Способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, в том числе установками электроприводных центробежных насосов. Технический результат заключается в снижении энергозатрат на подъем продукции из скважины, повышении надежности работы насосного оборудования и упрощении технической реализации способа. Способ включает исследование потенциала скважины путем построения фактической индикаторной диаграммы по замерам забойного давления и дебита на нескольких режимах эксплуатации скважины, полученных путем увеличения или уменьшения частоты вращения проводного электродвигателя скважинного насоса и его полной остановкой, определение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита скважины) с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос», установку частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины. При этом изменение режимов эксплуатации скважины, определение забойного давления и дебита, а также построение индикаторной диаграммы и нахождение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита) проводятся в автоматическом режиме с помощью программно-аппаратного комплекса, который выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя, при этом построение индикаторной диаграммы и определение оптимальной рабочей точки осуществляется с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса, при этом оптимальная рабочая точка находится исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса. 3 ил.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности, к способам оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.

Известен способ автоматического регулирования режима работы скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, включающий измерение давлений на приеме насоса и на выкидной линии на устье скважины, регулирование числа оборотов погружного привода электродвигателя насоса путем изменения частоты питающей сети и регулирования давления на устье скважины с помощью регулируемого штуцера, поддерживая давления на приеме насоса и на устье скважины в заданных пределах при максимально возможной производительности насосной установки, задают и измеряют температуру внутри корпуса погружного приводного электродвигателя насоса и регулирование давления на устье скважины и числа оборотов погружного приводного электродвигателя насоса осуществляют, дополнительно поддерживая температуру внутри корпуса погружного приводного электродвигателя насоса в заданных пределах (патент на изобретение RU 2140523 С1, опубликован 27.10.1999).

Недостатком указанного способа является то, что при регулировании не учитывается потенциал скважины (приток жидкости из пласта), кроме того работа насоса с максимально возможной производительностью и использование для изменения режима работы регулируемого штуцера, установленного на устье скважины приводит к высоким затратам энергии на подъем единицы скважинной продукции.

Наиболее близким техническим решением, принятым авторами в качестве прототипа, является способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом, включающий измерение и регулирование путем управления частотно-регулируемым приводом давления и подачи, измерение температуры скважинной жидкости на приеме насоса, измерение и ограничение температуры внутри корпуса приводного электродвигателя, измерение виброускорения в двух плоскостях корпуса и давления в компенсаторе гидрозащиты приводного электродвигателя, предварительно, в процессе вывода скважины на режим, определяют фактическую индикаторную диаграмму скважины, пересчитывая измеренное давление на приеме насоса в соответствующие значения забойного давления, выбирают рабочую точку на фактической индикаторной диаграмме, находя требуемую величину забойного давления, устанавливают и поддерживают ее путем управления частотно-регулируемым приводом, при этом обеспечивают монотонность переходного процесса с учетом характеристики системы "пласт - скважина - электронасос", определяемой параметрами притока жидкости из пласта и отбора жидкости из скважины электронасосом, при этом частотное регулирование ограничено предельно допустимыми величинами виброускорений и температуры в двигателе (патент на изобретение RU 2250357 С2, опубликован 20.04.2005).

Недостатком указанного способа является то, что фактическую индикаторную диаграмму снимают при выводе скважины на режим, в то время как в процессе эксплуатации скважины насосом приток жидкости из пласта может меняться, также при определении оптимальной точки не учитывается фактическая рабочая характеристика скважинного насоса, кроме того для осуществления способа необходимо наличие расходомера и датчиков в погружном электродвигателе, что приводит к увеличению энергозатрат на подъем продукции и усложняет техническую реализацию способа.

Технический результат изобретения заключается в снижении энергозатрат на подъем продукции из скважины, повышении надежности работы насосного оборудования и упрощении технической реализации способа.

Поставленный технический результат достигается тем, что способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом, включающий: исследование потенциала скважины путем построения фактической индикаторной диаграммы по замерам забойного давления и дебита на нескольких режимах эксплуатации скважины, полученных путем увеличения или уменьшения частоты вращения проводного электродвигателя скважинного насоса и его полной остановкой; определение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита скважины) с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос»; и установку частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины, при этом согласно изобретению, изменение режимов эксплуатации скважины, определение забойного давления и дебита, а также построение индикаторной диаграммы и нахождение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита) проводятся в автоматическом режиме с помощью программно-аппаратного комплекса, который выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя, при этом построение индикаторной диаграммы и определение оптимальной рабочей точки осуществляется с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса.

Кроме того, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из максимального значения КПД насоса.

Также, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из необходимого дебита скважины.

Кроме того, оптимальная рабочая точка может находиться исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса.

На фиг. 1 показаны перестроенные на основе фактических параметров откачиваемого пластового флюида напорно-расходные характеристики ЭЦН для различных частот вращения вала насоса.

На фиг. 2 показаны полученные с учетом характеристики системы «пласт-скважина - насос» фактические индикаторные диаграммы притока жидкости из пласта в скважину в начальный - 1 и последующий - 2 периоды эксплуатации.

На фиг. 3 показан пример реализации способа на скважине, эксплуатирующейся электроприводным центробежным насосом (ЭЦН).

Способ осуществляется следующим образом (в качестве не ограничивающего примера будет рассмотрено осуществление заявленного способа на скважине, оборудованной электроприводным центробежным насосом (ЭЦН), однако, следует понимать, что может быть применена любая известная насосная установка (УСШН, УШВН, УЭДН и др.) для подъема любого флюида (нефть, вода, ГЖС и др.)).

1. На основе фактических параметров откачиваемого пластового флюида или ГЖС и данных насосного оборудования (обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса) перестраивается паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на различных частотах вращения. Перестроенные характеристики представлены на фиг. 1.

2. На основе данных телеметрической системы (ТМС) установки по давлению на приеме насоса и давлению на буфере и в затрубном пространстве, замеренного устьевыми датчиками, рассчитывается забойное давление Pзаб1 и развиваемый насосом напор Н1.

3. По перестроенной характеристике (фиг. 1), исходя из значения напора Н1, определяется подача насоса (дебит скважины) Q1 для заданной частоты вращения n1 вала электродвигателя соответствующий рассчитанному ранее забойному давлению Рзаб1.

4. С помощью частотного регулирования станции управления изменяется (увеличивается или уменьшается) частота вращения n2, n3 и т.д. вала электродвигателя. В соответствии с п.п. 2-3 определяются дебиты Q2, Q3 и т.д., соответствующие забойным давлениям Рзаб2, Pзаб3 и т.д.

5. По полученным значениям дебитов и забойных давлений строится фактическая с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос» индикаторная диаграмма притока жидкости из пласта в скважину - кривая 1 на фиг. 2.

6. На основе полученной индикаторной диаграммы притока жидкости из пласта в скважину определяется оптимальный дебит скважины Qопт1, который обеспечивается использованием соответствующей частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины.

Для реализации способа на скважине (см. фиг. 3), установка электроприводного центробежного насоса 1 оборудуется блоком ТМС 2, который служит для замера давления и температуры на приеме насоса и, сигнал от которого поступает по кабелю 3 на станцию управления (СУ) УЭЦН 4. На устье скважины установлены электроманометры или датчики для замера буферного давления 5, затрубного давления 6, и датчик температуры 7, связанные с контроллером станции управления 4. Станция управления соединяется каналами связи с программируемым микропроцессорным интеллектуальным блоком скважинным нижнего уровня (БИНУС) 8, установленным на устье скважины.

В контроллер программируемого микропроцессорного блока 8 (на фиг. 3 не показан) вносятся следующие данные по скважине: обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса. Контроллер программируемого микропроцессорного блока 8 программируется в соответствии с алгоритмом, изложенным в пунктах 1-6 примера осуществления способа на скважинах оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН). На основе заложенного в контроллер алгоритма он выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя. По данным блока ТМС, манометров 5 и 6 на устье скважины, датчика температуры 7, силы тока, напряжения и частоты тока контроллер рассчитывает значение забойного давления и дебита скважины, строит индикаторную диаграмму и находит оптимальную рабочую точку (оптимальный дебит) в автоматическом режиме в реальном времени, с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса.

Полученные расчетные данные по скважине, а также другие параметры работы УЭЦН передаются по линии связи (на фиг. 3 показано условно) в диспетчерский пункт для оперативного контроля. Все это упрощает техническую реализацию предложенного способа и повышает надежность работы оборудования.

В процессе эксплуатации скважины в результате засорения (кальматации) призабойной зоны изменяется потенциал скважины кривая 2 на фиг. 2 (снижается забойное давление и дебит скважины Qопт2), это приводит к работе ЭЦН за пределами рабочей области с пониженным КПД и преждевременным отказам насосного оборудования.

С целью снижения энергозатрат на подъем продукции из скважины, в соответствии с предложенным способом, оптимальная рабочая точка находится исходя из максимального значения КПД насоса.

В реальных условиях эксплуатации скважины добывающей компанией, в результате производственной необходимости может ставиться цель уменьшить или увеличить дебит скважины, в этом случае, согласно предложенного способа, оптимальная рабочая точка находится исходя из необходимого дебита скважины.

После проведения ремонтных работ на скважине по увеличению притока, в частности - гидроразрыва пласта (ГРП), частички механических примесей в виде песка и пропанта, который используется для заполнения трещин в начальный период эксплуатации, выносятся пластовой продукцией и, попадая в насос, приводят к износу и отказу насосного оборудования. Скорость износа элементов насосного оборудования зависит от размера частиц механических примесей, их количества и твердости. Количество выносимых частиц песка и пропанта зависит от их плотности, размера и скорости потока жидкости в эксплуатационной колонне, т.е. зависит от дебита скважины.

С целью повышения надежности работы насосного оборудования в начальный период эксплуатации после ГРП в соответствии с предложенным способом оптимальная рабочая точка находится исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса. Частицы механических примесей не захватываются потоком пластовой жидкости, а под действием силы тяжести оседают на забой в зумпф скважины.

Заявленный способ оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, соответствует критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень», т.к. из уровня техники не выявлено информации о таком способе оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом.

Заявленный способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом, соответствует критерию патентоспособности «промышленная применимость», т.к. для его осуществления необходимо стандартное оборудование для определения фактических параметров применяемой насосной установки и откачиваемого флюида.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Способ оптимизации работы скважины, оборудованной скважинным насосом, включающий исследование потенциала скважины путем построения фактической индикаторной диаграммы по замерам забойного давления и дебита на нескольких режимах эксплуатации скважины, полученных путем увеличения или уменьшения частоты вращения проводного электродвигателя скважинного насоса и его полной остановкой, определение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита скважины) с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос», установку частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины, отличающийся тем, что изменение режимов эксплуатации скважины, определение забойного давления и дебита, а также построение индикаторной диаграммы и нахождение оптимальной рабочей точки (оптимального дебита) проводятся в автоматическом режиме с помощью программно-аппаратного комплекса, который выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя, при этом построение индикаторной диаграммы и определение оптимальной рабочей точки осуществляется с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса, при этом оптимальная рабочая точка находится исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу восстановления герметичности колонны насосно-компрессорных труб - НКТ добывающей скважины. Технический результат заключается в расширении технологических возможностей реализации способа, а также повышении эффективности восстановления герметичности в колонне НКТ и повышении долговечности работы колонны НКТ после реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Способ включает обеспечение поступления продукции отдельной скважины в сепарационную и накопительную емкости замерной установки, осуществление сепарации газа и накопление отсепарированной жидкости с последующим измерением ее количества расходомером, передачи полученных значений замера по телемеханике.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам проведения геофизических исследований скважин, и предназначено для определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях.

Заявляемое изобретение относится к комплексным системам и способам проектирования обустройства месторождений и может быть использовано для решения задачи определения оптимального способа расстановки скважин на месторождении.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин и в создании надежного устройства с подбором оптимального состава средств измерения.

Группа изобретений относится к способу и устройству для определения расходов компонентов многофазного флюида. Способ содержит выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения и измерения содержания основных фаз в нефтегазовом потоке.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – обеспечение плавных изменений капилярно-пористой структуры пласта и текучести углеводородного сырья, использование одной скважины, облегчение доставки оборудования к месту прогрева, в части разработки эффективных способов освоения залежей горючих сланцев, с высоким выходом жидких углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение стабильности работы насоса, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечение большей зоны пласта, равномерный прогрев пласта.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Способ реализуется на скважинах, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным преобразователем электрического тока погружного электродвигателя.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.

Изобретение относится к эксплуатации скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение анализа эквивалентной статической плотности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, в том числе установками электроприводных центробежных насосов. Технический результат заключается в снижении энергозатрат на подъем продукции из скважины, повышении надежности работы насосного оборудования и упрощении технической реализации способа. Способ включает исследование потенциала скважины путем построения фактической индикаторной диаграммы по замерам забойного давления и дебита на нескольких режимах эксплуатации скважины, полученных путем увеличения или уменьшения частоты вращения проводного электродвигателя скважинного насоса и его полной остановкой, определение оптимальной рабочей точки с учетом характеристики системы «пласт - скважина - насос», установку частоты вращения, при которой подача насоса соответствует оптимальному дебиту скважины. При этом изменение режимов эксплуатации скважины, определение забойного давления и дебита, а также построение индикаторной диаграммы и нахождение оптимальной рабочей точки проводятся в автоматическом режиме с помощью программно-аппаратного комплекса, который выдает команду станции управления на установление необходимой частоты вращения приводного электродвигателя, при этом построение индикаторной диаграммы и определение оптимальной рабочей точки осуществляется с учетом изменяющейся рабочей характеристики скважинного насоса, при этом оптимальная рабочая точка находится исходя из дебита, при котором не происходит попадание частиц механических примесей определенной плотности и размера на прием погружного насоса. 3 ил.

Наверх