WO2014175769A1 - Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом - Google Patents

Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом Download PDF

Info

Publication number
WO2014175769A1
WO2014175769A1 PCT/RU2013/001022 RU2013001022W WO2014175769A1 WO 2014175769 A1 WO2014175769 A1 WO 2014175769A1 RU 2013001022 W RU2013001022 W RU 2013001022W WO 2014175769 A1 WO2014175769 A1 WO 2014175769A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
frequency
output
input
unit
pumping
Prior art date
Application number
PCT/RU2013/001022
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Юрий Федорович БОГАЧУК
Николай Васильевич БУЧЕЛЬНИКОВ
Original Assignee
Bogachuk Jury Fedorovich
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 Bogachuk Jury Fedorovich filed Critical Bogachuk Jury Fedorovich
Priority to EP13882737.3A priority Critical patent/EP2990594B1/en
Priority to RS20180523A priority patent/RS57230B1/sr
Publication of WO2014175769A1 publication Critical patent/WO2014175769A1/ru
Priority to US14/886,002 priority patent/US9920603B2/en

Links

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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
    • 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
    • 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth

Definitions

  • a method of operating a well with a pumping unit with a variable frequency drive is provided.
  • the invention relates to the field of oil production and can be used for the operation of wells equipped with electric pumps, in particular, submersible centrifugal electric pumps.
  • a known method of operating a well with an electric pump with a frequency-controlled drive (RF patent 2426867), based on the continuous operation of the pump and including starting the pump with a given technological rate of change in the frequency of the supply voltage in the process of outputting the pump to a given frequency of the stationary mode with accelerations in the event of a feed failure and supply fluid pump in a stationary mode at a given frequency, while to compensate for unstable flow and maintain a balance between fluid withdrawal from the well and fluid flow and From the reservoir periodically perform cycles consisting of alternating pumping fluid and accumulating fluid in the well, and pumping out by modulating the frequency in the range of values corresponding to the parameters for maintaining the pump flow, and when the specified pressure in the pipe string is reached, fluid is accumulated in the well, for this in the current cycle reduce the frequency of the supply voltage until the pump ceases to supply, and then maintains the maximum frequency at which the pump does not resume supply, while in the phase of fluid flow into the well in the current cycle, the frequency of the supply voltage of the electric pump is modulated in
  • thermomanometric system installed under a submersible electric motor, which increases the cost of the method of operating the well and does not allow the use of this method at high temperatures
  • the method is focused only on marginal wells.
  • Determination of the moment of supply cut is carried out by the power and bench test characteristics of the pump, which causes large errors due to the fact that the tests are carried out on a fluid whose characteristics do not coincide with the real fluid in each particular well.
  • the objective of the claimed method and device is to provide the possibility of work, both in low-yield wells and in wells with a high flow of fluid, i.e. highly productive. Simplification of the device due to the lack of immersion sensors. The increase in the service life of the pump installation of the installation due to the provision of the possibility of working on more highly productive equipment due to the provision of the claimed method of operation in modes significantly less than the limit.
  • the method of operating the well with a pumping unit with a frequency-controlled drive consists in periodically repeating cycles including pumping, searching for the frequency of stopping the flow and accumulation, while ensuring the selection of such an amount of fluid from the well that is equal to its inflow , choose a pumping unit with a higher productivity compared with the flow of fluid from the reservoir into the well, and during the execution of the cycles, the correction of the ratio of pumping time - accumulation depending on the results of work in previous cycles until the pump-to-accumulation ratio ceases to change, and the moment the supply is stopped is determined by the equality of the values of the current moment on the shaft of the submersible motor and the control moment, which is previously determined by an abrupt drop in the moment on the motor shaft at the point of occurrence of the supply cut when the frequency of the supply voltage decreases.
  • the device for implementing the method comprises a pumping unit located in a well production string consisting of a centrifugal pump and a submersible motor suspended on a string of underground pipes, the submersible motor being connected by a conductive cable to a frequency converter and a control device located on the surface, the device also includes a matching transformer , a unit for determining the frequency, current of a moment, power, a communication unit, an indication and control unit, wherein the conductive cable is connected to the first input - the output of the matching transformer, which is connected to the input - output of the frequency converter by the second input - output, and the frequency converter by its second input - output is connected to the power supply, and the third input - output - to the first input - output of the determination unit frequency, current, torque, power, which is connected to the first input - the output of the communication unit with its second input - output, the second input - the output of which is connected to the fourth input - the output of the frequency converter, and the third input - you
  • FIG. 1 shows a diagram of a pumping unit with a variable frequency drive, with which a well operation method is implemented.
  • FIG. 3 shows a schedule of work in pumping cycles - the accumulation of steady-state cyclic mode
  • D is the pumping time
  • E is the accumulation time
  • the device comprises a pumping unit 2 located in a column of production pipes 1 of a well, consisting of a centrifugal pump 3 and a submersible motor 4, suspended on a column of underground pipes 5, while the submersible motor 4 is connected by a conductive cable 6 to devices located on the surface, namely, to the first the input - output of the matching transformer 7, which is connected to the input - output of the frequency converter 8 by the second input - output.
  • Frequency converter 8 is connected to the pi block by its second input - output 9, and the third input - output - with the first input - output of the unit for determining the frequency, current, moment, power 10, which is connected with its second input - output to the first input - output of the unit communication 11, the second input - the output of which is connected to the fourth input - the output of the frequency converter 8, and the third input - the output is connected to the first input - the output of the control controller 12, the second input - the output of which is connected to the display and control unit 13.
  • Characteristics, using which the method is carried out, is the frequency on the shaft of the submersible motor 4, power, current, torque, settings MK1 and MK2.
  • the device operates as follows.
  • the pump installation 2 is connected through a matching transformer 7 to a frequency converter 8 through which a power supply is supplied from a power supply unit 9.
  • a frequency converter 8 converts an industrial frequency voltage of 50 hertz to a supply voltage of a submersible electric motor with a variable frequency in the range from 0 to 300 hertz.
  • the frequency range of the pumping unit 2 with a submersible motor 4 and a centrifugal pump 3 in practice lies in the range from 30 to 70 hertz.
  • the frequency converter 8 is equipped with a unit for determining the frequency, current, torque, power 10 and determines the output frequency of the drive, current of the submersible motor 4, torque, power supplied to the submersible motor 4. All parameters are calculated in real time with a period of the order of 200 milliseconds and stored digitally in memory by the unit for determining the frequency, current of the moment, power 10.
  • the frequency converter 8 is equipped with a communication unit 11 through which all devices have access to all parameters of the frequency converter 8 and through which commands to control the frequency converter 8 are given.
  • the pump unit is accelerated to the frequency at which the fluid flow appears. Then the frequency is gradually reduced and the engine torque is continuously monitored. As a rule, with a smooth decrease in frequency, the moment on the motor shaft is proportionally smoothly reduced. When the feed cut-off point (the onset of idle time) is reached, the moment drops abruptly, which is clearly visible on the controller’s graphic screen (see FIG. 3). The value of this moment (in percent) is selected as the setpoint MK1.
  • the second setpoint MK2 is selected 3-10% more than the first.
  • a method of operating a well with a pumping unit with a frequency-controlled drive consists in periodically repeating cycles, including pumping, searching for the frequency of stopping the flow and accumulation, while ensuring the selection of such an amount of fluid from the well, which is equal to its inflow, a pump unit with a higher productivity is selected compared to the inflow of fluid from the reservoir into the well, and during the execution of the cycles, the correlation of the pumping-accumulation time is adjusted depending on the results of work in the previous cycles until the pumping ratio is accumulation does not stop changing, and the moment of the onset of supply is determined by the equality of the values of the current moment on the shaft of the submersible motor 4 and the control moment, which is determined advance by an abrupt drop in torque on the shaft of the submersible motor 4 at the onset of supply stop while reducing the frequency of the supply voltage.
  • the work is carried out at a feed standby frequency (by flow is meant the flow of fluid).
  • the control controller 12 receives a signal from the unit for determining the frequency, current, moment, power 10 developed by the submersible motor 4 and determines the value of the moment on the shaft of the submersible motor 4, which is also displayed on the display and control unit 13, at which the flow stops, which is carried out by smoothly reducing the frequency of the supply voltage, while the signal from the control controller 12 is transmitted through the communication unit 11, the frequency converter 8 to the submersible motor 4.
  • the rate of change of frequency is continuously compared with the rate of change of moment on the shaft of a submersible electric motor 4. If there is a feed rate, the changes in frequency and moment are proportional, while at a feed standby frequency (by flow is meant the flow of fluid).
  • the pumping time and accumulation time are set using the ratio:
  • the frequencies are determined when the current moment on the shaft of the submersible electric motor 4 is equal to the control moment MK 1.
  • the pumping time is adjusted upward and the cycle is repeated. If the frequency is determined, they switch to the accumulation mode at a given frequency and the set time works. In each cycle they control
  • this ratio does not change, then this means that the well operates in a steady-state cyclic mode, when the flow of fluid in the well is equal to its withdrawal (change in the ratio of pumping time to accumulation at constant pumping and accumulation time occurs in the search mode of the frequency of the cutoff, since, depending on the inflow, the cutoff will occur at different frequencies, that is, at different times).
  • the ratio pumping - accumulation changes, then carry out its adjustment.
  • the process occurs automatically using the control controller 12, which receives information from the unit for determining the frequency, current, torque, power 10 developed by the submersible electric motor 4.
  • the control controller 12 transmits control signals through the communication unit 11 to the frequency converter 8, which, in turn, through the matching transformer 7 transmits signals to the conductive cable 6 until the flow of fluid from the reservoir is brought into conformity and its selection. If the pump-out ratio is beyond the established limits, that is, it cannot be adjusted for one reason or another, the well is stopped, then the start is repeated.
  • the invention allows to optimize oil production by pumping such a quantity of fluid that corresponds to its flow in the well.
  • the method involves the use of a pumping unit with higher productivity compared with the flow of fluid into the well.
  • the method is based on regulating the amount of pumped fluid from the well by periodically repeating cycles, each of which includes three modes:
  • the first is work, at a frequency at which fluid is pumped out;
  • the second is the search mode of the cutoff frequency;
  • the third is the work at the frequency of the cutoff.
  • the method is as follows:
  • a feed is expected and a control moment on the shaft of the submersible motor is determined, at which the feed is stopped when the engine speed is reduced.
  • the value of the control moment is selected as the setting that determines the moments of transition from one mode to another.
  • the correlation of the pumping and accumulation times is made until this ratio ceases to change, that is, until the well goes into the steady-state cyclic mode, when the inflow from the reservoir is the amount of fluid withdrawn.
  • the device is made on affordable and industrially manufactured components.
  • the cyclic mode is the main one, both when the well is put into operation and during the current operation.
  • the method and device are focused on the application in all wells, including low production ones.
  • the possibility of using submersible pumps obviously greater productivity in comparison with the productivity of the well, which allows to increase the service life of the installation, since the work is carried out in modes significantly lower than the limit.
  • the device does not require any immersion sensors, which simplifies the device itself.
  • all signals are supplied to blocks located on the surface through a conductive cable directly from the shaft of the submersible electric motor.
  • the determination of the timing of the cutoff is determined based on the real properties of the fluid and the real characteristics of the pumping unit by measuring the rate of change of torque on the shaft of a submersible motor. As you know, when the frequency decreases, at the moment when the flow stops, that is, the engine goes into idle mode, the torque on its shaft drops abruptly, which allows us to determine the onset of the moment the flow ceases, taking into account all real conditions, that is, the properties of the fluid and technical characteristics of the installation.

Abstract

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами с частотно- регулируемым приводом. Способ заключается в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление жидкости. Выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину. Производят коррекцию соотношения времени откачки-накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки-накопления не перестанет изменяться. Момент наступления прекращения подачи определяют по скачкообразному падению значения момента на валу двигателя в точке наступления прекращения подачи жидкости при снижении частоты питающего напряжения. Устройство содержит насосную установку с центробежным насосом и погружным электродвигателем. При этом погружной электродвигатель связан с находящимся на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством. Устройство содержит согласующий трансформатор, блок определения частоты, тока момента мощности, блок связи, блок индикации и управления. Упомянутые узлы устройства электрически связаны между собой.

Description

Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом.
Область техники
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности, погружными центробежными электронасосами.
Предшествующий уровень техники
Известен способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом (патент РФ 2426867), основанный на непрерывной работе насоса и включающий запуск насоса с заданным технологическим темпом изменения частоты питающего напряжения в процессе вывода насоса на заданную частоту стационарного режима с ускорениями в случае срыва подачи и подачу жидкости насосом в стационарном режиме на заданной частоте, при этом для компенсации неустойчивой подачи и поддержания баланса между отбором жидкости из скважины и притоком жидкости из пласта периодически выполняют циклы, состоящие из чередования откачки жидкости насосом и накопления жидкости в скважине, причем откачку осуществляют за счет модуляции частоты в интервале значений, соответствующих параметрам поддержания подачи насоса, а при достижении заданной величины давления в колонне труб проводят накопление жидкости в скважине, для этого в текущем цикле снижают частоту питающего напряжения до прекращения подачи насоса с последующим поддержанием максимальной частоты, при которой насос не возобновляет подачу, при этом в фазе притока жидкости в скважину в текущем цикле осуществляют модуляцию частоты напряжения питания электронасоса в интервале значений частоты, соответствующем изменяющимся в процессе притока параметрам насоса при прекращении и возобновлении подачи, а при достижении в процессе притока жидкости предусмотренной на приеме насоса величины давления возобновляют подачу жидкости насосом, переводя его в откачку на частоту не ниже частоты возобновления подачи, после чего цикл повторяют, а при достижении в текущем цикле частоты возобновления подачи не выше заданной частоты насос переводят в стационарный режим, отличающийся тем, что в случае срыва подачи жидкости насосом в процессе вывода его на заданную частоту стационарного режима, осуществляют в течение заданного времени в интервале значений параметров возобновления и прекращения подачи насоса дополнительную модуляцию частоты восстановления подачи жидкости, причем дополнительную модуляцию выполняют до возобновления подачи насоса, которую проводят на частоте с заданным отклонением от достигнутой перед дополнительной модуляцией частоты срыва подачи, после чего продолжают вывод насоса на заданную частоту стационарного режима с заданным технологическим темпом вывода скважины на режим. В этом способе модуляция частоты осуществляется в целях вывода насоса на заданную частоту стационарного режима.
Известен также способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом (патент РФ 2421605), который используется для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса - УЭЦН на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта, который предполагает изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважинной жидкости.
Однако в этом способе изменение частоты питающего напряжения осуществляется только при выводе скважины на режим откачки.
Известен также способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом и устройство (Патент РФ RU 2119578), основанный на периодическом повторении циклов, включающих запуск насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения и подачу жидкости насосом при заданной частоте, причем после достижения заданной величины давления в колонне труб в текущем цикле уменьшают частоту питающего напряжения до прекращения подачи насоса, с последующим поддержанием для обеспечения притока жидкости из пласта максимальной частоты, при которой насос не возобновляет подачу, а после достижения в процессе притока предусмотренной величины давления на приеме насоса цикл повторяют, восстанавливая подачу насоса переводом его на повышенную частоту. Данное изобретение принято авторами за прототип.
К недостаткам прототипа можно отнести следующее:
Сложная конструкция для осуществления способа и устройства, а именно, наличие дополнительного подземного оборудования - термоманометрической системы, устанавливаемой под погружным электродвигателем, что увеличивает стоимость способа эксплуатации скважины и не позволяет применить этот способ при высоких температурах о
пластовой продукции (свыше 90 С), вследствие отказов работы погружной электроники.
Способ ориентирован только на малодебитные скважины.
Определение момента прекращения подачи осуществляется по мощности и стендовым испытательным характеристикам насоса, что вызывает большие погрешности вследствие того, что испытания проводятся на флюиде, характеристики которого никак не совпадают с реальным флюидом в каждой конкретной скважине.
Задачей заявленного способа и устройства является обеспечение возможности работы, как на малодебитных скважинах, так и на скважинах с высоким притоком жидкости, т.е. высокопродуктивных. Упрощение устройства за счет отсутствия погружных датчиков. Увеличение ресурса работы насосной установки установки за счет обеспечения возможности работы на более высокопродуктивном оборудовании за счет обеспечения заявленным способом работы на режимах, значительно меньше предельных. Указанная задача решается за счет того, что способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно- регулируемым приводом, заключается в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление, при этом для обеспечения отбора такого количества жидкости из скважины, которое равно ее притоку, выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину, а в процессе выполнения циклов производят коррекцию соотношения времени откачки - накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки - накопления не перестанет изменяться, а момент наступления прекращения подачи определяют по равенству значений текущего момента на валу погружного электродвигателя и контрольного момента, который определяют предварительно по скачкообразному падению значения момента на валу двигателя в точке наступления прекращения подачи при снижении частоты питающего напряжения.
Устройство для осуществления способа содержит размещенные в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб, при этом погружной электродвигатель токопроводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством, устройство содержит также согласующий трансформатор, блок определения частоты, тока момента, мощности, блок связи, блок индикации и управления, при этом токопроведящий кабель связан с первым входом - выходом согласующего трансформатора, который вторым входом - выходом связан со входом - выходом преобразователя частоты, а преобразователь частоты своим вторым входом - выходом связан с блоком питания, а третьим входом - выходом - с первым входом - выходом блока определения частоты, тока, момента, мощности, который своим вторым входом - выходом связан с первым входом - выходом блока связи, второй вход - выход которого связан с четвертым входом - выходом преобразователя частоты, а третьим входом - выходом связан с первым входом - выходом контроллера управления, второй вход - выход которого связан с блоком индикации и управления, при этом все сигналы, поступают на блоки, находящиеся на поверхности, через токопроводящий кабель непосредственно с вала погружного электродвигаеля.
Раскрытие изобретения
Изобретение поясняется чертежами, где,
На фиг. 1 представлена схема насосной установки с частотно-регулируемым приводом, с помощью которой осуществляется способ эксплуатации скважины.
На фиг.2. представлена блок-схема алгоритма работы установки.
На фиг. 3 представлен график работы в циклах откачка - накопление установившегося циклического режима,
Где, A - начало перехода в режим откачки;
Б - начало поиска частоты прекращения подачи;
С - начало накопления;
D - время откачки;
Е - время накопления;
F - поиск частоты прекращения подачи; а - частота; b - ток; с - момент d - МК 2 е - МК 1
Устройство содержит размещенные в колонне эксплуатационных труб 1 скважины насосную установку 2, состоящую из центробежного насоса 3 и погружного электродвигателя 4, подвешенную на колонне подземных труб 5, при этом погружной электродвигатель 4 токопроводящим кабелем 6 связан с находящимися на поверхности устройствами, а именно, с первым входом - выходом согласующего трансформатора 7, который вторым входом - выходом связан со входом - выходом преобразователя частоты 8. Преобразователь частоты 8 своим вторым входом - выходом связан с блоком питания 9, а третьим входом - выходом - с первым входом - выходом блока определения частоты, тока, момента, мощности 10, который своим вторым входом - выходом связан с первым входом - выходом блока связи 11 , второй вход - выход которого связан с четвертым входом - выходом преобразователя частоты 8, а третьим входом - выходом связан с первым входом - выходом контроллера управления 12, второй вход - выход которого связан с блоком индикации и управления 13. Характеристики, с помощью которых осуществляется способ, это Частота на валу погружного электродвигателя 4, мощность, ток, момент, уставки МК1 и МК2.
МК 1 - момент, развиваемый погружным электродвигателем в точке прекращения подачи жидкости,
МК 2 - момент, превышающий МК 1 от 3 до 10 %
Осуществление способа и устройства
Устройство работает следующим образом.
Насосная установка 2 с помощью токопроводящего кабеля 6 через согласующий трансформатор 7 соединен преобразователем частоты 8, на который подано питание от блока питания 9. Преобразователь частоты 8 осуществляет преобразование напряжения промышленной частоты 50 герц в напряжение питания погружного электродвигателя с переменной частотой в диапазоне от 0 до 300 герц. Диапазон частоты насосной установки 2с погружным электродвигателем 4 и центробежным насосом 3 на практике лежит в пределах от 30 до 70 герц.
Преобразователь частоты 8 оснащен блоком определения частоты, тока, момента, мощности 10 и определяет выходную частоту привода, ток погружного электродвигателя 4, крутящий момент, мощность, подаваемую на погружной электродвигатель 4. Все параметры вычисляются в реальном масштабе времени с периодом порядка 200 миллисекунд и хранятся в цифровой форме в памяти блоком определения частоты, тока момента, мощности 10. Преобразователь частоты 8 оснащен блоком связи 11, через который имеется доступ всех устройств ко всем параметрам преобразователя частоты 8 и через который подаются команды управления преобразователем частоты 8.
Контроллер управления 12, оснащенный блоком индикации и управления 13 непрерывно считывает необходимые параметры (частота, ток, напряжение, мощность, момент и т.д.) и выдает команды в соответствии с алгоритмом управления.
При начале эксплуатации скважины, для определения момента, при котором прекращается подача, насосный агрегат разгоняют до частоты, при которой появляется подача жидкости. Затем частоту плавно снижают и непрерывно контролируют момент вращения двигателя. Как правило, при плавном снижении частоты пропорционально плавно снижается момент на валу двигателя. При достижения точки прекращения подачи (наступление момента холостого хода) момент падает скачком, что хорошо заметно на графическом экране контроллера (см. фиг.З). Величина этого момента (в процентах) выбирается в качестве уставки МК1. Вторая уставка МК2 выбирается на 3-10% больше первой.
Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом заключается в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление, при этом для обеспечения отбора такого количества жидкости из скважины, которое равно ее притоку, выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину, а в процессе выполнения циклов производят коррекцию соотношения времени откачки - накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки - накопления не перестанет изменяться, а момент наступления прекращения подачи определяют по равенству значений текущего момента на валу погружного электродвигателя 4 и контрольного момента, который определяют предварительно по скачкообразному падению значения момента на валу погружного электродвигателя 4 в точке наступления прекращения подачи при снижении частоты питающего напряжения.
Описание работы устройства и осуществление способа происходит в соответствии с блок-схемой алгоритма, представленного на фиг.2.
После запуска установки (начало) работу осуществляют на частоте ожидания подачи (под подачей подразумевается подача жидкости). После появления подачи контроллер управления 12 получает сигнал с блока определения частоты, тока, момента, мощности 10, развиваемого погружным электродвигателем 4 и определяют значение момента на валу погружного электродвигателя 4, которое отображается также на блоке индикации и управления 13, при котором прекращается подача, что осуществляется путем плавного снижения частоты питающего напряжения, при этом сигнал от контроллера управления 12 передается через блок связи 11, преобразователь частоты 8 на погружной электродвигатель 4. Причем непрерывно сравнивают скорость изменения частоты со скоростью изменения момента на валу погружного электродвигателя 4. При наличии подачи скорости изменения частоты и момента пропорциональны, в то время как при
5 достижении точки прекращения подачи значение момента на валу погружного электродвигателя 4 падает скачком, так как прекращаются затраты энергии на подъем жидкости (см. фиг. 3, где представлены графики установившегося циклического режима). Значение момента на валу двигателя (в процентах) ю принимают за уставку (МК1 ).
В зависимости от производительности установки и ожидаемого притока задают время откачки и время накопления, используя соотношение:
Ожидаемый приток _ Время откачки
15 Производительность установки Время откачки + Время накопления
Работают в режиме откачки заданное время и переходят в режим поиска частоты прекращения подачи. Частоту определяют при равенстве текущего момента на валу го погружного электродвигателя 4 и контрольного момента МК 1.
Если частота не определилась, корректируют время откачки в сторону увеличения и цикл повторяют. Если частота определена, переходят в режим накопления на данной частоте и работают заданное время. В каждом цикле контролируют,
25 изменилось ли соотношение времен откачки и накопления.
Если это соотношение не меняется, то это означает, что скважина работает в установившемся циклическом режиме, когда приток жидкости в скважине равен ее отбору (изменение соотношения времени откачки - накопления при неизменных времени откачки и накопления происходит в режиме поиска частоты прекращения подачи, так как в зависимости от притока момент прекращения подачи будет происходить на разных частотах, то есть в разное время).
Если соотношение откачка - накопление меняется, то осуществляют его корректировку. Процесс происходит автоматически с помощью контроллера управления 12, который получает информацию от блока определения частоты, тока, момента, мощности 10, развиваемых погружным электродвигателем 4. Контроллер управления 12 передает управляющие сигналы через блок связи 11 на преобразователь частоты 8, который, в свою очередь, через согласующий трансформатор 7 передает сигналы на токопроводящий кабель 6 до приведения в соответствие притока жидкости из пласта и ее отбора. Если соотношение откачка - накопление вышло за установленные пределы, то есть не поддается регулировке по тем или иным причинам, останавливают скважину, затем повторяют запуск.
Изобретение позволяет оптимизировать добычу нефти путем откачки такого количества жидкости, который соответствует ее притоку в скважине. Способ предполагает использование насосной установки с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости в скважину. Способ основан на регулировании количества откачиваемой жидкости из скважины путем периодического повторения циклов, каждый из которых включает три режима:
Первый - работа, на частоте, при которой происходит откачка жидкости; Второй - режим поиска частоты прекращения подачи;
Третий - работа на частоте прекращения подачи.
Режимы наглядно представлены на фиг.З.
Способ осуществляют следующим образом:
При первом запуске ожидают появления подачи и определяют контрольный момент на валу погружного электродвигателя, при котором прекращается подача при снижении частоты вращения двигателя. Значение контрольного момента выбирают в качестве уставки, определяющей моменты перехода из одного режима в другой. В зависимости от притока, по результатам работы в предыдущих циклах, производят корректировку соотношения времен откачки и накопления до тех пор, пока это соотношение не перестанет изменяться, то есть до тех пор, пока скважина не перейдет в установившийся циклический режим, когда приток из пласта равен количеству отбираемой жидкости.
Промышленная применимость
Устройство выполнено на доступных и промышленно изготавливаемых комплектующих.
Основным отличием от прототипа по способу является то, что в предлагаемом способе циклический режим является основным, как при выводе скважины на режим, так и в процессе текущей эксплуатации.
Способ и устройство ориентированы на применение на всех скважинах, включая малодебитные. Для высокопродуктивных скважин обеспечивается возможность применения погружных насосов, заведомо большей производительности по сравнению с продуктивностью скважины, что позволяет увеличить ресурс работы установки, так как работа осуществляется на режимах, значительно меньше предельных.
Устройство не требует никаких погружных датчиков, что упрощает само устройство. В заявленном устройстве все сигналы, поступают на блоки, находящиеся на поверхности, через токопроводящий кабель непосредственно с вала погружного электродвигаеля.
Определение момента прекращения подачи определяется исходя из реальных свойств флюида и реальных характеристик насосной установки путем измерения скорости изменения вращающего момента на валу погружного электродвигателя. Как известно, при снижении частоты, в момент, когда прекращается подача, то есть двигатель переходит в режим холостого хода, вращающий момент на его валу падает скачком, что и позволяет, определить наступление момента прекращения подачи с учетом всех реальных условий, то есть свойств флюида и технических характеристик установки.
При данном способе эксплуатации скважины, с использованием заявленного устройства, для получения наилучших результатов по увеличению добычи нефти может быть использована насосная установка с более высокой производительностью по сравнению с притоком скважины. Это облегчает выбор типоразмера насосной установки и увеличивает межремонтный период во время эксплуатации, так как установка в этом случае работает в облегченных режимах эксплуатации, что обеспечивает. Таким образом, все вышеперечисленное доказывает достижение технического результата
Перечень позиций
колонна эксплуатационных труб 1
насосная установка 2
центробежный насос 3
погружной электродвигатель 4
колонна подземных труб 5
токопроводящий кабель 6
согласующий трансформатор 7
преобразователь частоты 8
блок питания 9
блок определения частоты, тока, момента, мощности 10
блок связи 11
контроллер управления 12
блок индикации и управления 3

Claims

Формула изобретения.
1. Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом, заключающийся в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление, отличающийся тем, что для обеспечения отбора такого количества жидкости из скважины, которое равно ее притоку, выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину, а в процессе выполнения циклов производят коррекцию соотношения времени откачки - накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки - накопления не перестанет изменяться, а момент наступления прекращения подачи определяют по равенству значений текущего момента на валу погружного электродвигателя и контрольного момента, который определяют предварительно по скачкообразному падению значения момента на валу двигателя в точке наступления прекращения подачи при снижении частоты питающего напряжения.
2. Устройство для осуществления способа по п. 1 формулы, содержащее размещенные в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб, при этом погружной электродвигатель токопроводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством, отличающееся тем, что устройство содержит также согласующий трансформатор, блок определения частоты, тока момента, мощности, блок связи, блок индикации и управления, при этом токопроведящий кабель связан с первым входом - выходом согласующего трансформатора, который вторым входом - выходом связан со входом - выходом преобразователя частоты, а преобразователь частоты своим вторым входом - выходом связан с блоком питания, а третьим входом - выходом - с первым входом - выходом блока определения частоты, тока, момента, мощности, который своим вторым входом - выходом связан с первым входом - выходом блока связи, второй вход - выход которого связан с четвертым входом - выходом преобразователя частоты, а третьим входом - выходом связан с первым входом - выходом контроллера управления, второй вход - выход которого связан с блоком индикации и управления, при этом все сигналы, поступают на блоки, находящиеся на поверхности, через токопроводящий кабель непосредственно с вала погружного электродвигаеля.
PCT/RU2013/001022 2013-04-22 2013-11-15 Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом WO2014175769A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP13882737.3A EP2990594B1 (en) 2013-04-22 2013-11-15 Method for operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive
RS20180523A RS57230B1 (sr) 2013-04-22 2013-11-15 Postupak za rad sa bušotinom upotrebom sklopa pumpe sa pogonom promenljive frekvencije
US14/886,002 US9920603B2 (en) 2013-04-22 2015-10-17 Method of operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013118458/03A RU2522565C1 (ru) 2013-04-22 2013-04-22 Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом и устройство для его осуществления
RU2013118458 2013-04-22

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US14/886,002 Continuation US9920603B2 (en) 2013-04-22 2015-10-17 Method of operating a well using a pump assembly with a variable-frequency drive

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014175769A1 true WO2014175769A1 (ru) 2014-10-30

Family

ID=51217413

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2013/001022 WO2014175769A1 (ru) 2013-04-22 2013-11-15 Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9920603B2 (ru)
EP (1) EP2990594B1 (ru)
HU (1) HUE038419T2 (ru)
RS (1) RS57230B1 (ru)
RU (1) RU2522565C1 (ru)
WO (1) WO2014175769A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10001121B2 (en) 2013-03-15 2018-06-19 Franklin Electric Co., Inc. System and method for operating a pump

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA3008802C (en) * 2015-11-20 2019-07-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Systems and methods for detecting pump-off conditions and controlling a motor to prevent fluid pound
CN107091071A (zh) * 2017-06-19 2017-08-25 深圳市康元电气技术有限公司 抽油机、抽油机驱动电机的控制方法及装置
US10256762B2 (en) * 2017-06-27 2019-04-09 General Electric Company Systems and methods for active damping of a motor
RU194568U1 (ru) * 2018-08-28 2019-12-16 Иван Юрьевич Соколов Погружной привод плунжерного насоса

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2119578C1 (ru) 1997-06-19 1998-09-27 Владимир Геннадиевич Ханжин Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2181829C2 (ru) * 2000-01-10 2002-04-27 Самарский государственный технический университет Способ вывода скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, на стационарный режим работы
US6481973B1 (en) * 1999-10-27 2002-11-19 Little Giant Pump Company Method of operating variable-speed submersible pump unit
RU2322571C1 (ru) * 2006-08-25 2008-04-20 ОАО "НК "Роснефть" Способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2426867C1 (ru) 2010-08-23 2011-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Эталон" Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2010146609A (ru) * 2010-11-16 2012-05-27 ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU) Способ добычи скважинной жидкости

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5450306A (en) * 1992-12-07 1995-09-12 Square D Company Closed loop pulse width modulator inverter with volt-seconds feedback control
US5844397A (en) * 1994-04-29 1998-12-01 Reda Pump Downhole pumping system with variable speed pulse width modulated inverter coupled to electrical motor via non-gap transformer
CA2163137A1 (en) * 1995-11-17 1997-05-18 Ben B. Wolodko Method and apparatus for controlling downhole rotary pump used in production of oil wells
RU7455U1 (ru) * 1997-10-21 1998-08-16 Александр Васильевич Самонов Погружная насосная установка
US6043995A (en) * 1998-09-09 2000-03-28 Centrilift Method and apparatus for pulse width modulation of a power supply for increased transient stability in subsurface wellbore pumps
RU2250357C2 (ru) * 2003-04-09 2005-04-20 Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом
WO2006136202A1 (en) 2005-06-21 2006-12-28 Itt Manufacturing Enterprises Inc. Control system for a pump
RU2293176C1 (ru) * 2005-09-02 2007-02-10 Николай Петрович Кузьмичев Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом (способ кузьмичева)
US8092190B2 (en) * 2007-04-06 2012-01-10 Baker Hughes Incorporated Systems and methods for reducing pump downtime by determining rotation speed using a variable speed drive
RU2421605C1 (ru) 2010-02-19 2011-06-20 Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом
RU2441143C1 (ru) * 2010-05-19 2012-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяная технологическая компания" НЕТЕК Способ повышения нефтеотдачи пластов в процессе добычи нефти и устройство его реализации
CA2729534A1 (en) * 2011-01-31 2012-07-31 Darryl Alexus Pumping petroleum fluid from a well bore

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2119578C1 (ru) 1997-06-19 1998-09-27 Владимир Геннадиевич Ханжин Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
US6481973B1 (en) * 1999-10-27 2002-11-19 Little Giant Pump Company Method of operating variable-speed submersible pump unit
RU2181829C2 (ru) * 2000-01-10 2002-04-27 Самарский государственный технический университет Способ вывода скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом, на стационарный режим работы
RU2322571C1 (ru) * 2006-08-25 2008-04-20 ОАО "НК "Роснефть" Способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2426867C1 (ru) 2010-08-23 2011-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Эталон" Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2010146609A (ru) * 2010-11-16 2012-05-27 ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU) Способ добычи скважинной жидкости

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2990594A4

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10001121B2 (en) 2013-03-15 2018-06-19 Franklin Electric Co., Inc. System and method for operating a pump

Also Published As

Publication number Publication date
RU2522565C1 (ru) 2014-07-20
EP2990594B1 (en) 2018-03-14
US20160032698A1 (en) 2016-02-04
EP2990594A1 (en) 2016-03-02
EP2990594A4 (en) 2017-02-08
US9920603B2 (en) 2018-03-20
RS57230B1 (sr) 2018-07-31
HUE038419T2 (hu) 2018-10-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11767748B2 (en) Well fracturing systems with electrical motors and methods of use
WO2014175769A1 (ru) Способ эксплуатации скважины насосной установкой с частотно-регулируемым приводом
US8106615B2 (en) Pump jack pump-off control method and pump jack control apparatus
US8690542B2 (en) Method and arrangement for soft start up of a pump system
US20150078917A1 (en) System and method for converterless operation of motor-driven pumps
US11018610B2 (en) Motor drive system and method
CN104883113A (zh) 一种抽油机自动调参装置及方法
CN105517961A (zh) 海水淡化系统
KR101314833B1 (ko) 가압 급수 제어 방법 및 이의 제어 장치 및 제어 시스템
US9835160B2 (en) Systems and methods for energy optimization for converterless motor-driven pumps
US10738784B2 (en) Power-loss ridethrough system and method
CN204836022U (zh) 一种抽油机自动调参装置
AU2017345741B2 (en) Motor drive system and method
AU2022224837A1 (en) System for powering and controlling an electric motor
CN203361239U (zh) 水泵预转换系统
RU131810U1 (ru) Устройство управления режимом эксплуатации скважины
RU2322611C1 (ru) Способ динамической эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
KR101605111B1 (ko) 전력 절감을 위한 부스터 펌프 구동 장치 및 방법
CN103573219A (zh) 一种抽油机自动变频装置及方法
KR101448888B1 (ko) 인버터 부스터 펌프의 제어방법
CN109542156B (zh) 多抽油机的联合调控策略的确定方法及装置
RU2181444C1 (ru) Способ защиты электропривода насоса
SU1571222A1 (ru) Способ эксплуатации установки погружного насоса в скважине
RU2474675C1 (ru) Способ эксплуатации скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
CN111478643A (zh) 一种油田用远程电气控制系统及控制方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13882737

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2013882737

Country of ref document: EP