquid washing it increases. Secondly, at low flow rates, the fluid flow regime in the casing string corresponds to laminar, and therefore the intensity of heat exchange between the submersible electric motor and the fluid washing it is minimal. Due to insufficient heat removal from the submersible electric motor and the low flow rate in the casing, the temperature of the submersible electric motor and the liquid washing it during the pumping period can reach significant values, up to overheating and failure of the submersible electric motor (as well as the centrifugal pump and other working units of the submersible installation). The situation is even more aggravated in wells subject to scaling on the working parts of the ESP. The deposition of salts on the surface of the housing of a submersible electric motor leads to an additional decrease in the intensity of heat exchange between the submersible electric motor and the liquid washing it. It is also important to note the fact that in conditions of low flow velocity in the casing string washing the submersible electric motor, the maximum permissible temperature of the installation elements can be reached before the thermal equilibrium of the ESP with the environment is established; therefore, failure to achieve thermal equilibrium in itself does not guarantee exclusion maximum permissible temperatures and overheating of ESP operating units.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ периодической эксплуатации скважины УЭЦН с регулируемым электроприводом (патент РФ №2553744, Е21В 43/00, Е21В 47/00, опубл. 20.06.2015) 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. 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. Недостатком способа является отсутствие контроля теплового режима работы УЭЦН, в результате чего возможен перегрев погружного электродвигателя (а также центробежного насоса и других рабочих узлов погружной установки) вследствие того, что температура погружного электродвигателя и обтекающего его флюида в периоде откачке превысит предельно допустимые значения.The closest in technical essence to the claimed one is a method of periodic operation of a well by an ESP with a controlled electric drive (RF patent No. 2553744, E21B 43/00, E21B 47/00, publ. 06.20.2015) in which the pumping of fluid from the well is alternated with the accumulation of liquid in the well when the installation is switched off, by changing the shaft rotation speed, the average time flow of the installation is adjusted in order to coordinate it with the well flow rate. The pump flow during the pumping process is controlled using a submersible flow meter located at its outlet, pumping is carried out until the specified minimum pressure is reached at the pump inlet, and accumulation is carried out until the maximum pressure is reached, while the pressure value is monitored using a submersible pressure sensor. The disadvantage of this method is the lack of control of the thermal operating conditions of the ESP, as a result of which overheating of the submersible electric motor (as well as the centrifugal pump and other working units of the submersible installation) is possible due to the fact that the temperature of the submersible electric motor and the fluid flowing around it during the pumping period will exceed the maximum permissible values.
Технической проблемой изобретения является разработка способа периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом с достижением следующего технического результата: обеспечение эффективной и надежной эксплуатации установок электроприводных центробежных насосов в низкодебитных скважинах, в особенности при высокой пластовой температуре откачиваемой продукции, большой глубине разрабатываемых пластов.The technical problem of the invention is the development of a method for periodically operating a well with a submersible pumping unit with an electric drive, achieving the following technical result: ensuring efficient and reliable operation of electrically driven centrifugal pump installations in low-yield wells, especially at high reservoir temperatures of the pumped product and great depth of the developed formations.
Для достижения указанного технического результата предлагается способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом, включающий чередование периодов откачки и накопления жидкости в скважине при выключенной установке, регулирование средней во времени подачи установки для согласования с дебитом скважины, подбор частоты вращения вала насоса, обеспечивающей максимальное значение КПД насоса во время откачки, контроль за величиной давления на приеме насоса с помощью погружного датчика давления, откачку жидкости до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, отличающийся тем, что минимальное давление на приеме насоса в конце периода откачки устанавливают равным величине оптимального давления, при котором объемное содержание газа на приеме насоса не превышает предельно допустимого значения, согласование производительности насоса и дебита скважины производят регулированием соотношения между продолжительностью периодов откачки и накопления жидкости в скважине такого, что среднеинтегральная во времени производительность насоса составляет более 95% от величины стационарного притока жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме. При этом осуществляют контроль за температурой обмоток погружного электродвигателя и температурой жидкости на приеме насоса, а длительность периода откачки устанавливают максимальной, при которой температура обмоток погружного двигателя и температура жидкости на приеме насоса не превосходят предельно допустимых значений.To achieve the specified technical result, a method is proposed for periodically operating a well with a submersible pumping unit with an electric drive, including alternating periods of pumping and accumulation of liquid in the well when the unit is turned off, regulating the time-average flow rate of the unit to coordinate with the flow rate of the well, selecting the pump shaft rotation speed that provides the maximum value Pump efficiency during pumping, monitoring the pressure value at the pump intake using a submersible pressure sensor, pumping out liquid until the specified minimum pressure is reached at the pump intake, characterized in that the minimum pressure at the pump intake at the end of the pumping period is set equal to the optimal pressure value, at in which the volumetric gas content at the pump intake does not exceed the maximum permissible value, the pump performance and well flow rate are coordinated by adjusting the ratio between the duration of periods of pumping and accumulation of liquid in the well such that the time-integrated average pump performance is more than 95% of the value of the steady influx of liquid from the formation at optimal intake pressure. At the same time, the temperature of the windings of the submersible electric motor and the temperature of the liquid at the pump intake are monitored, and the duration of the pumping period is set to the maximum, at which the temperature of the windings of the submersible motor and the liquid temperature at the pump intake do not exceed the maximum permissible values.
На фиг. 1 представлена динамика во времени температуры обмоток погружного двигателя, на фиг. 2 представлена динамика во времени температуры омывающей ПЭД жидкости на приеме насоса в процессе периодической эксплуатации скважины.In fig. Figure 1 shows the time dynamics of the temperature of the windings of a submersible motor; Fig. Figure 2 shows the time dynamics of the temperature of the liquid washing the SEM at the pump intake during periodic operation of the well.
Суть способа заключается в том, что регулируют продолжительности периодов откачки и накопления жидкости таким образом, чтобы температура обмоток погружного электродвигателя и омывающей двигатель жидкости не превышала предельно допустимых значений, при этом одновременно обеспечиваются также условия максимизации депрессии на пласт и КПД центробежного насоса. Для этого УЭЦН оборудуется датчиками, измеряющими давление на приеме насоса, температуру обмоток ПЭД и температуру на приеме насоса. Данные датчики, входят, в частности, в термоманометрическую систему (ТМС) для контроля технического состояния УЭЦН и широко используются при эксплуатации УЭЦН в непрерывном режиме.The essence of the method is that the duration of periods of pumping and accumulation of liquid is regulated so that the temperature of the windings of the submersible electric motor and the liquid washing the motor does not exceed the maximum permissible values, while at the same time the conditions for maximizing the drawdown on the formation and the efficiency of the centrifugal pump are also ensured. For this purpose, the ESP is equipped with sensors that measure the pressure at the pump intake, the temperature of the motor motor windings and the temperature at the pump intake. These sensors are included, in particular, in the thermomanometric system (TMS) for monitoring the technical condition of ESPs and are widely used when operating ESPs in continuous mode.
Исходными величинами, контролируемыми в процессе периодической эксплуатации, являются давление на приеме насоса температура обмоток ПЭД и температура жидкости на приеме насоса Условиями надежной работы УЭЦН являются:The initial quantities controlled during periodic operation are the pressure at the pump intake SEM winding temperature and liquid temperature at the pump intake The conditions for reliable operation of the ESP are:
- минимальное давление на приеме насоса в конце периода откачки соответствует оптимальному давлению на приеме при котором объемное содержание газа на приеме Г насоса не превышает предельно допустимого значения (традиционно в научной литературе используется значение Г=0.25);- the minimum pump inlet pressure at the end of the pumping period corresponds to the optimal inlet pressure at which the volumetric gas content at the inlet G of the pump does not exceed the maximum permissible value (traditionally in the scientific literature the value G = 0.25 is used);
- максимальная температура обмоток ПЭД и жидкости на приеме насоса не превышает предельно допустимых значений и соответственно.- maximum temperature of the motor windings and liquids at the pump intake does not exceed the maximum permissible values And respectively.
Способ реализуется следующим образом: на первом этапе производят запуск УЭЦН и ее вывод на режим, в процессе которого давление на приеме насоса снижают до оптимального затем УЭЦН выключают. Дальнейшую эксплуатацию скважины ведут в периодическом режиме. Заявленный режим эксплуатации включает чередование периодов откачки жидкости из скважины и накопления жидкости в скважине при выключенной установке, причем давление на приеме насоса в конце периода откачки снижают вплоть до оптимального значения Частоту вращения вала насоса в периоде откачки выбирают таким образом, чтобы насос работал в режиме оптимальной подачи, при котором достигается его максимальный КПД.The method is implemented as follows: at the first stage, the ESP is started and put into operation, during which the pressure at the pump intake is reduced to optimal then the ESP is turned off. Further operation of the well is carried out in periodic mode. The stated operating mode includes alternating periods of pumping liquid from the well and accumulating liquid in the well when the installation is turned off, and the pressure at the pump intake at the end of the pumping period is reduced down to the optimal value The pump shaft rotation frequency during the pumping period is selected so that the pump operates in the optimal flow mode, at which its maximum efficiency is achieved.
Продолжительность периода откачки жидкости из скважины и продолжительность периода накопления жидкости выбирают из условия совместного выполнения следующих критериев:The duration of the period of pumping liquid from the well and the duration of the period of liquid accumulation are selected from the condition of joint fulfillment of the following criteria:
1) продолжительность периодов откачки и накопления максимальна;1) the duration of the periods of pumping and accumulation is maximum;
2) согласование производительности насоса и дебита скважины производится регулированием соотношения между продолжительностью периодов откачки и накопления жидкости в скважине, причем среднеинтегральная во времени производительность насоса 2) coordination of pump performance and well flow rate is carried out by regulating the ratio between the duration of periods of pumping and accumulation of liquid in the well, and the time-integrated average pump performance
где - мгновенная подача насоса, - продолжительность периодов откачки и накопления соответственно (здесь индекс pump - откачка, асс (accumulation) - накопление жидкости)Where - instant pump delivery, - the duration of the periods of pumping and accumulation, respectively (here the index pump - pumping, ac (accumulation) - accumulation of liquid)
максимально близка к величине стационарного притока жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме насоса (составляет не менее 95%).is as close as possible to the value of the stationary fluid influx from the formation at the optimal pressure at the pump intake (is at least 95%).
где - приток жидкости из пласта как функция оптимального давления на приеме насоса перепада давления между насосом и пластом и коэффициента продуктивности пласта Where - fluid influx from the formation as a function of the optimal pressure at the pump intake pressure difference between the pump and the formation and reservoir productivity coefficient
3) в процессе периодической эксплуатации температура обмоток ПЭД и температура жидкости на приеме насоса не превосходят предельно допустимых значений3) during periodic operation, the temperature of the motor windings and the temperature of the liquid at the pump intake do not exceed the maximum permissible values
Условие максимизации продолжительности периодов откачки и накопления вводится для минимизации частоты пусков УЭЦН в периодическом режиме, поскольку частые пуски УЭЦН ведут к возникновению электрических, механических и гидравлических пусковых ударных нагрузок циклического характера, что приводит к снижению надежности и увеличивает риск преждевременных отказов рабочих узлов УЭЦН. Условие того, что среднеинтегральная во времени производительность насоса составляет не менее 0,95 (95%) от величины стационарного притока жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме насоса эквивалентно введению ограничений на снижение дебита по сравнению с непрерывным режимом эксплуатации не более 5%. Поскольку при периодическом режиме эксплуатации давление на приеме насоса непрерывно меняется, а его минимальное значение соответствует оптимальному давлению на приеме насоса среднеинтегральная во времени величина давления на приеме насоса априори превышает величину оптимального давления: следовательно, и среднеинтегральная во времени величина притока жидкости из пласта за цикл откачки численно равная (из условия баланса количества жидкости, поступившей в скважину, и откачиваемой насосом, за цикл периодической эксплуатации) среднеинтегральной во времени производительности насоса окажется меньше, чем величина стационарного притока жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме насоса The condition for maximizing the duration of periods of pumping and accumulation is introduced to minimize the frequency of ESP starts in periodic mode, since frequent starts of the ESP lead to the occurrence of electrical, mechanical and hydraulic starting shock loads of a cyclic nature, which leads to a decrease in reliability and increases the risk of premature failures of the working units of the ESP. The condition that the time-averaged pump performance is not less than 0.95 (95%) of the value of the stationary fluid influx from the formation at the optimal pressure at the pump intake is equivalent to introducing restrictions on the reduction in flow rate compared to continuous operation of no more than 5%. Since during periodic operation the pressure at the pump intake continuously changes, and its minimum value corresponds to the optimal pressure at the pump intake time-average pressure value at the pump intake a priori exceeds the optimal pressure value: consequently, the time-averaged value of the fluid influx from the formation during the pumping cycle numerically equal (from the condition of the balance of the amount of liquid entering the well and pumped out by the pump, during a periodic operation cycle) to the time-average integrated pump performance will be less than the value of the steady influx of fluid from the formation at the optimal pressure at the pump intake
Наконец, условие недопущения превышения температуры обмоток ПЭД и температуры жидкости на приеме насоса предельно допустимых значений вводится для обеспечения надежной работы рабочих узлов УЭЦН, исключающей их перегрев.Finally, the condition of preventing the temperature of the motor windings and the liquid temperature at the pump intake from exceeding the maximum permissible values is introduced to ensure reliable operation of the working units of the ESP, preventing their overheating.
Пример осуществления способа. Осуществлено математическое моделирование процесса добычи нефти для гипотетической скважины. Параметры работы скважины и УЭЦН: параметры погружного электродвигателя: мощность - 125 кВт, КПД электродвигателя 80%, внешний диаметр - 117 мм, длина - 5,5 м, предельно допустимая температура обмоток погружного электродвигателя - 160°С, предельно допустимая температура жидкости - 110°С, оптимальное давление на приеме насоса, при котором объемное содержание газа на приеме насоса не превышает предельно допустимого значения Г=0,25, 2 МПа, приток жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме (2 МПа) 30 м3/сут, температура жидкости, омывающей ПЭД, 90°С, обводненность жидкости 80%, теплопроводность воды, нефти, цементного кольца / горных пород 0,6, 0,2 и 1,2 Вт/(м⋅К) соответственно, плотность воды и нефти 1000 и 850 кг/м3 соответственно, удельная теплоемкость воды и нефти 4200 и 2000 Дж/(кг⋅К) соответственно, внутренний и внешний диаметр обсадной колонны 130 и 146 мм соответственно, внешний диаметр НКТ 73 мм.An example of the method. Mathematical modeling of the oil production process for a hypothetical well was carried out. Well and ESP operating parameters: parameters of the submersible electric motor: power - 125 kW, electric motor efficiency 80%, outer diameter - 117 mm, length - 5.5 m, maximum permissible temperature of the submersible electric motor windings - 160 ° C, maximum permissible liquid temperature - 110 °C, the optimal pressure at the pump intake, at which the volumetric gas content at the pump intake does not exceed the maximum permissible value G = 0.25, 2 MPa, the influx of fluid from the formation at the optimal pressure at the pump intake (2 MPa) is 30 m 3 / day, the temperature of the liquid washing the motor is 90°C, the water content of the liquid is 80%, the thermal conductivity of water, oil, cement ring / rocks is 0.6, 0.2 and 1.2 W/(m⋅K), respectively, the density of water and oil is 1000 and 850 kg/m 3 , respectively, the specific heat capacity of water and oil is 4200 and 2000 J/(kg⋅K), respectively, the internal and external diameters of the casing are 130 and 146 mm, respectively, the outer diameter of the tubing is 73 mm.
На фиг. 1, 2 обозначено: 1 - период откачки накопления Подача насоса равна оптимальной величине 90 м3/сут, обеспечивающей максимальный КПД насоса, согласование производительности насоса и дебита скважины производится регулированием соотношения между продолжительностью периодов откачки и накопления жидкости в скважине, причем во всех трех режимах среднеинтегральная во времени производительность насоса составляет более 95% от величины стационарного притока жидкости из пласта при оптимальном давлении на приеме насоса соответственно снижение дебита по сравнению с непрерывным режимом эксплуатации для всех трех режимов составляет не более 5%. При этом с увеличением продолжительности периода откачки максимальная температура обмоток ПЭД и жидкости возрастает. При продолжительности периода откачки 10 мин максимальная температура обмоток ПЭД составляет более 160°С, что превышает предельно допустимую температуру. При продолжительности периода откачки 5 и 7,5 мин максимальная температура не превышает предельно допустимого значения. С целью минимизации частоты пусков УЭЦН длительность периода откачки выбирается максимальной (7,5 мин), соответствующая ей продолжительность периода накопления составляет 15 мин.In fig. 1, 2 indicated: 1 - pumping period savings The pump flow is equal to the optimal value of 90 m 3 /day, which ensures maximum pump efficiency; the pump performance and well flow rate are coordinated by regulating the ratio between the duration of periods of pumping and fluid accumulation in the well, and in all three modes the average time-integrated pump performance is more than 95% of the magnitude of the stationary fluid influx from the formation at the optimal pressure at the pump intake Accordingly, the reduction in flow rate compared to continuous operation for all three modes is no more than 5%. In this case, with increasing duration of the pumping period, the maximum temperature of the SEM windings and the liquid increases. When the pumping period lasts 10 minutes, the maximum temperature of the SEM windings is more than 160°C, which exceeds the maximum permissible temperature. When the pumping period lasts 5 and 7.5 minutes, the maximum temperature does not exceed the maximum permissible value. In order to minimize the frequency of ESP startups, the duration of the pumping period is selected as maximum (7.5 minutes), the corresponding duration of the accumulation period is 15 minutes.
Предложенный способ добычи нефти позволяет повысить эффективность и надежность эксплутации низкодебитных добывающих скважин установками электроприводных центробежных насосов в периодическом режиме: регулировать давление на приеме насоса на оптимальном уровне, ограничивающем количество свободного газа на приеме, тем самым сохранять требуемый уровень жидкости над насосом, предотвращать риск возникновения срыва подачи, перегрева рабочих органов центробежного насоса, обеспечивать максимальный уровень КПД насоса и депрессии на пласт, а также оптимальный тепловой режим работы УЭЦН, при котором температура элементов установки не превышает предельно допустимых значений.The proposed method of oil production makes it possible to increase the efficiency and reliability of operation of low-yield production wells using electric centrifugal pump installations in periodic mode: regulate the pressure at the pump intake at an optimal level, limiting the amount of free gas at the intake, thereby maintaining the required liquid level above the pump, preventing the risk of failure supply, overheating of the working parts of the centrifugal pump, ensure the maximum level of pump efficiency and depression on the reservoir, as well as the optimal thermal operating conditions of the ESP, at which the temperature of the installation elements does not exceed the maximum permissible values.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2814706C1 true RU2814706C1 (en) | 2024-03-04 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3705532A (en) * | 1970-05-21 | 1972-12-12 | Texaco Inc | Methods for controlling pumping wells |
| RU2057907C1 (en) * | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
| 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 |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency 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 |
| RU2677313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit |
| RU2706153C1 (en) * | 2019-01-29 | 2019-11-14 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3705532A (en) * | 1970-05-21 | 1972-12-12 | Texaco Inc | Methods for controlling pumping wells |
| RU2057907C1 (en) * | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
| 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 |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency 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 |
| RU2677313C1 (en) * | 2017-08-07 | 2019-01-16 | Адиб Ахметнабиевич Гареев | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit |
| RU2706153C1 (en) * | 2019-01-29 | 2019-11-14 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method of periodic well operation with the help of submersible unit of electric centrifugal pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4718824A (en) | Usable device, in particular for the pumping of an extremely viscous fluid and/or containing a sizeable proportion of gas, particularly for petrol production | |
| US9932806B2 (en) | Apparatus, system and method for reducing gas to liquid ratios in submersible pump applications | |
| EA012683B1 (en) | Method for a short-term-well operation by means of an electrically-powered down-hole pumping unit (kuzmichev method) | |
| US5782608A (en) | Method and apparatus for controlling a progressing cavity well pump | |
| RU2814706C1 (en) | Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive | |
| RU2380521C2 (en) | Method of oil withdrawal from high gas content well and electroloading equipment for it | |
| AU2020103197B4 (en) | Power and control of a submersible pump | |
| RU2016252C1 (en) | Method for controlling operation of pump plant in well | |
| Woolsey | Improving progressing-cavity-pump performance through automation and surveillance | |
| CN111989494B (en) | Drain pump assembly and method for controlling drain pump | |
| RU2433306C1 (en) | System and method to control operation of multiphase screw pump | |
| RU2677313C1 (en) | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit | |
| RU2332559C2 (en) | Method for increasing well production | |
| RU2119578C1 (en) | Method for operating low-producing well by electric pump with frequency-regulated electric drive | |
| RU2758326C1 (en) | Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system | |
| RU2411351C1 (en) | Operational procedure of oil-gas deposit | |
| RU2322611C1 (en) | Method for dynamic well operation with electric pump having variable-frequency drive | |
| RU2553744C1 (en) | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive | |
| RU2322571C1 (en) | Method for dynamic well operation with the use of electric pump with variable-frequency drive | |
| RU2773403C1 (en) | Method for regulating the energy consumption of oil-producing downhole equipment | |
| US11828136B2 (en) | Wax removal in a production line | |
| RU2474675C1 (en) | Method of well operation with electric pump with variable speed drive | |
| CN111119794B (en) | Method for calculating supply and production balance rotating speed of electric submersible direct-drive screw pump oil production well | |
| RU2700149C1 (en) | Method of well operation optimization equipped with a downhole pump | |
| Timashev et al. | Algorithm for calculating the pressure characteristics of the progressing cavity pump (Russian) |