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



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

 


Владельцы патента RU 2553744:

Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") (RU)

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Способ реализуется следующим образом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Условие q=const обеспечивается варьированием tнак (т.е. Pmax), т.к. tотк однозначно задается условиями откачки - насос работает на подаче, соответствующей максимуму КПД.

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

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



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ).

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании. В способе периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри или до и после газового оборудования, расход газа через газовое оборудование или перепад давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование. По измеренным значениям формируют показатель загидрачивания работающего газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. При формировании показателя загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Определяемые в безгидратном режиме работы базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх