СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ
METHOD OF WELL OPERATION WITH HELP OF ELECTRICALLY DRIVEN BOREHOLE PUMP PLANT

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом при помощи погружной электроцентробежной насосной установки (УЭЦН) и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому является способ освоения скважины и/или вывода ее на оптимальный режим после ремонта (патент РФ 2315860, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.01.2008 г.), включающий использование УЭЦН, при котором откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине регулируют изменением их соотношения таким образом, чтобы работа УЭЦН осуществлялась в периодическом кратковременном режиме (ПКВ). В этом режиме скважина оборудуется УЭЦН больших типоразмеров, имеющих наилучшие технические и эксплуатационные характеристики в кратковременном режиме. Эксплуатация низкодебитных скважин в ПКВ позволяет избежать осложнений, возникающих при использовании УЭЦН малых типоразмеров в постоянном режиме, а именно повышенного износа рабочих органов и низкого КПД УЭЦН во время работы в левой зоне напорно-расходной характеристики; засорения рабочих органов УЭЦН механическими примесями из-за небольшого размера проходных каналов; интенсивного отложения солей на рабочих органах УЭЦН из-за недостаточного охлаждения низким притоком пластовой жидкости.
Недостатком указанного способа является необходимость регулирования скорости вращения вала УЭЦН, что приводит и заклиниванию и быстрому износу оборудования. Кроме того, по известному способу время работы УЭЦН, время накопления жидкости и соответственно продолжительность каждого периода работы зависят от времени достижения теплового равновесия элементов УЭЦН с окружающей средой. Это ведет к простою оборудования и снижению производительности работы. Продолжительность работы оборудования в известном способе меньше продолжительности паузы.
Задачей изобретения является обеспечение производительной и надежной безотказной работы оборудования.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе эксплуатации скважины с помощью УЭЦН, включающем повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине, продолжительности всех циклов устанавливают равными, а продолжительность каждого цикла устанавливают в пределах от 40 мин до 80 мин, при этом продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20% до момента достижения заданного уровня жидкости. Время работы УЭЦН в цикле определяют по формуле:
<mrow><msub><mi>Т</mi><mi>р</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mi>П</mi><mi>Э</mi></mfrac><mo>×</mo><mi>Ц</mi><mo>×</mo><msub><mi>К</mi><mrow><mi>о</mi><mi>б</mi></mrow></msub></mrow>
р
где: Т - время работы УЭЦН в цикле, мин;
3
П - производительность скважины (показатель потенциала скважины на расчетное забойное давление в поверхностных условиях), м/сут;
3
Э - паспортная номинальная производительность УЭЦН, м/сут;
Ц - время цикла, мин;
об
К - коэффициент корреляции номинальной производительности.
об
об
Коэффициент К устанавливает связь с дебитом скважины в поверхностных условиях, является функцией, зависящей от термобарических условий, объемного коэффициента флюида, давления насыщения, газового фактора и других PVT-свойств и может принимать значение от 1,0 до 2,0. Коэффициент К рассчитывают по каждому объекту разработки.
3
3
Целесообразно эксплуатацию скважины осуществлять УЭЦН производительностью от 45 м/сут до 80 м/сут.
Суть способа заключается в подборе длительности работы УЭЦН, в течение которой рабочая точка УЭЦН находится в зоне максимального КПД, и продолжительности бездействия скважины, достаточного для накопления жидкости в скважине для следующей откачки.
3
В режиме ПКВ скважина оборудуется УЭЦН больших типоразмеров (45≤Q≤125 м/сут), имеющих наилучшие технические и эксплуатационные характеристики в кратковременном режиме, при котором объем откачиваемой жидкости соответствует номинальной подаче. Типоразмер оборудования и режим откачки и накопления подбирают с учетом влияния разгазирования нефти на стабильность работы УЭЦН и максимальной депрессии на пласт. Расчет глубины спуска, типоразмера насосно-компрессорных труб, напора и мощности УЭЦН осуществляют в программах расчета постоянного режима работы, при этом величину притока задают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины.
3
3
В соответствии с заявленным способом продолжительность каждого цикла устанавливают равной в пределах от 40 мин до 80 мин, при этом продолжительность откачки жидкости в цикле при необходимости периодически изменяют на 10-20% от предыдущего значения до момента достижения требуемого уровня жидкости в скважине. Такой режим работы УЭЦН обеспечивает максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы и позволяет эффективно использовать оборудование. Кроме того, эксплуатация скважины в заявленном режиме позволяет автоматизировать процесс. Эксплуатацию скважины целесообразно осуществлять УЭЦН производительностью от 45 м/сут до 80 м/сут, обеспечивающей максимальную энергоэффективность. Номинальную производительность УЭЦН выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины. При использовании более производительных УЭЦН и, как следствие, более мощных электродвигателей существуют риски поломки вала УЭЦН.
Способ реализуется следующим образом.
Перед запуском УЭЦН в режиме ПКВ осуществляют расчет продуктивности скважины с учетом скорости восстановления притока.
Время работы УЭЦН в цикле определяют по формуле:
<mrow><msub><mi>Т</mi><mi>р</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mi>П</mi><mi>Э</mi></mfrac><mo>×</mo><mi>Ц</mi><mo>×</mo><msub><mi>К</mi><mrow><mi>о</mi><mi>б</mi></mrow></msub></mrow>
р
где: Т - время работы УЭЦН в цикле, мин;
3
П - производительность скважины, м/сут;
3
Э - паспортная производительность УЭЦН, м/сут;
Ц - время цикла, мин;
об
К - коэффициент корреляции производительности.
Затем осуществляют программирование станции управления в режиме ПКВ, выставляют параметры срабатывания защиты, производят запуск УЭЦН и вывод на режим. Заявленный режим эксплуатации включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной УЭЦН. Продолжительность всех циклов устанавливают равными одному часу. Соотношение продолжительности откачки жидкости и продолжительности накопления жидкости в цикле периодически по результатам контроля регулируют изменением предыдущего значения на 10-20%.
Контроль параметров УЭЦН (показания контроллера станции управления, замер динамического, устьевого, буферного давлений) и анализ работы УЭЦН на соответствие целевым показателям осуществляют периодически, например каждые 12 часов. Контроль параметров с данной периодичностью осуществляют, пока значение минимального давления на приеме УЭЦН в течение суток не будет соответствовать расчетным (целевым) показателям. Далее контроль осуществляют аналогично контролю работы УЭЦН при постоянном режиме. На основании результатов измерений делают выводы об изменении динамического уровня. Увеличение динамического уровня в процессе эксплуатации УЭЦН в режиме ПКВ говорит о недостаточной откачке жидкости из скважины. При увеличении динамического уровня периодически увеличивают время работы УЭЦН в цикле пошагово (с шагом 10-20% от времени работы). При этом соответственно снижается время накопления в цикле. Периодические изменения производят до установления необходимого уровня. Аналогично уменьшение динамического уровня в процессе эксплуатации УЭЦН в режиме ПКВ говорит о превышении откачки жидкости из скважины. В этом случае время работы УЭЦН в цикле уменьшают пошагово (с шагом 10-20% от времени работы). При этом соответственно увеличивается время накопления в цикле.
п
При условии соблюдения зависимости отношения номинальной производительности УЭЦН к продуктивности скважины (в 3-5 раз для достижения энергоэффективности) время цикла (Т) варьируется от 40 до 80 минут и обычно составляет 60 минут. Время цикла подбирают с учетом требований обеспечения максимальной добычи и надежной безотказной работы оборудования. Регулирование режима ПКВ осуществляется только поэтапным изменением времени работы УЭЦН, что значительно упрощает задачу технолога при выборе оптимального подбора режима ПКВ и регулирования в процессе эксплуатации. Время накопления определяется остатком времени цикла в 60 минут за исключением времени работы.
Заявленный способ эксплуатации скважины с помощью УЭЦН обеспечивает максимальное приближение среднего значения между верхней и нижней границей давления при запуске и остановке к целевому (расчетному) давлению на приеме. Данный показатель напрямую влияет на объемы добычи нефти. Опытным путем выявлено, что при увеличении времени цикла более 80 минут происходит значительное снижение добычи нефти в сравнении с постоянным режимом эксплуатации.
Кроме того, эксплуатация УЭЦН в заявленном режиме исключает вероятность замерзания обратных клапанов в зимний период на устьевой арматуре. Опытным путем установлено, что в период накопления при выключенной УЭЦН до 60 минут (цикл при этом не более 80 минут) риски замерзания обратных клапанов минимальны.
Выбор нижней границы продолжительности цикла от 40 мин обеспечивает снижение рисков преждевременных отказов. Количество пусков УЭЦН имеет экспоненциальную зависимость от времени цикла. Таким образом, увеличение частоты пусков, в том числе плавных, согласно теории надежности по экспоненциальной зависимости увеличивает риски преждевременных отказов.