Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к добыче нефти установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). После введения в станцию управления параметров работы УЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока, задают ограничение по температуре насоса, фиксируют силу тока и запускают УЭЦН. Одновременно фиксируют давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос. Эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе УЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом. При достижении равенства давлений регистрируют температуры на входе и самого насоса, определяют дебит скважины. При постоянном или растущем не более чем на 10% давлении на входе в насос в течение одного и более часов УЭЦН выводят на постоянный режим работы. Фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос и силу тока, при этом разность температур на поверхности насоса с температурой на входе насоса остается постоянной или уменьшается на величину не более 10% и стабилизируется. При давлении на входе в насос меньше давления насыщения и увеличивающейся разности указанных температур определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от его величины уменьшают частоту вращения насоса и выводят установку на постоянный режим эксплуатации. При давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала насоса, определяют частоту и силу тока, определяют температуру насоса и продолжают эксплуатацию УЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока и температуры на поверхности насоса. Использование изобретения позволяет полностью автоматизировать процесс запуска, вывода на технологический режим и слежения за эксплуатацией нефтяной скважины УЭЦН, что в свою очередь увеличит общую надежность оборудования УЭЦН. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, которой относится изобретение

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно, к добыче нефти установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) с частотно регулируемым электродвигателем и служит полной автоматизации эксплуатации нефтяной скважины электроцентробежным насосом.

Уровень техники

Существуют патенты на частичной автоматизации процесса вывода на технологический режим УЭЦН с помощью станции управления (СУ) с частотно управляемым электрическим током погружного электродвигателя.

Из уровня техники известен «Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом» (заявка №97110817/03, 19.06.1997). Известный способ включает периодическое повторение 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, в фазе притока текущего цикла осуществляют модуляцию частоты напряжения питания электронасоса в области значений частоты, соответствующих изменяющимся в процессе притока параметрам насоса при прекращении и возобновлении подачи.

Из уровня техники также известен способ - автора Н.П. Кузьмичева «Способ кратковременной эксплуатации скважин погружной насосной установкой с электроприводом (способ Кузьмичева), (номер заявки 2005128382/03 от 04.02.2011)

Из уровня техники также известен способ - авторов А.А. Чудновского, С.И. Зайцева, А.В. Давыдова и Гоцци Иштван «Способ добычи скважинной жидкости», (патент РФ №2190087)

В известных аналогах рассматривается периодическая откачка скважинной жидкости и ожидание накопления скважинной жидкости до определенного уровня.

Из уровня техники также известны станции управления «ИРЗ-512И-400», «ЭЛЕКТОН-05Ф-400», «ЭТАЛОН-ЧР-400» ОРИОН-03-400 и т.д. где автоматизация процесса запуска и эксплуатации осуществляется при помощи данных датчика давления и температуры (ТМС) на приеме установки ЭЦН. При этом данные (давление) с телеметрической системы (ТМС) подаются в станцию управления (СУ) в качестве «обратной связи», для регулирования частоты вращения насоса так, чтобы привести в согласованную работу системы «погружной насос - подача продуктивного пласта». Например, при подаче продуктивного пласта 20 куб.м. жидкости в сутки, установку ЭЦН с производительностью 35 куб.м. в сутки при частоте переменного тока 50 Гц, необходимо эксплуатировать на меньшей частоте и т.д.

Во всех приведенных аналогах основным техническим недостатком является игнорирование температурного состояния центробежного насоса - а именно, скорости изменения температуры насоса ЭЦН. Во всех вышеприведенных аналогах за основу принята сила тока на погружном электродвигателе - однако одна и та же сила тока может соответствовать разным значениям давления на приеме, содержания газа, обводненности продукции, газовому фактору, давления насыщения. Такая неопределенность в зависимости не позволяет однозначно реагировать на изменение силы тока. Сила электрического тока не характеризует состояние электроцентробежного насоса.

Из уровня техники известен «Способ автоматического управления УЭЦН с вентильным электродвигателем». Известный способ, в котором эксплуатация центробежного насоса проводится с такой частотой вращения вала насоса, что температура в первой секции насоса остается постоянной. Автоматическое управление УЭЦН с вентильным приводом, причем, за «обратную связь» предлагается применить температуру на первой секции насоса (2012111621/06, 26.03.2012.). Однако температура входящей в насос жидкости не учитывается, что не позволяет определить прирост температуры в насосе за счет выработанной в нем теплоты.

Поэтому все эти станции управления являются полуавтоматическими по запуску, выводу на технологический режим и слежения эксплуатации установки ЭЦН из-за того, что:

а) давление на приеме насоса не может быть использован в качестве параметра «обратной связи» в том виде;

б) оптимальное давление на приеме насоса не может быть определено специалистами обслуживающими станцию управления;

в) не учитывается состояние электроцентробежного насоса, так как температура ЭЦН в зависимости от наличия газа в откачиваемой жидкости на приеме может меняться от 10-ки до 100-и градусов. Высокая температура насоса может привести к отказу УЭЦН из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель-двигатель» или к отложению солей внутри насоса;

г) температура насоса в качестве обратной связи недостаточно, так как не учитывает температуру поступающей жидкости на входе в насос, состояние погружного электродвигателя. Например, при увеличении глубины спуска установки ЭЦН, температура на приеме насоса будет выше. Тогда при одинаковой температуре насосов на одинаковых установках прирост температуры в насосе, с более низкой температурой на входе, будет больше чем у насоса с высокой температурой на входе. Это может привести к ложному заключению об идентичности состояния установок и одинаковым действиям по урегулированию температуры насосов, например, путем одинакового изменения частоты вращения вала насоса. На самом деле, где повышение температуры больше там необходимо на большую величину снижать частоту переменного тока согласно. Назовем разность температур на насосе и на приеме насоса относительной температурой.

В качестве наиболее близкого аналога заявителем предлагается вышеуказанный «Способ автоматического управления УЭЦН с вентильным электродвигателем». В этой заявке (2012111621/06, 26.03.2012.) учитывается температура ЭЦН без учета температуры газожидкостной смеси на входе в насос. Впервые учитывается «изменение относительной температуры насоса», устраняющее недостатки по п. а) - г). Заявленное изобретение отличается от наиболее близкого аналога тем, что реализует полную автоматизацию процесса эксплуатации установки электроцентробежного насоса с частотно регулируемым электродвигателем (фигура 1).

Сущность изобретения

Задачей, решаемой заявленным изобретением является автоматизация процесса эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса.

Технический результат заявленного изобретения заключается в полной автоматизации процесса запуска, вывода на технологический режим и слежения за эксплуатацией, что приведет к увеличению общей надежности оборудования (ЭЦН) и снижению себестоимости добычи нефти.

Технический результат заявленного изобретения достигается за счет регулирования температуры путем изменения частоты вращения вала насоса, что впервые за «обратную связь», для контроля состояния центробежного насоса принимается температура эксплуатации, а именно за счет того, что способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса, в котором устанавливают в скважину электроцентробежный насос (ЭЦН) на заданную глубину спуска установки в скважину, определяют и вводят в станцию управления параметры работы, фиксируют параметры работы: начальное давление на входе насоса, температуру начальную насоса, запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление на входе ЭЦН, температуру на насосе и температуру на входе в насос, при этом эксплуатацию насоса осуществляют с регулируемой частотой вращения вала насоса, причем перед запуском установки ЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока ωн, задают ограничение по температуре насоса, таким образом, чтобы температура насоса была меньше допустимой температуры, фиксируют силу тока; эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе ЭЦН больше либо равному давлению насыщения нефти газом, причем при достижении равенства давления на входе ЭЦН и давления насыщения нефти газом регистрируют температуру на входе в насос и температуру на насосе, определяют дебит скважины, и выводят на постоянный режим работы установку ЭЦН при постоянном или растущем не более чем на 10% давлении на входе в насос в течение одного и более часов, фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на входе насоса, температуру на поверхности насоса и силу тока, при этом разность температур на поверхности насоса с температурой на входе насоса остается постоянной или уменьшается на величину не более 10% и стабилизируется; причем при давлении на входе в насос меньше давления насыщения, и увеличивающейся разности температуры на поверхности насоса и температуры на входе в насос, определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от величины увеличения дебита скважины уменьшают частоту вращения насоса и выводят установку на постоянный режим эксплуатации, а при давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала ЭЦ и, определяют частоту переменного тока и силу тока, одновременно определяют температуру насоса, продолжают эксплуатацию ЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока по установке и температуры на поверхности насоса.

В частном случае реализации заявленного технического решения частоту вращения уменьшают обратно пропорционально величине Z, зависящей от увеличения дебита скважины, которое в свою очередь рассчитывают по формуле:

Q1=k(Pпл-Pз1), где

k - коэффициент продуктивности скважины (м3/сут*МПа);

Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при неэксплуатируемой скважине;

Рз1 - давление на забое скважины,

при этом Pз1вх1ст.ж., где

Рвх1 - давление на приеме насоса;

Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстий насоса,

при этом Рст,жвх0, где

Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное,

определяют увеличение дебита скважины по формуле:

Q2=k(Pпл-Pз2), где

k - коэффициент продуктивности скважины (м3/сут*МПа);

Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1,

при этом давление Рз1вх1ст.ж., где

Рвх2 - давление на приеме насоса после эксплуатации время t1,

определяют разницу увеличение дебита скважины:

ΔQ=Q2-Q1=k(Pвх1-Pвх2),

затем определяют отношение Z:

где

Q,опт - оптимальный дебит скважины.

В частном случае реализации заявленного технического решения в станцию управления вводят параметры работы:

k - коэффициент продуктивности скважины,

Рпл - начальное пластовое давление, МПа;

Tw - рабочая температура насоса.

В частном случае реализации заявленного технического решения установку электроцентробежного насоса останавливают на накопление при уменьшающемся давлении на приеме в насос и повышении температуры на поверхности насоса до значения рабочей температуры кабельного удлинителя и до достижения значения давление на приеме насоса Рпр=1,2Рн. и условии

где

Ннап.тек - текущий напор центробежного насоса;

- напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока,

и при достижении значения Рпр=1,2Рн установку запускают в работу со значениями времени накопления; времени откачки, рабочего тока, напряжения, начальной и конечной температуры на поверхности насоса.

В частном случае реализации заявленного технического решения ЭЦН выбирают с запасом напора по насосу в 25%.

Краткое описание чертежей

Детали, признаки, а также преимущества настоящего изобретения следуют из нижеследующего описания вариантов реализации заявленного технического решения с использованием чертежей, на которых показано:

Фиг. 1 - установка электроцентробежного насоса с частотно регулируемым электродвигателем;

Фиг. 2 - график изменения давления на приеме насоса;

Фиг. 3 - график изменения температуры насоса во времени;

Фиг. 4 - график изменения температуры насоса во времени;

Фиг. 5 - график изменения температуры насоса во времени;

Фиг. 6 - график изменения температуры двигателя во времени;

Фиг. 7 - зависимость температуры насоса от частоты тока.

На фигурах цифрами обозначены следующие позиции:

1 - погружной электродвигатель; 2 - гидрозащита; 3 - центробежный насос; 4 - секция насоса; 5 - секция насоса; 6 - датчик температуры на насосе; 7 - датчик температуры на входе насоса; 8 - датчик давления на входе в насос; 9 - кабельная линия; 10 - станция управления; 11 - насосно-компрессорные трубы НКТ; 12 - задвижка с манометром; 13 - фонтанная арматура; 14 - входные отверстия центробежного насоса.

Раскрытие изобретения

Установка электроцентробежного насоса (ЭЦН) (Фиг. 1) состоит из погружного электродвигателя (1), гидрозащиты (2), центробежного насоса (3), секции насоса (4, 5), датчика температуры на поверхности насоса (6), датчика температуры на входе насоса (7), датчика давления на входе в насос (8), кабельной линии (9), станции управления (10), насосно-компрессорных труб НКТ (11), задвижки (12) с манометром, фонтанной арматуры (13), входных отверстий (14) центробежного насоса.

УЭЦН приводится в движение погружным электродвигателем, который питается переменным током из станции управления с переменной частотой электрического тока по кабельной линии (9) и в насосе вращает центробежные аппараты, насаженные на валы центробежного насоса и секции (4, 5), сочлененные с валом электродвигателя.

Создаваемая центробежная сила через отверстия на нижней части насоса перекачивает газожидкостную смесь, передавая из аппарата в аппарат и далее по НКТ в систему нефтесбора. УЭЦН располагается в эксплуатационной колонне скважины, подвешивается на колонне НКТ, которая крепится на фонтанной арматуре. Фонтанная арматура герметично соединена с системой нефтесбора. Питающая электродвигатель кабельная линия (9) крепится к НКТ и через герметичное отверстие на фонтанной арматуре соединяется со станцией управления (10).

Станция управления (СУ) служит для запуска (остановки), для непрерывной подачи переменного тока по кабельной линии в погружной электродвигатель, служит для непрерывного контроля сопротивления изоляции кабельной линии, для изменения частоты переменного тока, а также, для приема передаваемой по кабельной линии информации из датчиков (6, 7, 8).

Автоматическое управление УЭЦН возможно только через тепловое состояние центробежного насоса, так что единственным параметром, позволяющим произвести однозначный контроль по всей электроцентробежной установке, является скорость изменения относительной температуры насоса. Относительная температура насоса зависит от тепловых параметров насоса, от характеристики добываемой жидкости.

Относительная температура насоса в зависимости от содержания газа на приеме насоса меняется однозначно - зависит от содержания свободного газа в газожидкостной смеси на приеме насоса. Газосодержание на приеме насоса зависит от газового фактора, давления насыщения, давления на входе в насос, обводненности продукции. И поэтому относительная температура насоса может служить «обратной связью» для автоматизации управления электроцентробежным насосом - созданию безлюдной технологии.

Относительная температура на поверхности насоса вычисляется по формуле:

где:

ϕ - содержание газа в смеси на входе насоса, доли единицы; q0 - тепловая мощность насоса, кВт/м3; R2 - радиус наружной поверхности корпуса насоса, м.; Рвх - давление на входе насоса, ат.; Рн - давление насыщения нефти газом, ат.; В - содержание воды в продукции скважины, доля единицы; h - напор одного аппарата насоса при соответствующем содержании газа в смеси, ат.; Г - газовый фактор, м3/м3; Рат - давление атмосферное, ат.; α - коэффициент теплопередачи смеси в металлический корпус насоса, Вт/м2*°С.; λиз - коэффициент теплопроводности газового слоя на наружной поверхности насоса, Вт/м2*°С; δиз - толщина газа на наружной поверхности насоса, м.; Tf - температура смеси на входе насоса, °С; Tw - температура на поверхности насоса, °С.

Для эксплуатации скважины сначала необходимо подобрать установку ЭЦН оптимальной подачей (дебитом), с запасом напора по насосу в 25% и глубиной спуска установки в скважину.

В станцию управления вносят параметры: k - коэффициент продуктивности скважины, (от 0,1 до 1 и более, в зависимости от месторождения и скважины); начальное пластовое давление - Рпл, МПа; рабочая температура насоса - Tw.

Допустимая температура Tн,доп (эта температура может быть равной рабочей температуре кабельной линии, для российских кабельных линии меньше 230°C), °C; начальная частота переменного тока - ωн, Гц; оптимальная производительность установки ЭЦН - Qоп (производительность ЭЦН при частоте ωн=50 Гц для российских установок), сила тока на двигателе Ip, А; напряжение тока Uд, В; напор, развиваемый установкой ЭЦН при стандартной частоте 50 Гц. - Hнап(ω); Рн - давление насыщения нефти,

Перед запуском УЭЦН в работу необходимо убедиться, что выкидная линия открыта (задвижка 12), направление вращения установки прямое по часовой стрелке - направление давления и вращения образуют «правый винт». Необходимо закрыть на фонтанной арматуре задвижку на выкидной линии (12), запустить установку, набрать давление 40 ат. на фонтанной арматуре и установку ЭЦН отключать. Давление на фонтанной арматуре остается постоянным (допускается падение давления до 38 ат. в течение 15 минут) - конструкция герметичная. В противном случае конструкция негерметична.

После чего устанавливают начальную частоту ωн, задают ограничение по температуре насоса Тнк,доп. Температура Тн,доп (например, рабочая температура прилегающей к насосу кабельной линии - допустимая температура (130°С) 230°С для российских УЭЦН, (стандартной) термостойкой плоской частью, прилегающей к центробежному насосу). Запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление Рвх на входе ЭЦН, температуру на насосе Tw и на входе в насос Tƒ. Одновременно строят график изменения давления на входе в насос (фигура 2), температуры Tw (фигура 3) и температуры во входе Tf. (фигура 4). Перед запуском фиксируют начальное давление на входе насоса Рвх0, температура начальная насоса Tw0. Одновременно фиксируют значение силы тока I.

1. Эксплуатация насоса производят до значения:

2. При достижении равенства:

регистрируют температуры Tf и Tw., осуществляют строительство графиков зависимости от времени Рвх, Tf, Tw и силы тока I., и определяют дебит скважины Qж0.

3. Если при этом давление на входе в насос остается неизменным в течение одного и более часов или немного увеличивается (не более чем на 10%) то процесс запуска установки ЭЦН считается законченным. При этом фиксируют дебит Qж, давление на входе насоса Рвх, температуру на входе насоса Tf, температуру на поверхности насоса Tw, силу тока Iр и записывают в «текущие параметры» для передачи технологу (геологу) предприятия.

4. При этом разность Tw-Tf остается постоянной или уменьшится на некоторую величину (не более 10%) и стабилизируется.

5. Если при запуске установки в работу соблюдается условие Тƒ=Tw, тогда проверяют силу тока Iр, при этом если сила тока равна 0, то процесс запуска установки повторяют. Иначе необходимо проверить герметичность установки.

6. При уменьшении разности (Tw-Tf) более 10% за счет роста температуры потока на входе в насос Tf эксплуатация центробежного насоса продолжают: Технологу выдают значения Tf, Tw, дебит скважины Qж, динамический уровень Нд (давление на приеме насоса Рпр), сила тока Ip, напряжение Up, частота переменного тока.

7. Если же давление на входе в насос Рвх продолжает падать, становясь ниже давления насыщения Рн, так, что разность Tw-Tf будет расти, тогда по формуле:

Q1 - дебит жидкости (м3/сут) при забойном давлении Рз1, где k - коэффициент продуктивности скважины, м3/сут*МПа; Рз1 - давление на забое скважины, Рст,жвх0., Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстии насоса, Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное, Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при не эксплуатируемой скважине.

При падении давления на ходе в насос:

где Q2 - дебит жидкости (м3/сут) при Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1.

Определяют ΔQ - разницу (увеличение дебита скважины) между (5) и (4), имеем:

8. Далее определяют отношение Z:

9. Уменьшают частоту вращения вала насоса обратно пропорционально величине Z:

Далее, контролируют температуру насоса и осуществляют построение графиков зависимости (фигура 6).

11. Осуществляют построение графика зависимости (фигура 7) Tw=ƒ(ω).

12. Производят проверку текущего значения напора УЭЦН:

где: Ннап.тек - текущее значение напора УЭЦН при частоте ωi (i принимает значения шагов процесса 1, 2, 3, и т.д.

13. Повторяя п. 6 - п. 8 в i раз, то есть, повторяем п. 6-8 до достижения и, проверяя выполнение условия (9) получаем, что:

где ΔTw - изменение температуры на насосе, Δω изменение частоты тока.

14. Тогда процесс вывода установки на постоянный режим считаем законченным.

15. Технологу (геологу) передаются: новая частота ω1, новый дебит Q1, новое давление на входе насоса Pвх1, сила тока Iр1.

Периодический режим эксплуатации - КЭС (кратковременная эксплуатация ЭЦН)

Если же давление на приеме в насос будет падать, и температура насоса будет повышаться до допустимого значения - например, до допустимой температуры прикрепленной к корпусу насоса кабельной линии, и условие:

Ннап.тек - текущий напор, - напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока. Тогда установка ЭЦН останавливается до времени tнак - время накопления, при котором давление на приеме насоса становится

При значении Рпр=1,2Рн установку запускают в работу и осуществляют построение графика зависимости:

При температуре насоса:

установка ЭЦН останавливается на накопление.

Технологу выдается: время накопления tнак; время откачки tотк, рабочий ток Iраб, напряжение Uраб, температура на поверхности насоса Tw,нач,. Tw,кон (начальная и конечная температура на насосе).

На этом процесс вывода установки ЭЦН на режим КЭС заканчиваем.

Оптимизация типоразмера установки ЭЦН

Нередко при проектировании установки ЭЦН для соответствующей скважины допускается ошибка из-за ненадежности данных по этой скважине.

Тогда, после запуска ЭЦН и вывода ее на постоянный режим эксплуатации оказывается, что давление на входе в насос Рвх оказывается выше давления насыщения. Это означает, что есть возможность увеличить добычу нефти. Для этого необходимо увеличить частоту вращения вала центробежного насоса

Расчет частоты переменного тока вычислим по формуле (7):

Qж - дебит жидкости до изменения частоты, м3/сут, ΔQж - прирост дебита жидкости после изменения частоты вращения вала насоса, Z - безразмерная величина

Qж - дебит жидкости до изменения частоты, ΔQж - изменение дебита жидкости, Z - отношение.

При этом сила тока на установке вырастит и станет равной:

Iz=Z3Ip

Ip - сила тока на установке при дебите Qж, Iz - сила тока после приращения дебита на ΔQж, то есть, будет в кубичной зависимости от коэффициента Z.

Поэтому дальнейшее изменение частоты переменного тока проводим при одновременном определении температуры насоса Tw, так чтобы было удовлетворено неравенство:

Tw≤Тк,доп.

На этом процесс исследования возможности скважины заканчивается, технологу выдаются параметры: наиболее оптимальный дебит Qж,оптим, динамический уровень Нд, сила тока по установке Iр и температура на поверхности насоса Tw.

1. Пример практического применения по выводу установки ЭЦН на режим эксплуатации.

1.1. В качестве примера рассмотрим скважину №236 Н-ского месторождения.

Ожидаемый дебит 18 м3/сутки при динамическом уровне жидкости в скважине (по стволу) Нд=1600 м. (по вертикали 1420 м). Давление в линии нефтесбора 14 ат. Сопротивление на трение в насосно-компрессорных трубах примем равным 5 ат (с запасом на трение расход составит 10 ат). Общий требуемый напор 1900 м. С учетом запаса напора в 25% напор необходимый составляет 2350 м. По производительности скважины подбираем установку ЭЦН5-20-2350. Пусть давление насыщения равно 110 ат. Газовый фактор равен 140 м33. Вертикальная глубина скважины Нв=2680 м. Плотность нефти по скважине примем равной 752 кг/м3. Плотность пластовой воды 1004 кг/м3, температура пласта 82°С, градиент температуры по стволу скважины равен 0,03°С на 1 м. ствола. Коэффициент продуктивности скважины равен

Оптимальное давление на приеме насоса Ропн=110 ат. Тогда высота столба жидкости в скважине равна:

g=9,8 м/с2

где ρсм - плотность смеси; ρн - плотность нефти; ρв - плотность воды; В - содержание воды в продукции.

Пусть ρн - 852 кг/м3; ρв - 1004 кг/м3; В - 0,23

Плотность смеси: ρсм=(852*(1-0,23)+0,23*1004)=656+231=887

Высота столба жидкости:

101325 н/м2=1 ат - переводной коэффициент.

Отнимая из вертикальной глубины скважины Hст=1396 м, имеем динамический уровень по вертикали:

Ндинсквст=2680-1396=1284 м.

Или по стволу скважины:

Hдин.пствдин+160=1284+160=1444 м.

где 160 м. определяется по таблице инклинометрии скважины; Ндин.пств - динамический уровень скважины по стволу (эксплуатационной колонне) скважины. Таблица инклинометрии скважины - это отличие длины ствола скважины от вертикальной глубины (определяется прибором - инклинометром) и является постоянной для каждой скважины.

Для подбора глубины спуска установки ЭЦН допустим, что установка без сепаратора и согласно «Технологического регламента эксплуатации…», применяемого в предприятиях добычи нефти, на приеме насоса допустимо содержание газа в 25% (ϕ=0,25).

Тогда содержание газа на приеме насоса равно:

где Vвх.НУ - объем газа на входе в насос при нормальных условиях, который вычисляем по формуле:

Допустим, дебит от динамического уровня зависит пропорционально и согласно формуле (6) найдем изменение дебита при изменении динамического уровня от Нд до Ндин.пств:

Подставляя значения, имеем изменение дебита скважины:

ΔQж=0,11*((1600-1444)*852*9,8)/101325=1,4 м3/сутки

где 101325 н/м2=1 ат. (переводной коэффициент).

При динамическом уровне 1444 м. дебит уменьшится на 1.4 м3/сутки и составит 16,6 м3/сутки.

Вычислим по (19) объем свободного газа на приеме насоса:

Откуда из (20) найдем давление на входе в насос Рвх:

Углубление установки ЭЦН под динамический уровень составит:

Глубина подвески установки ЭЦН (вертикальная, от устья скважины) равна:

Нсп=1444+943=2227 м.

С учетом инклинометрии (по таблице инклинометрии):

Hсп.пств=2227+230=2457 м.

(где 230 м. из таблицы инклинометрии скважины)

Относительная температура насоса при эксплуатации с содержанием газа в 0,25 (25%), дебитом 18.6 м3/сутки при динамическом уровне 1444 м (с давлением на входе в насос 82 атмосферы) будет равна:

а) вычислим относительную температуру насоса по формуле (1)

Для этого вычислим величину q0: тепловую мощность в аппаратах УЭЦН, которая расходуется на выработку тепла. Для этого:

а) пусть номинальная мощность погружного электродвигателя Nном=16 кВт, коэффициент полезного действия всей установки ЭЦН равен ηЭЦН=0,36;

Но при перекачке газожидкостной смеси с содержанием свободного газа на входе в насос в 25%, КПД установки падает до 0,2.

Тогда количество теплоты, образующееся в установке равно:

б) вычислим количество аппаратов в установке ЭЦН, оно равно:

Из них количество аппаратов, перекачивающих сильно газированную смесь до полного растворения газа в нефти (от давления на входе 82 ат до давления насыщения 110 ат), равно:

Здесь предположили, что средний напор на участке от 82 до 110 ат составляет 0,08 ат. (20% от номинального напора, равного 4 м.).

Предположив, что расход мощности производится на все рабочие аппараты УЭЦН равномерно (мощность, приходящая на 350 аппаратов насоса)

в) найдем тепловую мощность q0 на 350 аппаратах, учитывая, что высота аппарата одного 6 см, диаметр 10 см и теплота распространяется по всему насосу длиной 21 м. (350 аппаратов). Тогда на 350 аппаратах мощность источника тепла равна:

где d - диаметр насоса, l - длина насоса, π=3,14.

г) тогда относительная температура (прирост температуры в насосе) составит:

Вычислим абсолютную температуру насоса, считая, что геотермический коэффициент равен 0,03°С/м.

Для этого вычисляем температуру смеси на приеме насоса, она равна:

Тогда абсолютная температура на поверхности насоса равна:

Температура 223°С находится вблизи к допустимой температуре (допустимая 230°С).

Дебит 16,6 для насоса установки ЭЦН5-20-2350 неприемлем, так как чтобы обеспечить такую подачу придется установить устьевой штуцер на фонтанной арматуре скважины, что приводит к непроизводительной затрате электроэнергии в установке. Поэтому далее определим отношение:

Уменьшим частоту переменного тока на погружном электродвигателе в Z раз.

Частота равна:

Тогда подача установки станет равной 16,6 м3/сут. Напор установки уменьшится до:

Баланс напора: 1632 м.=1444 м.+50 м.+138 м.

Общий требуемый напор 1900 м, очевидно, напор установки 1632 м. недостаточно, поэтому дальнейшее снижение частоты переменного тока недопустимо. Вычисляем изменение температуры насоса при снижении частоты переменного тока. Потребляемая мощность уменьшится до:

Мощность теплового источника равна:

Тогда мощность источника тепла в насосе согласно (35) равна:

Абсолютная температура насоса равна:

Сравнивая показание термометра (6) и (8) находим разницу если

с точностью ±5% тогда процесс вывода на технологический режим эксплуатации считаем, законченным.

Режим периодической эксплуатации:

Если в процессе эксплуатации установки ЭЦН относительная температура насоса будет расти, так что напор установки станет ниже необходимого напора:

где Нр - рабочее давление центробежного насоса, Рвх - давление на входе в насос, Нб - давление в системе нефтесбора. При этом необходимо установку ЭЦН отключать, построить график зависимости Рвх от времени. Определить время Тнак. накопления в скважине жидкости до значения давления на входе Рвхн. Запускаем установку в эксплуатацию до значения температуры насоса Tw≤Тдоп, одновременно учитываем время работы установки Тр. Одновременно регистрируем силу тока в начале откачки Iн и Iк, определяем дебит скважины в начальный момент Qн и перед отключением Qк (конечное значение дебита). Вычислим объем откачанной жидкости как среднеарифметическое:

Выдаем технологу предприятия параметры эксплуатации установки: объем добытой жидкости Q; время работы установки Тр; время накопления (простоя) установки Tн.

Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.

Режим оптимизации.

Если после запуска установки в эксплуатации давление на входе в насос станет постоянным и большим, чем давление насыщения, тогда необходимо определить дополнительный дебит скважины по формуле:

Рассчитаем изменение частоты вращения вала насоса (частоту переменного тока) по формуле:

Увеличиваем частоту тока с 50 Гц в 50Z, определяем относительную температуру, если она не выше допустимой Тн,доп., шаг за шагом увеличиваем частоту вращения:

При дальнейшим снижении давления на входе насоса Рвх планирование повышение частоты переменного тока на основании (1).

Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.

Режим предупреждения солеотложения.

Для этого уменьшаем температуру насоса до режима начала солеотложения Тсоль.

И весь процесс вывода на режим проводим согласно п. 9.1, 9.2, 9.3.

Например, если относительная температура начала солеотложении на скважине равна 46°С, тогда Тн,доп=46°С.

Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.

1. Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса, в котором

устанавливают в скважину электроцентробежный насос (ЭЦН) на заданную глубину спуска установки в скважину,

определяют и вводят в станцию управления параметры работы,

фиксируют параметры работы: начальное давление на входе насоса, температуру начальную насоса,

запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление на входе ЭЦН, температуру на насосе и температуру на входе в насос, при этом эксплуатацию насоса осуществляют с регулируемой частотой вращения вала насоса,

отличающийся тем, что перед запуском установки ЭЦН проверяют герметичность установки,

устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока ωн, задают ограничение по температуре насоса таким образом, чтобы температура насоса была меньше допустимой температуры,

фиксируют силу тока;

эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе ЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении равенства давления на входе ЭЦН и давления насыщения нефти газом регистрируют температуру на входе в насос и температуру на насосе,

определяют дебит скважины и выводят на постоянный режим работы установку ЭЦН при постоянном или растущем не более чем на 10% давлении на входе в насос в течение одного и более часов,

фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на входе насоса, температуру на поверхности насоса и силу тока,

при этом разность температур на поверхности насоса с температурой на входе насоса остается постоянной или уменьшается на величину не более 10% и стабилизируется;

причем при давлении на входе в насос меньше давления насыщения и увеличивающейся разности температуры на поверхности насоса и температуры на входе в насос определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от величины увеличения дебита скважины уменьшают частоту вращения насоса,

и выводят установку на постоянный режим эксплуатации,

а при давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала ЭЦ и

определяют частоту переменного тока и силу тока, одновременно определяют температуру насоса, продолжают эксплуатацию ЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока по установке и температуры на поверхности насоса.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частоту вращения уменьшают обратно пропорционально величине Z, зависящей от увеличения дебита скважины, который в свою очередь рассчитывают по формуле:

Q1=k(Pпл-Pз1), где

k - коэффициент продуктивности скважины (м3/(сут⋅МПа));

Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при неэксплуатируемой скважине;

Рз1 - давление на забое скважины,

при этом Рз1вх1ст.ж., где

Рвх1 - давление на приеме насоса;

Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстий насоса,

при этом Рст,жвх0, где

Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное,

определяют увеличение дебита скважины по формуле:

Q2=k(Pпл-Pз2), где

k - коэффициент продуктивности скважины (м3/(сут⋅МПа));

Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1,

при этом давление Рз1вх1ст.ж., где

Рвх2 - давление на приеме насоса после эксплуатации время t1,

определяют разницу увеличения дебита скважины:

ΔQ=Q2-Q1=k(Pвх1-Pвх2),

затем определяют отношение Z:

где

Qопт - оптимальный дебит скважины.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в станцию управления вводят параметры работы:

k - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут⋅МПа);

Рпл - начальное пластовое давление, МПа;

Tw - рабочая температура насоса.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установку электроцентробежного насоса останавливают на накопление при уменьшающемся давлении на приеме в насос и повышении температуры на поверхности насоса до значения рабочей температуры кабельного удлинителя и до достижения значения давления на приеме насоса Рпр=1,2Рн. и условии

где

Ннап.тек - текущий напор центробежного насоса;

- напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока,

и при достижении значения Рпр=1,2Рн установку запускают в работу со значениями времени накопления; времени откачки, рабочего тока, напряжения, начальной и конечной температуры на поверхности насоса.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ЭЦН выбирают с запасом напора по насосу в 25%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области машиностроения, а именно к системам управления и контроля гидравлических приводов штанговых насосов. Система управления гидравлическим приводом штангового насоса содержит программируемый логический контроллер (1), аналоговой и дискретный выходы которого подключены к соответствующим входам частотного преобразователя (2), выходная силовая шина которого подключена к электродвигателю (3) насоса гидравлического привода штангового насоса, а входная силовая шина - к рубильнику питающей сети (4).

Насосная система содержит модель управления в режиме постоянного давления, имеющую логический, компараторный или ПИД-контроллер и насосную модель, имеющую один или более работающих насосов.

Группа изобретений относится к способу оценки состояния износа узла (1, 11, 111, 112) гидравлической машины, насоса или турбины, к узлу (1, 11, 111, 112) гидравлической машины с сигнализатором и датчиком, а также к гидравлической машине с таким узлом (1, 11, 111, 112).

Изобретение относится к лопастным насосам и может быть использовано на АЭС в главных циркуляционных насосных агрегатах первого контура теплоносителя ядерной энергетической установки.

Изобретение относится к области ракетно-космической техники, в частности к области диагностики роторного оборудования по вибрации и оцениванию степени развития дефектов насосных агрегатов заправочного оборудования ракетно-космических комплексов.

Группа изобретений относится к системам скважинной откачки винтовыми насосами. Технический результат – повышение надежности работы винтовых насосов.

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано в центробежных топливных насосах, имеющих системы, обеспечивающие отключение насоса с одновременным охлаждением его элементов.

Группа изобретений относится к управлению пределом мощности насосного устройства. В способе управления пределом мощности последним управляют на основе температуры Tm рабочей среды насоса и температуры Ta окружающей среды, измеренной внутри блока управления насосного устройства.

Группа изобретений относится к циркуляционному насосному агрегату для системы нагрева и/или охлаждения, содержащему приводной электродвигатель (108) и соединенный с ним корпус (106) насоса, в котором расположено по меньшей мере одно рабочее колесо (118).

Группа изобретений относится к насосной системе и способу определения расхода в ней. Система содержит по меньшей мере одну емкость (2) для жидкости, которая содержит впуск (4) и выпуск (6), с по меньшей мере одним насосом (8), который расположен на впуске (4) или выпуске (6), и управляющее устройство (16), которое содержит устройство оценивания расхода для определения расхода через емкость (2).Устройство оценивания расхода выполнено с возможностью использования в нем модели системы для определения расхода.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для закачки воды или интенсификации отбора нефти путем кислотной обработки скважин, в частности водным раствором соляной кислоты.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Гидравлический вибратор содержит корпус с неподвижно установленным стволом с донным отверстием и золотник, посаженный шариковыми опорами на ствол.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины включает устройство для импульсной закачки жидкости, разрушаемый клапан с резиновым листом, пакер и патрубок с отверстиями и со втулкой, зафиксированной в этом патрубке срезным винтом.

Группа изобретений относится к способу и устройству генерирования ударных волн в стволе скважины. Способ создания ударных волн в стволе скважины, заполненной или частично заполненной жидкостью, для стимулирования продуктивных горизонтов нефтегазоносных пластов, включающий позиционирование устройства, соединенного с нижней частью колонны напорно-компрессорных труб, направленной вниз в ствол скважины, обеспечение длины хода вверх Lstr насосного блока указанного устройства, определяемой по следующей формуле: где H1 - длина нижнего цилиндра, L2 - расстояние между верхней частью нижнего плунжера и нижней частью верхнего плунжера, D1 - диаметр нижнего плунжера, D2 - диаметр верхнего плунжера, Asw - требуемая амплитуда генерируемой ударной волны, Е - модуль упругости материала насосно-компрессорной штанги, dr - диаметр насосно-компрессорных штанг.

Группа изобретений относится к области строительства нефтегазодобывающих и паронагнетающих скважин. Скважинное устройство регулирования потока сред содержит базовую трубу с муфтой, на наружной поверхности базовой трубы установлены клапанные устройства и фильтрующий элемент.

Группа изобретений относится к области бурения, крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин. Способ строительства многозабойной скважины включает бурение основного ствола, спуск обсадной колонны основного ствола скважины, оснащаемой устройством для крепления дополнительного ствола, содержащего втулку с соединительным патрубком, вжатым во втулку, цементирование обсадной колонны, вывод наружу соединительного патрубка в интервале установки, механическое расширение устройства, бурение через него дополнительного ствола с его креплением, при этом перед спуском обсадной колонны в интервале установки втулки производят расширение основного ствола для обеспечения отклонения соединительного патрубка втулки на необходимый угол.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам генерации фильтрационных волн давления для виброволновой обработки углеводородсодержащего пласта, и может быть использована для интенсификации добычи нефти, газа из продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Группа изобретений относится к области строительства нефтегазодобывающих и паронагнетающих скважин. Скважинное устройство регулирования потока сред содержит базовую трубу с муфтой, на наружной поверхности базовой трубы установлены клапанные устройства и фильтрующий элемент.

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к добыче нефти установками электроцентробежных насосов. После введения в станцию управления параметров работы УЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока, задают ограничение по температуре насоса, фиксируют силу тока и запускают УЭЦН. Одновременно фиксируют давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос. Эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе УЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом. При достижении равенства давлений регистрируют температуры на входе и самого насоса, определяют дебит скважины. При постоянном или растущем не более чем на 10 давлении на входе в насос в течение одного и более часов УЭЦН выводят на постоянный режим работы. Фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос и силу тока, при этом разность температур на поверхности насоса с температурой на входе насоса остается постоянной или уменьшается на величину не более 10 и стабилизируется. При давлении на входе в насос меньше давления насыщения и увеличивающейся разности указанных температур определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от его величины уменьшают частоту вращения насоса и выводят установку на постоянный режим эксплуатации. При давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала насоса, определяют частоту и силу тока, определяют температуру насоса и продолжают эксплуатацию УЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока и температуры на поверхности насоса. Использование изобретения позволяет полностью автоматизировать процесс запуска, вывода на технологический режим и слежения за эксплуатацией нефтяной скважины УЭЦН, что в свою очередь увеличит общую надежность оборудования УЭЦН. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Наверх