RU2181829C2

RU2181829C2 - Method of bringing of well equipped with electric centrifugal pumping unit and variable frequency drive to steady-state operating conditions

Info

Publication number: RU2181829C2
Application number: RU2000100768/03A
Authority: RU
Inventors: В.М. Люстрицкий; С.А. Шмидт
Original assignee: Самарский государственный технический университет
Priority date: 2000-01-10
Filing date: 2000-01-10
Publication date: 2002-04-27

Abstract

FIELD: oil recovery; applicable in bringing of wells equipped with electric centrifugal pumping unit to steady-state operating conditions after performance of well remedial work. SUBSTANCE: method includes starting of electric centrifugal pumping unit, supply of fluid by centrifugal pump to tubing string and repetition of cycles with frequency of supply voltage changed in each cycle. In this case, operation of centrifugal pump during entire time of well completion is continuous. In each cycle, dynamic level of fluid in well is measured and compared with required value obtained as a result of investigation of previous completion of the given well and calculation of frequency of supply voltage for next cycle. Calculation is repeated until full coincidence of hydraulic characteristics of centrifugal pump and formation. EFFECT: higher efficiency of well operation. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к добыче нефти и используется для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта. The invention relates to oil production and is used to bring wells equipped with an electric centrifugal pump (ESP) to stationary operation after an underground repair.

Известен способ вывода скважин на стационарный режим работы после проведения подземного ремонта, основанный на периодическом отключении погружного электродвигателя при заданном значении давления на приеме центробежного (ц/б) насоса и последующем запуске по истечении установленной для данной скважины технологической паузы [1]. There is a method of bringing wells to a stationary mode of operation after an underground repair, based on the periodic shutdown of the submersible electric motor at a given pressure value at the reception of a centrifugal (c / b) pump and subsequent start after a technological pause is established for this well [1].

Характерной особенностью данного способа является сложность в определении времени, в течение которого происходит накопление жидкости в затрубном пространстве скважины в результате притока жидкости из пласта, что не обеспечивает эффективного режима освоения и эксплуатации скважины. Кроме того, большое количество циклов снижает вероятность безотказной работы погружного электродвигателя из-за старения изоляции обмотки статора. A characteristic feature of this method is the difficulty in determining the time during which the accumulation of fluid in the annulus of the well as a result of the influx of fluid from the reservoir, which does not provide an effective mode of development and operation of the well. In addition, a large number of cycles reduces the likelihood of failure of a submersible motor due to aging of the stator winding insulation.

Наиболее близким по совокупности признаков к предлагаемому изобретению является способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом, основанный на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска центробежного насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну подъемных труб при повышенной в сравнении с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи ц/б насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне подъемных труб с последующим отключением ц/б насоса и сливом жидкости из колонны труб через ц/б насос в скважину [2]. The closest set of features to the present invention is a method of operating a low-flow well electric pump with a variable frequency drive, based on the regulation of the rate of fluid flow from the reservoir into the well by periodically repeating cycles, each of which consists of sequentially carried out processes of starting a centrifugal pump with an increasing frequency of the supply voltage, fluid supply by the pump to the column of lifting pipes at an increased in comparison with the nominal value frequency and decreasing to zero the supply of the c / b pump by reducing the frequency of the supply voltage after reaching a predetermined pressure value in the column of lifting pipes, then turning off the c / b pump and draining the liquid from the pipe string through the c / b pump to the well [2].

Недостатком этого способа является наличие многократных включений установки электроцентробежного насоса в работу, что снижает вероятность безотказной работы погружного электродвигателя, поскольку его пусковой ток в 4-5 раз превышает свое номинальное значение, следовательно, во столько же раз в момент пуска возрастает вероятность пробоя изоляции обмотки статора. Кроме того, наличие дополнительного подземного оборудования - термоманометрической системы, устанавливаемой под погружным электродвигателем, - усложняет конструкцию и увеличивает стоимость способа эксплуатации скважины. The disadvantage of this method is the presence of multiple starts of the installation of an electric centrifugal pump in operation, which reduces the likelihood of failure-free operation of a submersible electric motor, since its starting current is 4-5 times higher than its rated value, therefore, the likelihood of a breakdown in the stator winding insulation increases by the same number of times . In addition, the presence of additional underground equipment — a thermomanometric system installed under a submersible electric motor — complicates the design and increases the cost of the method of operating the well.

Целью изобретения является повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Задача, на которую направлено заявляемое изобретение, обусловлена особенностью эксплуатации некоторых скважин, заключающейся в невозможности согласования их гидравлических характеристик с гидравлическими характеристиками промышленных ц/б насосов сразу же с момента первого пуска электроцентробежной установки в работу. Поэтому вывод таких скважин на стационарный режим работы производят путем многократного периодического прекращения отбора жидкости из таких скважин с целью накопления жидкости в пространстве между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной за счет ее притока из пласта. Однако этот процесс происходит при отключенном состоянии УЭЦН. В результате таких вынужденных остановок и последующих пусков УЭЦН возрастает вероятность отказа в работе погружного электродвигателя, нарушается необходимый режим эксплуатации скважины, происходят потери в добыче нефти. Известные технические решения не позволяют реализовать поставленную проблему. The aim of the invention is to increase the efficiency of wells equipped with installations of electric centrifugal pumps. The task to which the claimed invention is directed is due to the peculiarity of the operation of some wells, which consists in the impossibility of matching their hydraulic characteristics with the hydraulic characteristics of industrial c / b pumps immediately from the first start of the electric centrifugal installation. Therefore, the withdrawal of such wells to a stationary mode of operation is carried out by repeatedly interrupting the selection of fluid from such wells in order to accumulate fluid in the space between the tubing and the production string due to its inflow from the formation. However, this process occurs when the ESP is off. As a result of such forced shutdowns and subsequent launches of the ESP, the probability of failure in the operation of the submersible electric motor increases, the necessary mode of operation of the well is violated, and losses in oil production occur. Known technical solutions do not allow to implement the problem.

По своей сущности предлагаемый способ вывода скважины на стационарный режим основан на регулировании скорости отбора жидкости из скважины и ее притока из пласта в скважину путем постепенного изменения частоты питающего установку напряжения электрического тока и отличается от прототипа тем, что работа центробежного насоса в этом случае непрерывна в течение всего времени освоения и эксплуатации скважины, а частота питающего напряжения изменяется в зависимости от положения динамического уровня жидкости скважине и сравнения этого положения с требуемым значением, полученным в результате предыдущего периода работы данной скважины. Непрерывность процесса достигается специальным регулированием частоты питающего напряжения, получаемым из замера динамического уровня в скважине и его сравнения с требуемым значением, полученным в результате исследований предыдущего освоения данной скважины. In essence, the proposed method for bringing the well to stationary mode is based on controlling the rate of fluid withdrawal from the well and its influx from the formation into the well by gradually changing the frequency of the electric current supplying the installation and differs from the prototype in that the centrifugal pump in this case is continuous for of the entire time of well development and operation, and the frequency of the supply voltage varies depending on the position of the dynamic fluid level in the well and comparing this eniya with the desired value obtained in a previous period of operation of the well. The continuity of the process is achieved by special regulation of the frequency of the supply voltage obtained from measuring the dynamic level in the well and comparing it with the required value obtained from studies of the previous development of this well.

Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.

1. По результатам предыдущего освоения данной скважины строят график изменения динамического уровня жидкости в скважине (фиг.1). 1. Based on the results of the previous development of this well, a graph of the change in the dynamic liquid level in the well is constructed (Fig. 1).

2. Спущенную в скважину на колонне насосно-компрессорных труб установку ЭЦН подключают к электросети через тиристорный преобразователь частоты тока и запускают в работу, при этом в колонну насосно-компрессорных труб ц/б насосом подается жидкость. 2. The ESP unit launched into the well on the tubing string is connected to the mains through a thyristor current frequency converter and put into operation, while liquid is pumped into the tubing string of the c / b pump.

3. При помощи эхолота или волнометра через заданный промежуток времени производят замер динамического уровня жидкости в скважине. 3. Using an echo sounder or wavemeter, after a specified period of time, the dynamic level of the liquid in the well is measured.

4. Определяют необходимое изменение производительности ц/б насоса по формуле

где f - площадь затрубного пространства скважины; h*, h - динамический уровень жидкости в скважине соответственно замеренный и с графика; Δt- временной интервал между замерами динамического уровня в скважине.4. Determine the necessary change in the performance of the c / b pump according to the formula

where f is the annular space of the well; h *, h - dynamic fluid level in the well, respectively, measured and from the graph; Δt is the time interval between measurements of the dynamic level in the well.

5. Определяют частоту питающего напряжения для нового значения производительности скважины и потребного напора по обобщенной гидравлической характеристике ц/б насоса, построенной для различных частот питающего напряжения. Производительность ц/б насоса определяют как сумму текущей производительности и ΔQ_нас, потребный напор - как сумму текущего динамического уровня жидкости в скважине и необходимого противодавления на устье.5. The frequency of the supply voltage is determined for the new value of the well productivity and the required pressure from the generalized hydraulic characteristic of the c / b pump, built for different frequencies of the supply voltage. The performance of the c / b pump is defined as the sum of the current productivity and ΔQ _us , the required pressure is the sum of the current dynamic level of the fluid in the well and the necessary back pressure at the wellhead.

6. Повторяют операции замера динамического уровня жидкости в скважине, сравнения его с требуемым значением и операции расчета частоты питающего напряжения до полного совмещения гидравлических характеристик ц/б насоса и пласта. 6. Repeat the operation of measuring the dynamic level of the fluid in the well, comparing it with the desired value and the operation of calculating the frequency of the supply voltage until the hydraulic characteristics of the c / b pump and the formation are completely combined.

Пример осуществления способа. На Кудиновском месторождении скв. 67 внутренним диаметром 126 мм оборудована установкой УЭЦН5-80-1200, спущенной на насосно-компрессорных трубах наружным диаметром 73 мм. По результатам исследования динамического уровня жидкости в затрубном пространстве строят график (фиг.1). An example implementation of the method. At the Kudinovsky field 67, with an internal diameter of 126 mm, is equipped with the UETsN5-80-1200 installation, lowered on tubing with an external diameter of 73 mm. According to the results of the study of the dynamic fluid level in the annulus, a graph is constructed (Fig. 1).

Временной интервал между замерами динамического уровня и корректировкой частоты питающего напряжения - 10 мин. В конце первого цикла, при производительности ц/б насоса 130 м³/сут, динамический уровень жидкости в скважине составил 305 м вместо требуемых 280 м. Поэтому изменение производительности определится по (1) как 29,8 м³/сут. Новая производительность ц/б насоса - 100 м³/сут, частота питающего напряжения (при потребном напоре 500 м: 200 м - противодавление на устье; 300 м - подъем жидкости на устье) - 37,5 Гц. Аналогично производятся операции в последующих циклах до полного совмещения графиков (см. таблица).The time interval between measuring the dynamic level and adjusting the frequency of the supply voltage is 10 min. At the end of the first cycle, with a c / b pump capacity of 130 m ³ / day, the dynamic fluid level in the well was 305 m instead of the required 280 m. Therefore, the change in productivity will be determined by (1) as 29.8 m ³ / day. The new capacity of the c / b pump is 100 m ³ / day, the frequency of the supply voltage (at the required pressure of 500 m: 200 m - back pressure at the mouth; 300 m - liquid rise at the mouth) - 37.5 Hz. Similarly, operations are performed in subsequent cycles until the graphs are completely combined (see table).

Claims

The method of outputting a well equipped with an electric centrifugal pump (ESP) with a variable frequency drive to a stationary mode of operation, including starting the ESP, supplying a centrifugal pump to a column of lifting pipes and repeating cycles, in each of which the frequency of the supply voltage is changed, characterized in that that during the entire time of well development, the centrifugal pump operates continuously, and in each cycle, the dynamic level of the liquid in the well is measured, its comparison with the required value is obtained nym from studies previous development of the well, and the calculation frequency of the supply voltage for the next cycle, the calculation is repeated until the complete alignment of the hydraulic characteristics of the centrifugal pump and the reservoir.