RU2332559C2 - Method for increasing well production - Google Patents
Method for increasing well production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2332559C2 RU2332559C2 RU2006115824/03A RU2006115824A RU2332559C2 RU 2332559 C2 RU2332559 C2 RU 2332559C2 RU 2006115824/03 A RU2006115824/03 A RU 2006115824/03A RU 2006115824 A RU2006115824 A RU 2006115824A RU 2332559 C2 RU2332559 C2 RU 2332559C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- liquid
- volume
- fluid
- duration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Область техники.The field of technology.
Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружных центробежных насосных установок (УЭЦН) с регулируемым электроприводом и может быть использовано для повышения дебита добывающих нефтяных скважин.The invention relates to the production of fluid from wells by a mechanized method using submersible centrifugal pumping units (ESP) with an adjustable electric drive and can be used to increase the flow rate of producing oil wells.
Уровень техники.The level of technology.
Известен способ добычи скважинной жидкости (RU 2190087), согласно которому для периодического создания гидродинамических импульсов в скважине устанавливают глубинно-насосное оборудование с возможностью работы насоса в циклическом режиме штатной добычи жидкости. Время работы насоса в цикле режима штатной работы устанавливают равным функционалу от граничных условий работы насоса, времени, скорости заполнения затрубного пространства и определяют по аналитической зависимости.A known method of producing well fluid (RU 2190087), according to which for the periodic creation of hydrodynamic pulses in the well, deep-well pumping equipment is installed with the possibility of pump operation in the cyclic mode of regular fluid production. The pump operating time in the cycle of the regular operation mode is set equal to the functional of the boundary conditions of the pump, time, rate of filling of the annulus and is determined by the analytical dependence.
Недостатками способа являются снижение дебита скважины за счет уменьшения среднеинтегральной депрессии, а также снижение межремонтного периода (МРП) из-за накопления механических примесей в колонне напорно-компрессорных труб (НКТ).The disadvantages of the method are to reduce the flow rate of the well by reducing the average integral depression, as well as the decrease in the overhaul period (MCI) due to the accumulation of mechanical impurities in the column of pressure-compressor pipes (tubing).
Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ повышения дебита скважины, включающий откачку жидкости из скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, которую чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. - М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.126, 128-130).The closest analogue adopted as a prototype of the invention is a method of increasing a well production rate, including pumping fluid from a well by a submersible installation of a vane pump with an electric drive, which is alternated with the accumulation of fluid in the well with the unit turned off and adjusting the average time-integrated productivity of the installation by changing the ratio of pumping time fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well (Bogdanov A.A. Submersible centrifugal electro pumps. - M.: Gostoptekhizdat, 1957, p. 126, 128-130).
Недостатком способа является то, что перевод скважины на периодическую эксплуатацию всегда связан с потерей некоторого количества добываемой нефти по сравнению с тем количеством, которое могло быть получено при непрерывной эксплуатации (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, стр.412-417).The disadvantage of this method is that the transfer of the well to periodic operation is always associated with the loss of a certain amount of produced oil compared with the amount that could be obtained during continuous operation (Schurov V.I. Technology and technique for oil production. - M .: Nedra, 1983, pp. 412-417).
Раскрытие изобретения.Disclosure of the invention.
Задачей изобретения является увеличение объема добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличение МРП.The objective of the invention is to increase the volume of oil production by increasing the flow rate of the well and maintaining it at an unchanged level during long-term operation of the well, as well as an increase in MCI.
Предложен способ повышения дебита скважины, эксплуатируемой кратковременным или непрерывным способом. При кратковременной эксплуатации жидкость откачивают установкой с производительностью более 80 м3/сут., превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза, давление, развиваемое установкой при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы КПД насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения.A method is proposed for increasing the flow rate of a well operated in a short-term or continuous way. During short-term operation, the fluid is pumped out by a plant with a capacity of more than 80 m 3 / day, which is more than 2 times higher than the calculated well production rate in the steady-state operating mode, the pressure developed by the plant during pumping out of the well is controlled by changing the pump rotation speed so that the efficiency pump in the entire control range was not less than 0.9 of the maximum value of efficiency for a given rotation speed.
По мере снижения дебита скважины периодически проводят технологические операции по повышению дебита. Для проведения технологической операции по повышению дебита скважину переводят в периодический режим эксплуатации. При проведении технологических операций продолжительность накопления жидкости в скважине устанавливают таким образом, чтобы объем накопленной жидкости превышал объем жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость напорно-компрессорных труб, а продолжительность откачки жидкости из скважины устанавливают таким образом, чтобы объем откачанной жидкости был не больше объема накопленной жидкости и был больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны напорно-компрессорных труб. Скорость вращения насоса при откачке жидкости из скважины устанавливают максимально возможной, при которой не происходит всплытия рабочих колес насоса. Периодичность и продолжительность проведения технологических операций определяют опытным путем из условия превышения объема нефти, дополнительно добытого вследствие проведения технологической операции по повышению дебита скважины, над объемом нефти, потерянным во время проведения технологической операции по повышению дебита скважины.As the well production rate decreases, technological operations are periodically carried out to increase the production rate. To conduct a technological operation to increase the flow rate, the well is transferred to a periodic mode of operation. During technological operations, the duration of fluid accumulation in the well is set so that the volume of accumulated fluid exceeds the volume of fluid that fits into the internal cavity of pressure pipes, and the duration of pumping fluid from the well is set so that the volume of pumped fluid is not more than the volume of accumulated fluid and there was more than the volume of fluid that fit into the internal cavity of the column of pressure pipes. The pump rotation speed when pumping fluid from the well is set as high as possible, at which the pump impellers do not emerge. The frequency and duration of technological operations is determined empirically from the condition that the amount of oil additionally produced as a result of the technological operation to increase the production rate of the well exceeds the amount of oil lost during the technological operation to increase the production rate of the well.
Данное сочетание существенных признаков изобретения является новым, т.к. в известных способах повышения дебита добывающих нефтяных скважин подобное сочетание существенных признаков не встречается.This combination of the essential features of the invention is new, because in known methods for increasing the production rate of producing oil wells, such a combination of essential features is not found.
От кратковременной эксплуатации скважин предложенный способ отличается большими значениями продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. При кратковременной эксплуатации скважины продолжительность откачки жидкости из скважины составляет в среднем 5÷10 минут. Несмотря на то, что производительность УЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины и скорость откачки жидкости из скважины значительна, за указанное время откачивается незначительный объем жидкости. Обычно он составляет 10÷15% от объема жидкости, вмещающейся во внутреннюю полость колонны НКТ. Поэтому мехпримеси при откачке жидкости из скважины не успевают выноситься из колонны НКТ в приемный коллектор на устье скважины.From the short-term operation of the wells, the proposed method is distinguished by large values of the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well. With short-term operation of the well, the duration of fluid pumping from the well is on average 5 ÷ 10 minutes. Despite the fact that the ESP performance is several times higher than the flow rate of the well and the rate of pumping fluid out of the well is significant, a negligible amount of fluid is pumped out over the indicated time. Usually it is 10 ÷ 15% of the volume of fluid that fits into the inner cavity of the tubing string. Therefore, the solids during pumping fluid from the well do not have time to be removed from the tubing string to the receiving manifold at the wellhead.
Продолжительность накопления жидкости в скважине при кратковременной эксплуатации скважин составляет в среднем 0,5÷1 час. В течение этого времени мехпримеси оседают в нижней части колонны НКТ. При длительной эксплуатации скважины в нижней части колонны НКТ скапливается значительное количество мехпримесей. Это приводит к невозможности дальнейшей эксплуатации скважины и снижению МРП.The duration of fluid accumulation in the well during short-term operation of the wells is on average 0.5 ÷ 1 hour. During this time, the solids settle in the bottom of the tubing string. During long-term well operation, a significant amount of solids accumulates in the lower part of the tubing string. This leads to the impossibility of further exploitation of the well and a decrease in the MCI.
При непрерывной эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин, несмотря на то, что жидкость из скважины откачивается непрерывно, так же, как и при кратковременной эксплуатации происходит накопление механических примесей в колонне НКТ. Данный эффект обусловлен тем, что в установившемся режиме эксплуатации скважины ее дебит и производительность добывающей установки равны. Следовательно, на скважинах с одинаковым дебитом производительность УЭЦН при непрерывной эксплуатации в несколько раз меньше, чем при кратковременной эксплуатации.During continuous operation of low-production and medium-production wells, despite the fact that the fluid is pumped out of the well continuously, the accumulation of mechanical impurities in the tubing string occurs just as during short-term operation. This effect is due to the fact that in the steady state operation of the well, its production rate and production unit productivity are equal. Consequently, in wells with the same production rate, the ESP performance during continuous operation is several times less than during short-term operation.
Соответствующим образом при непрерывной эксплуатации, по сравнению с кратковременной эксплуатацией, уменьшается и скорость течения жидкости в колонне НКТ. Вследствие малой скорости течения жидкости мехпримеси из колонны НКТ не выносятся и при остановках скапливаются в ее нижней части. В процессе длительной эксплуатации скважины следствием описанного процесса является накопление значительного количества мехпримесей в колонне НКТ и остановка скважины по причине отсутствия подачи УЭЦН. Как следствие, снижается МРП.Accordingly, during continuous operation, compared with short-term operation, the fluid flow rate in the tubing string decreases. Due to the low speed of the fluid flow, the impurities from the tubing string are not removed and accumulate in the lower part of it during stops. During the long-term operation of the well, the consequence of the described process is the accumulation of a significant amount of mechanical impurities in the tubing string and well shutdown due to the lack of ESP flow. As a result, the MCI decreases.
При длительной эксплуатации скважины в непрерывном режиме происходит кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП), уменьшается ее проницаемость. В большей степени данный эффект проявляет себя на малодебитных и среднедебитных скважинах, на которых скорость фильтрации жидкости в ПЗП невелика. В результате кольматации ПЗП снижается дебит скважины и уменьшается объем добычи нефти.During long-term operation of the well in a continuous mode, the mudding of the bottom-hole zone of the formation occurs (PZP), its permeability decreases. To a greater extent, this effect manifests itself in low-production and medium-production wells, in which the rate of fluid filtration in the bottomhole formation zone is slow. As a result of the mudding of the bottomhole formation, the well production rate decreases and the volume of oil production decreases.
Вследствие малой продолжительности откачки жидкости из скважины при кратковременной эксплуатации, динамический уровень, депрессия и приток пластовой жидкости в скважину изменяются незначительно. Характер гидродинамических процессов и скорость фильтрации жидкости в пласте при кратковременной эксплуатации скважин практически не отличаются от таковых при непрерывной эксплуатации скважин. Одинаковы и скорости течения жидкости в эксплуатационной колонне на участке от забоя скважины до приема насоса.Due to the short duration of pumping fluid from the well during short-term operation, the dynamic level, depression, and flow of formation fluid into the well vary slightly. The nature of the hydrodynamic processes and the rate of fluid filtration in the formation during short-term operation of wells practically do not differ from those during continuous operation of wells. The fluid flow rates in the production casing are the same from the bottom of the well to the intake of the pump.
Следствием данной особенности является не только одинаковое количество выносимых из пласта мехпримесей, но и сходство процессов кольматации ПЗП и снижения дебита при кратковременной и непрерывной эксплуатации скважин.The consequence of this feature is not only the same amount of solids removed from the formation, but also the similarity of the processes of mudding of the bottom-hole zone and reduction of production rate during short-term and continuous operation of wells.
Отмеченные выше отрицательные эффекты непрерывной и кратковременной эксплуатации скважин, приводящие к уменьшению МРП, снижению дебита скважин и объемов добычи нефти, не проявляют себя при периодической эксплуатации скважин. Причиной этому является большая продолжительность периода эксплуатации скважин, равная сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине.The above-mentioned negative effects of continuous and short-term operation of wells, which lead to a decrease in hydraulic fracturing, a decrease in well production and oil production, do not manifest themselves during periodic operation of wells. The reason for this is the long duration of the well operation period, equal to the sum of the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well.
С целью снижения затрат на электроэнергию, скважины, эксплуатируемые в периодическом режиме, обычно включают в работу один раз в сутки в ночное время, когда тарифы на электроэнергию минимальны. Продолжительность периода эксплуатации при этом равна 24 часам. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине определяются соотношением производительности добывающей установки и дебита скважины.In order to reduce the cost of electricity, wells that are operated in periodic mode, usually put into operation once a day at night, when electricity tariffs are minimal. The duration of the operation period is 24 hours. The duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well are determined by the ratio of the productivity of the production unit and the flow rate of the well.
Продолжительность откачки жидкости из скважины при периодической эксплуатации достаточна для того, чтобы откачать объем жидкости, больший того объема, который вмещается во внутреннюю полость колонны НКТ. Жидкость, накопленная в колонне НКТ, полностью откачивается в каждом периоде эксплуатации вместе с содержащимися в ней мехпримесями. Поэтому накопления мехпримесей в колонне НКТ при периодической эксплуатации скважины не происходит.The duration of pumping fluid from the well during periodic operation is sufficient to pump out a volume of fluid greater than the volume that fits into the internal cavity of the tubing string. The fluid accumulated in the tubing string is completely pumped out in each period of operation along with the mechanical impurities contained in it. Therefore, the accumulation of solids in the tubing string during periodic well operation does not occur.
Благодаря значительному изменению динамического уровня, депрессии и скорости фильтрации жидкости в ПЗП, при периодической эксплуатации не происходит кольматации ПЗП и снижения дебита скважины.Due to a significant change in the dynamic level, depression and the rate of fluid filtration in the bottomhole formation zone, during periodic operation, the formation of the bottomhole zone does not occur and the well production rate decreases.
Однако при периодической эксплуатации скважины, вследствие большой продолжительности периода эксплуатации, уровень жидкости в межтрубном пространстве обычно достигает статического, при котором фильтрация жидкости в ПЗП прекращается. При этом проявляет себя эффект тиксотропного упрочнения структуры нефти, что приводит к значительному снижению дебита скважины и уменьшению объема добычи нефти.However, during periodic operation of the well, due to the long duration of the operation period, the fluid level in the annular space usually reaches a static level, at which the fluid filtration in the BCP stops. At the same time, the effect of thixotropic hardening of the oil structure manifests itself, which leads to a significant decrease in well production and a decrease in oil production.
Еще одной причиной уменьшения объема добычи нефти является снижение дебита вследствие уменьшения среднеинтегральной депрессии, что является основным недостатком периодической эксплуатации скважины.Another reason for the decrease in oil production is a decrease in production due to a decrease in the average integral depression, which is the main disadvantage of the periodic operation of the well.
В известном способе добычи скважинной жидкости (RU 2190087) продолжительность откачки жидкости из скважины значительно больше, чем при кратковременной эксплуатации скважины. Она достигает тех значений, которые необходимы для того, чтобы откачать в течение одного периода эксплуатации скважины объем жидкости, превышающий объем жидкости, заполняющей внутреннюю полость колонны НКТ. Поэтому при данном способе добычи скважинной жидкости, также как при периодической эксплуатации, удается избежать накопления в колонне НКТ мехпримесей в течение длительной эксплуатации и уменьшения МРП. Но потери в добыче нефти из-за снижения дебита вследствие уменьшения среднеинтегральной депрессии, хотя и меньше, чем при периодической эксплуатации, но все же достаточно велики.In the known method of producing well fluid (RU 2190087), the duration of pumping fluid from the well is much longer than with short-term operation of the well. It reaches the values that are necessary in order to pump out a volume of fluid in excess of the volume of fluid filling the internal cavity of the tubing string during one period of operation of the well. Therefore, with this method of producing well fluid, as well as during periodic operation, it is possible to avoid accumulation of mechanical impurities in the tubing string during long-term operation and to reduce the MCI. But losses in oil production due to lower production rates due to a decrease in the average integral depression, although less than during periodic operation, are still quite large.
В предложенном способе повышения дебита скважины продолжительность откачки жидкости из скважины выбирается исходя из условия откачки за один период эксплуатации скважины такого объема жидкости, который был бы больше объема жидкости, вмещающегося во внутреннюю полость колонны НКТ. Продолжительность накопления жидкости в скважине предполагает поддержание среднеинтегрального динамического уровня неизменным в течение всего времени проведения технологической операции по повышению дебита скважины.In the proposed method for increasing the flow rate of a well, the duration of fluid pumping from the well is selected based on the pumping condition for one period of operation of the well such a volume of fluid that would be greater than the volume of fluid that fits into the inner cavity of the tubing string. The duration of the accumulation of fluid in the well involves maintaining the average integral dynamic level unchanged during the entire time of the technological operation to increase the flow rate of the well.
Выполнение данного условия позволяет удалить мехпримеси, накопившиеся в промежутке времени между технологическими операциями по повышению дебита скважины. Эффективному удалению мехпримесей способствует высокая скорость течения жидкости в колонне НКТ.The fulfillment of this condition allows you to remove the mechanical impurities accumulated in the interval between technological operations to increase the flow rate of the well. Effective removal of solids is facilitated by the high rate of fluid flow in the tubing string.
При кратковременной эксплуатации высокой скорости откачки жидкости удается достичь за счет того, что производительность УЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины. При непрерывной эксплуатации скважины увеличение скорости течения жидкости в колонне НКТ достигается за счет максимально возможного увеличения производительности УЭЦН путем увеличения скорости вращения при помощи регулируемого электропривода - преобразователя частоты (ПЧ) переменного тока, питающего погружной электродвигатель (ПЭД).With short-term operation, a high pumping rate of the fluid can be achieved due to the fact that the ESP performance is several times higher than the well flow rate. During continuous well operation, an increase in the fluid flow rate in the tubing string is achieved due to the maximum possible increase in ESP performance by increasing the rotation speed using an adjustable electric drive - an AC frequency converter (AC) supplying an immersion electric motor (SEM).
Критерием, определяющим максимально допустимую скорость вращения погружного центробежного насоса (ЭЦН), является недопущение всплытия рабочих колес. Обычно всплытие рабочих колес ЭЦН наблюдается при достижении подачи, равной 1,2 оптимальной, т.е. подачи, соответствующей максимальному значению КПД для данной скорости вращения.The criterion that determines the maximum allowable rotation speed of a submersible centrifugal pump (ESP) is to prevent the ascent of the impellers. Typically, the emergence of ESP impellers is observed when the feed reaches 1.2 optimal, i.e. feed corresponding to the maximum value of efficiency for a given rotation speed.
Благодаря тому, что в предложенном способе значительно меняются динамический уровень, депрессия и скорость фильтрации жидкости в ПЗП, в процессе проведения технологической операции по повышению дебита скважины удается очистить ПЗП от кольматанта, накопившегося в промежутке между проведениями технологических операций. Это позволяет восстановить дебит скважины и объем добычи нефти, снизившиеся в результате кольматации ПЗП.Due to the fact that in the proposed method, the dynamic level, depression and the rate of fluid filtration in the bottomhole formation zone change significantly, during the process of increasing the flow rate of the well, it is possible to clear the bottomhole zone from the mud accumulated in the interval between technological operations. This allows you to restore the flow rate of the well and the volume of oil production, decreased as a result of the mudding of the bottom hole.
Динамический уровень в предложенном способе изменяется в больших пределах, чем в известном способе добычи скважинной жидкости (RU 2190087). Благодаря этому удается усилить эффект от проведения технологической операции по повышению дебита скважины, проявляющийся в улучшении проницаемости ПЗП за счет образования в ней дополнительных трещин. Они образуются не только в результате значительного изменения забойного давления, но и высокой скорости его изменения. В результате улучшения проницаемости ПЗП повышается дебит скважины и увеличивается объем добычи нефти.The dynamic level in the proposed method varies within wide limits than in the known method for producing well fluid (RU 2190087). Due to this, it is possible to enhance the effect of the technological operation to increase the flow rate of the well, which manifests itself in improving the permeability of the bottom hole due to the formation of additional cracks in it. They are formed not only as a result of a significant change in bottomhole pressure, but also a high rate of change. As a result of improving the permeability of the bottomhole formation, the well production rate increases and the volume of oil production increases.
Несмотря на большой период эксплуатации скважины при проведении технологической операции по повышению дебита скважины, в предложенном способе уровень пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины никогда не достигается статического, как бывает при периодической эксплуатации скважины. Поэтому фильтрация жидкости в ПЗП не прекращается и явление тиксотропного упрочнения структуры нефти не проявляет своего отрицательного влияния на дебит скважины.Despite the long period of operation of the well during the technological operation to increase the production rate of the well, in the proposed method, the level of formation fluid in the annulus of the well is never reached static, as is the case with periodic operation of the well. Therefore, fluid filtration in the bottomhole formation zone does not stop and the phenomenon of thixotropic hardening of the oil structure does not exert its negative effect on the flow rate of the well.
Снижение дебита скважины за счет уменьшения среднеинтегрального динамического уровня в предложенном способе имеет место только во время проведения технологической операции по повышению дебита скважины. Продолжительность проведения технологических операций намного меньше промежутка времени между ними. Поэтому уменьшение объема добычи нефти при проведении технологических операций некритично. Потери в добыче во много раз меньше объемов нефти, дополнительно добытых вследствие положительного эффекта от проведения технологических операций по повышению дебита скважин.A decrease in the well flow rate due to a decrease in the average integral dynamic level in the proposed method takes place only during a technological operation to increase the well flow rate. The duration of technological operations is much less than the time interval between them. Therefore, a decrease in oil production during technological operations is uncritical. Losses in production are many times less than the volumes of oil additionally produced due to the positive effect of technological operations to increase the flow rate of wells.
Необходимые продолжительность и периодичность проведения технологических операций по повышению дебита скважин сложно определить аналитически. Поэтому наиболее целесообразно их определение опытным путем.The necessary duration and frequency of technological operations to increase the flow rate of wells is difficult to determine analytically. Therefore, their most practical determination is most expedient.
Таким образом, применение предложенного способа позволяет выполнить поставленную задачу: увеличить объем добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличить МРП.Thus, the application of the proposed method allows us to accomplish the task: to increase the volume of oil production by increasing the production rate of the well and maintaining it at an unchanged level during long-term operation of the well, as well as to increase the MCI.
Осуществление изобретения.The implementation of the invention.
Для осуществления предложенного способа выбирают скважину, эксплуатируемую кратковременным или непрерывным способом при помощи УЭЦН с регулируемым электроприводом. В зависимости от особенностей скважины необходимость и время проведения технологической операции по повышению дебита определяют исходя из выполнения того или иного условия. Например: на скважине с повышенным выносом мехпримесей выбор осуществляют на основании истории отказов, на скважине с кольматацией ПЗП технологическую операцию проводят при снижении дебита скважины до определенного уровня и т.п.To implement the proposed method, a well is selected that is operated in a short-term or continuous manner using an ESP with an adjustable electric drive. Depending on the characteristics of the well, the need and time for the technological operation to increase the flow rate is determined based on the fulfillment of a particular condition. For example: in a well with increased removal of mechanical impurities, the selection is made based on the failure history, in a well with mopping of the BFZ, the technological operation is carried out while the well production rate is reduced to a certain level, etc.
По глубине спуска УЭЦН и внутреннему диаметру НКТ рассчитывают объем жидкости, вмещающийся во внутреннюю полость колонны НКТ. В качестве примера возьмем исходные данные для расчета из патента РФ №2190087, в котором описан упомянутый выше способ добычи скважинной жидкости:The depth of descent of the ESP and the inner diameter of the tubing calculate the amount of fluid that fits into the inner cavity of the tubing string. As an example, we take the initial data for the calculation from the patent of the Russian Federation No. 2190087, which describes the above-mentioned method for producing well fluid:
НСП=1740 м - глубина спуска УЭЦН;N SP = 1740 m - the depth of the descent of the ESP;
dНКТ=62 мм - внутренний диаметр НКТ;d tubing = 62 mm - the inner diameter of the tubing;
Q0=-21 м3/сут - дебит скважины;Q 0 = -21 m 3 / day — well production rate;
Q=50 м3/сут - оптимальная производительность УЭЦН.Q = 50 m 3 / day - optimal ESP performance.
Объем жидкости, вмещающийся во внутреннюю полость колонны НКТ, равенThe volume of fluid that fits into the inner cavity of the tubing string is
При средней производительности УЭЦН 50 м3/сут жидкость из НКТ будет полностью откачана за времяWith an average productivity of ESP of 50 m 3 / day, the liquid from the tubing will be completely pumped out over time
Период эксплуатации скважины в приведенном примере составляет 4-6 часов. Продолжительность включения добывающей установки, равная отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, имеет значение 40÷60%. Продолжительность откачки жидкости из скважины колеблется от 1,5 до 4 часов.The period of operation of the well in the example is 4-6 hours. The duration of the inclusion of the production unit, equal to the ratio of the duration of pumping fluid from the well to the duration of the period of operation of the well, has a value of 40 ÷ 60%. The duration of pumping fluid from the well ranges from 1.5 to 4 hours.
Из приведенного примера видно, что избежать накопления мехпримесей в колонне НКТ в упомянутом способе удается не всегда.It can be seen from the above example that it is not always possible to avoid the accumulation of solids in the tubing string in the aforementioned method.
При кратковременной эксплуатации скважины выбирают УЭЦН производительностью в несколько раз большей дебита скважины, например: 125 м3/сут (ЭЦНА5А-125). Коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины будет менее 1%.During short-term operation of the well, ESPs with a productivity several times greater than the flow rate of the well are selected, for example: 125 m 3 / day (ETSNA5A-125). The rate of decline in production compared to the continuous operation of the well will be less than 1%.
В этом случае при проведении технологической операции по повышению дебита скважины жидкость из колонны НКТ будет полностью откачана за времяIn this case, during the technological operation to increase the flow rate of the well, the liquid from the tubing string will be completely pumped out over time
Средняя скорость откачки будет равнаThe average pumping speed will be equal to
Это соответствует средней скорости течения жидкости в колонне НКТThis corresponds to the average fluid flow rate in the tubing string.
что в 2,5 раза больше, чем в предыдущем примере (11,6 м/мин).which is 2.5 times more than in the previous example (11.6 m / min).
При непрерывной эксплуатации скважин выбирают насос ЭЦНА5-18 оптимальной производительностью 25 м3/сут, установив на выходе ПЧ частоту 42 Гц. При проведении технологической операции по повышению дебита скважины устанавливают частоту в 1,2 раза больше: 50,4 Гц. Производительность УЭЦН составит 25,2 м3/сут.During continuous operation of the wells, the ETsNA5-18 pump is selected with an optimal capacity of 25 m 3 / day, setting the frequency of 42 Hz at the inverter output. When carrying out a technological operation to increase the flow rate of a well, a frequency of 1.2 times greater is set: 50.4 Hz. The productivity of the ESP will be 25.2 m 3 / day.
В этом случае при проведении технологической операции по повышению дебита скважины жидкость из НКТ будет полностью откачана за времяIn this case, during the technological operation to increase the flow rate of the well, the liquid from the tubing will be completely pumped out over time
Средняя скорость течения жидкости в колонне НКТ (5,8 м/мин) будет в 2 раза меньше, чем в первом примере, и в 5 раз меньше, чем при кратковременной эксплуатации скважины. Эффективность очистки от мехпримесей в данном случае будет ниже, но позволит получить необходимый результат.The average fluid flow rate in the tubing string (5.8 m / min) will be 2 times less than in the first example, and 5 times less than during short-term well operation. The effectiveness of cleaning from mechanical impurities in this case will be lower, but will allow you to get the desired result.
Реальную продолжительности откачки жидкости из скважины устанавливают больше расчетной величины для гарантированной откачки мехпримесей из колонны НКТ. Продолжительность накопления жидкости в скважине можно также получить расчетным путем, либо подобрать экспериментально из условия поддержания необходимого среднеинтегрального динамического уровня.The actual duration of fluid pumping from the well is set to be greater than the calculated value for guaranteed pumping of mechanical impurities from the tubing string. The duration of fluid accumulation in the well can also be obtained by calculation, or experimentally selected from the condition of maintaining the required average integral dynamic level.
Продолжительность и периодичность проведения технологических операций по повышению дебита скважин определяют опытным путем.The duration and frequency of technological operations to increase the flow rate of wells is determined empirically.
Приведенные расчеты позволяют сделать вывод, что предложенный способ обеспечивает выполнение поставленной задачи: увеличение объема добычи нефти за счет повышения дебита скважины и поддержания его на неизменном уровне при длительной эксплуатации скважины, а также увеличение МРП.The above calculations allow us to conclude that the proposed method ensures the fulfillment of the task: increasing the volume of oil production by increasing the production rate of the well and maintaining it at an unchanged level during long-term operation of the well, as well as an increase in hydraulic fracturing.
Принятые сокращения.Accepted abbreviations.
КПД - коэффициент полезного действия;Efficiency - coefficient of performance;
МРП - межремонтный период;MCI - overhaul period;
НКТ - напорно-компрессорные трубы;Tubing - pressure pipes;
ПЗП - призабойная зона пласта;PZP - bottomhole formation zone;
ПЧ - преобразователь частоты переменного тока;IF - AC frequency converter;
ПЭД - погружной электродвигатель;PED - submersible electric motor;
УЭЦН - установка погружная центробежного насоса с электрическим приводом;ESP - installation of a submersible centrifugal pump with an electric drive;
ЭЦН - погружной центробежный насос с электрическим приводом.ESP - electric submersible centrifugal pump.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006115824/03A RU2332559C2 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | Method for increasing well production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006115824/03A RU2332559C2 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | Method for increasing well production |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006115824A RU2006115824A (en) | 2007-11-27 |
| RU2332559C2 true RU2332559C2 (en) | 2008-08-27 |
Family
ID=38959861
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006115824/03A RU2332559C2 (en) | 2006-04-28 | 2006-04-28 | Method for increasing well production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2332559C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102865053A (en) * | 2011-07-04 | 2013-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for judging optimal stroke frequency of oil pumping unit |
| RU2519238C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of well operation with help of electrically driven borehole pump plant |
| RU2563509C2 (en) * | 2012-09-28 | 2015-09-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д Шашина) | Method for producing high viscosity oil using electric heating and delivering chemical agent to target point of well |
-
2006
- 2006-04-28 RU RU2006115824/03A patent/RU2332559C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БОГДАНОВ А.А. Погружные центробежные электронасосы. - М.: Гостоптехиздат, 1957, с.126, 128-130. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102865053A (en) * | 2011-07-04 | 2013-01-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for judging optimal stroke frequency of oil pumping unit |
| RU2563509C2 (en) * | 2012-09-28 | 2015-09-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д Шашина) | Method for producing high viscosity oil using electric heating and delivering chemical agent to target point of well |
| RU2519238C1 (en) * | 2012-11-19 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of well operation with help of electrically driven borehole pump plant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006115824A (en) | 2007-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| RU2421605C1 (en) | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive | |
| EA200800736A1 (en) | METHOD OF SHORT-TERM OPERATION OF THE WELLS SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION WITH ELECTRIC DRIVE | |
| US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
| RU2332559C2 (en) | Method for increasing well production | |
| US20150060055A1 (en) | Systems and Methods for Artificial Lift Via a Downhole Positive Displacement Pump | |
| Davydov | Monitoring of the operation of surface-driven screw pumping units using expert control systems | |
| US10221663B2 (en) | Wireline-deployed positive displacement pump for wells | |
| RU2007133904A (en) | METHOD FOR OIL PUMPING OUT OF WELLS WITH LARGER GAS CONTENT AND ELECTRIC SHOWER INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| GB2549365A (en) | Improved lift system for use in the production of fluid from a well bore | |
| CN204457675U (en) | Similar displacement pump relay lifting extracting device of oil | |
| US20090044952A1 (en) | Stationary slick line pumping method | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2315860C2 (en) | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair | |
| RU2501938C1 (en) | Oil production method | |
| Goswami et al. | Artificial lift to boost oil production | |
| RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells | |
| RU2553744C1 (en) | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive | |
| CN104695910A (en) | Relay lifting oil production device and method for same type of volumetric pumps | |
| RU2814706C1 (en) | Method of periodic operation of well using submersible pumping unit with electric drive | |
| RU2620662C1 (en) | Method of dislodgement of electrical centrifugal pump units | |
| RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery | |
| Trimadona et al. | Optimization of Production on Well-11 With Pump Setting Depth Variation in Electrical Submersible Pump (Esp) Method At KU Field | |
| Brown | Submersible Pump Selection for Dewatering CBM Wells | |
| RU2235904C1 (en) | Method of operation of well pumps with automatically maintaining preset dynamic level of pumping out liquid medium in well (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160429 |