СПОСОБ КРАТКОВРЕМЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПОГРУЖНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ (СПОСОБ КУЗЬМИЧЕВА) Российский патент 2007 года по МПК E21B43/00 

Область техники

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из скважин и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных нефтяных скважин, погружными установками лопастных, преимущественно центробежных, насосов с регулируемым электроприводом.

Уровень техники

Известен способ непрерывной эксплуатации высокодебитных и среднедебитных добывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками (УЭЦН) с нерегулируемым электроприводом (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.8-11).

Недостатком способа является высокий расход электроэнергии, что вызвано необходимостью регулирования подачи ЭЦН дросселированием (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.77-79). При эксплуатации среднедебитных скважин, т.е. скважин с дебитом по жидкости от 20 м³/сут до 80 м³/сут, расход электроэнергии увеличивается вследствие низких значений коэффициента полезного действия (КПД) погружных центробежных насосов (ЭЦН) с электрическим приводом в данном диапазоне подач (Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.5-6, 9-14). Повышенный расход электроэнергии приводит к снижению рентабельности добычи нефти.

Известен способ непрерывной эксплуатации высокодебитных добывающих скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года). Он заключается в том, что производительность добывающей установки регулируют путем изменения скорости вращения ЭЦН при помощи изменения частоты переменного тока, питающего погружной электродвигатель (ПЭД).

Недостатком способа является высокая стоимость оборудования. Наиболее дорогостоящим оборудованием являются станции управления (СУ) УЭЦН с преобразователями частоты (ПЧ). Из-за высокой стоимости СУ с ПЧ применяются в основном на высокодебитных скважинах, где капитальные затраты на их приобретение окупаются в приемлемые сроки. На среднедебитных скважинах применение СУ с ПЧ, как правило, нерентабельно.

Известен способ периодической эксплуатации малодебитных добывающих скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом, заключающийся в чередовании откачки жидкости из скважины и накопления жидкости в скважине (RU 2119578). Особенностью данного способа является то, что при накоплении жидкости в скважине УЭЦН не выключают, а продолжают работу при пониженной скорости вращения, регулируемой таким образом, чтобы поддерживать максимальный напор ЭЦН, при котором отсутствует подача. При откачке жидкости из скважины напор ЭЦН изменением скорости вращения не регулируют. Известный способ применяют в том случае, когда негерметичен обратный клапан УЭЦН.

Недостатками способа являются:

- высокая стоимость оборудования ввиду наличия в ее составе СУ с ПЧ,

- высокий удельный расход электроэнергии, т.к. УЭЦН большую часть времени работает с нулевой производительностью,

- малый межремонтный период (МРП) оборудования, обусловленный неоптимальными режимами его эксплуатации и плохими условиями охлаждения, что в совокупности обуславливает низкую рентабельность добычи нефти.

Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ периодической эксплуатации малодебитных и среднедебитных добывающих скважин погружными центробежными насосными установками с нерегулируемым электрическим приводом (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.126, 128-130), согласно которому откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке. Среднюю производительность установки регулируют путем изменения соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине.

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).

Кроме того, увеличение частоты пусков УЭЦН при периодической эксплуатации скважины по сравнению с непрерывной эксплуатацией и увеличение частоты воздействия связанных с ними электрических, механических и гидравлических ударных пусковых перегрузок приводит к уменьшению МРП и срока службы добывающей установки (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.1).

Сокращение объемов добычи нефти и уменьшение МРП оборудования приводят к снижению рентабельности добычи нефти.

Раскрытие изобретения

Задачей изобретения является повышение рентабельности эксплуатации добывающих скважин погружными установками лопастных насосов, преимущественно центробежных насосов, с регулируемым электроприводом. Рентабельность определяется объемами добычи жидкости, расходом электроэнергии, стоимостью оборудования, МРП оборудования и его сроком службы. Поэтому для решения задачи изобретения необходимо улучшить указанные составляющие рентабельности.

Предложен способ кратковременной эксплуатации скважины погружной центробежной насосной установкой с регулируемым электроприводом (далее: «кратковременная эксплуатация скважин»), согласно которому откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке. Среднеинтегральную во времени производительность установки регулируют с целью ее согласования с дебитом скважины путем изменения соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине.

От прототипа предложенный способ отличается тем, что продолжительность периода эксплуатации скважины, равную сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, выбирают таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95. При откачке жидкости из скважины развиваемое установкой давление регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы насос работал с КПД не менее 0,9 максимального значения для данной скорости вращения. Скважину эксплуатируют установкой производительностью более 80 м³/сут. Продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%.

Установка может работать в кратковременном или периодическом кратковременном режиме, при которых продолжительность работы установки не превышает продолжительности работы, необходимой для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой.

Данное сочетание существенных признаков изобретения является новым, т.к. в известных способах механизированной эксплуатации скважин подобное сочетание существенных признаков не встречается.

Предложенная совокупность технических решений не является также очевидной, т.к. каждое техническое решение в отдельности наряду с положительным влиянием на одну из составляющих рентабельности добычи нефти, повышение которой является задачей изобретения, одновременно оказывает отрицательное влияние на другую ее составляющую.

Основными недостатками прототипа изобретения являются уменьшение объемов добычи нефти по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин и снижение МРП за счет увеличения частоты воздействия на оборудование ударных пусковых перегрузок, что приводит к снижению рентабельности эксплуатации скважин.

Потери в добыче нефти при кратковременной эксплуатации скважин сокращают путем уменьшения продолжительности периода эксплуатации скважины. Уменьшение продолжительности периода эксплуатации скважин позволяет уменьшить разность среднеинтегральной депрессии на пласт при кратковременной эксплуатации и депрессии при непрерывной эксплуатацией и сократить, таким образом, потери в добыче нефти.

Однако уменьшение продолжительности периода эксплуатации скважин в предложенном способе еще больше, чем в прототипе, увеличивает частоту воздействия ударных пусковых перегрузок, что влечет за собой дальнейшее сокращение МРП и срока службы оборудования и соответственно снижение рентабельности добычи нефти.

Производители УЭЦН не рекомендуют их эксплуатацию в периодическом режиме и не поддерживают гарантийные обязательства на погружное оборудование, эксплуатируемое в периодическом режиме (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.41).

По указанной причине на практике не используют уменьшение продолжительности периода эксплуатации скважин для сокращения потерь в добыче нефти. Поэтому данное техническое решение не является очевидным.

Использование при кратковременной эксплуатации скважин преобразователей частоты, которые дают возможность осуществлять «мягкий» безударный пуск установок, позволяет предотвратить снижение МРП и срока службы оборудования из-за воздействия ударных пусковых перегрузок. В свою очередь, это позволяет существенно сократить продолжительность периода эксплуатации скважин и до минимума сократить потери в добыче нефти при переводе скважин с непрерывной эксплуатации на кратковременную.

Рассмотренное техническое решение также не является очевидным, потому что, во-первых, основное назначение СУ с ПЧ - обеспечение возможности регулирования производительности добывающих установок. Устранение ударных пусковых перегрузок за счет «мягкого» пуска всегда рассматривается как дополнительная возможность ПЧ. При кратковременной эксплуатации скважин данная возможность является основной причиной использования СУ с ПЧ.

Во-вторых, СУ с ПЧ - дорогостоящее оборудование. Капитальные затраты на их приобретение на среднедебитных и тем более на малодебитных скважинах в приемлемые сроки, как правило, не окупаются. Поэтому использование дорогостоящих СУ с ПЧ не позволяет выполнить задачу изобретения: увеличить рентабельность добычи нефти.

При кратковременной эксплуатации скважин стоимость оборудования снижают, увеличив при помощи ПЧ частоту питающего ПЭД переменного тока и соответственно скорость вращения ЭЦН, что дает возможность уменьшить их габариты, сохранив мощность неизменной. Увеличение частоты переменного тока позволяет также уменьшить габариты повышающего трансформатора ТМПН при неизменной мощности.

Сокращение габаритов влечет за собой уменьшение материалоемкости и трудоемкости изготовления оборудования, а следовательно, приводит к уменьшению его стоимости. Таким образом, увеличение стоимости комплекта оборудования за счет включения в его состав дорогостоящей СУ с ПЧ при кратковременной эксплуатации скважин компенсируют уменьшением стоимости ПЭД, ЭЦН и ТМПН.

Применение данного технического решения в предложенном способе не столь очевидно, как кажется на первый взгляд. Увеличение скорости вращения ЭЦН приводит к значительному ускорению их износа (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.17), а следовательно, к уменьшению МРП и срока службы оборудования, что отрицательно сказывается на рентабельности добычи нефти.

Устранить данное противоречие при кратковременной эксплуатации скважин позволяет уменьшение продолжительности включения добывающего оборудования, которая определяется отношением продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины и выражается в процентах. Период эксплуатации скважин состоит из откачки жидкости из скважины и накопления жидкости в скважине. При накоплении жидкости в скважине добывающая установка выключена, ЭЦН не работает и, следовательно, не изнашивается. Чем меньше продолжительность включения УЭЦН, тем больше МРП по износу насоса.

Продолжительность включения оборудования, в свою очередь, равна отношению дебита скважины к производительности установки. Следовательно, кратность увеличения МРП по износу насоса равна отношению производительности установки к дебиту скважины. При кратковременной эксплуатации скважин производительность добывающих установок в несколько раз превышает дебит скважин, что дает возможность значительно уменьшить продолжительность включения УЭЦН и не только полностью компенсировать ускорения износа насоса за счет увеличения скорости вращения, но и увеличить МРП по износу насоса.

Таким образом, предложенное изобретение представляет собой совокупность из нескольких технических решений. При рассмотрении этих технических решений в отдельности они содержат наряду с факторами, положительно влияющими на решение задачи изобретения - повышение рентабельности добычи нефти, и отрицательно влияющие факторы. Поэтому целесообразность их использования не выглядит очевидной. Поставленная задача решается только при объединении всех технических решений в замкнутую логическую цепь, что устраняет имеющиеся противоречия.

Упомянутая замкнутая логическая цепь технических решений при кратковременной эксплуатации скважин выглядит следующим образом:

1. Значительное падение объемов добычи нефти, свойственное прототипу, при кратковременной эксплуатации скважин сокращают, уменьшив продолжительность периода эксплуатации скважин. Но при этом сокращается МРП и срок службы оборудования за счет увеличения частоты воздействия ударных пусковых перегрузок и, как следствие, уменьшается рентабельность добычи нефти.

2. МРП увеличивают, устранив ударные пусковые перегрузки за счет «мягкого» безударного пуска УЭЦН при помощи ПЧ. Но СУ с ПЧ имеют высокую стоимость, что снижает рентабельность добычи нефти.

3. Увеличение стоимости комплекта оборудования при введении в его состав дорогостоящих СУ с ПЧ компенсируют за счет снижения габаритов и соответственно стоимости оборудования путем увеличения частоты переменного тока и соответствующего увеличения скорости вращения УЭЦН. Но при этом снижается МРП за счет увеличения скорости износа ЭЦН, что влечет за собой снижение рентабельности добычи нефти.

4. Увеличение МРП по износу насоса за счет сокращения продолжительности включения УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин позволяет с избытком компенсировать уменьшение МРП за счет ускорения износа ЭЦН при увеличении скорости его вращения.

Кратковременная эксплуатация скважин одновременно оказывает положительное воздействие на все основные составляющие рентабельности добычи нефти, в чем проявляется ее уникальность. Она позволяет не только устранить недостатки известных способов механизированной эксплуатации скважин, сохранив их достоинства, но и получить новые преимущества, несвойственные известным способам.

При кратковременной эксплуатации скважин положительный эффект, оказываемый совокупностью технических решений на отдельные составляющие рентабельности добычи нефти, превосходит результат влияния каждого из технических решений в отдельности, т.е. проявляется синергетический эффект.

Подобная возможность появляется прежде всего благодаря тому, что кратковременная эксплуатация скважин позволяет разделить способы регулирования производительности насосной установки и развиваемого ею давления.

Параметры центробежного насоса при изменении скорости вращения изменяются согласно следующим зависимостям (Фиг.1):

где n₁/n_H - отношение реальной скорости вращения насоса к номинальной (относительная скорость вращения насоса);

Q₁/Q_H - отношение реальной подачи насоса к номинальной (относительная подача насоса);

H₁/Н_H - отношение реального напора насоса к номинальному (относительный напор насоса);

N₁/N_H - отношение реальной мощности насоса к номинальной (относительная мощность насоса).

Принципиальное отличие способа регулирования при кратковременной скважин заключается в том, что скорость вращения ЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин определяют только исходя из необходимости обеспечения требуемого напора ЭЦН (давления УЭЦН). Одновременное изменение подачи ЭЦН (производительности УЭЦН) отрицательного воздействия на процесс регулирования не оказывает.

Зависимости относительной скорости вращения и относительной подачи от относительного напора следующие:

Благодаря тому что скорость вращения и подача ЭЦН зависят от корня квадратного из напора, при кратковременной эксплуатации скважин можно эффективно осуществлять глубокое регулирование развиваемого установкой давления, т.е. незначительно изменяя скорость вращения насоса, можно изменять его напор в значительном диапазоне (Фиг.2).

Среднеинтегральную производительность УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважины регулируют изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине.

где Q_СР - среднеинтегральная производительность установки;

Q(t) - мгновенная производительность установки;

t_OT - время откачки жидкости из скважины;

t_H - время накопления жидкости в скважине.

Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине можно варьировать в широких пределах, обеспечив тем самым глубокое регулирование среднеинтегральной производительности УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин.

Возможность глубокого регулирования производительности УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин дает возможность согласования параметров системы «нефтяной пласт - добывающая скважина - насосная установка» при изменении условий эксплуатации в широких пределах и позволяет увеличить объемы добываемой продукции в среднем на 10-15%. Увеличение объемов добычи нефти является, в свою очередь, решающим фактором повышения рентабельности ее добычи.

При кратковременной эксплуатации скважин наряду с одновременным использованием всех способов экономии электроэнергии, характерных для известных способов эксплуатации скважин, возможно снижение расхода электроэнергии за счет работы всех энергопотребляющих элементов установки в режимах, близких к оптимальным, т.е. с максимальным КПД во всем диапазоне регулирования, что обеспечивает минимальный расход электроэнергии по сравнению со всеми известными способами механизированной эксплуатации скважин вне зависимости ни от условий, ни от продолжительности эксплуатации. При других способах эксплуатации скважин добиться подобного невозможно.

В прототипе экономия электроэнергии достигается за счет использования более производительных ЭЦН, имеющих больший КПД. Но при периодической эксплуатации скважин используются установки производительностью не более 80 м³/сут (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.41), превышающей дебит скважин не более чем в 2 раза (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.129-130).

Для кратковременной эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин используют предназначенные для эксплуатации высокодебитных скважин ЭЦН с подачей более 80 м³/сут, имеющие наилучшие энергетические характеристики (Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.5-6, 9-14). Поэтому при кратковременной эксплуатации скважин можно получить более значительную экономию электроэнергии, чем в прототипе.

Несмотря на возможность регулирования в широком диапазоне как напора, так и подачи ЭЦН, при кратковременной эксплуатации скважин можно обеспечить изменение давления таким образом, чтобы насос работал с максимальным КПД во всем диапазоне регулирования. Это возможно потому, что положение рабочей точки на напорной характеристике ЭЦН можно выбирать только исходя из необходимости обеспечения требуемого напора.

Вызванное изменением скорости вращения ЭЦН изменение его подачи отрицательного воздействия на процесс регулирования не оказывает. Точную установку среднеинтегральной производительности установки, соответствующей дебиту скважины, можно осуществить, изменяя отношение продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины.

Рабочая точка при кратковременной эксплуатации скважин всегда будет находиться на параболе оптимальных режимов η_max универсальной характеристики ЭЦН (Фиг.3). Отклонение рабочего режима от оптимального может быть вызвано погрешностью измерения режимов эксплуатации скважин и режимов работы оборудования. Но в любом случае КПД рабочего режима будет составлять не менее 0,9 максимального значения КПД для данной скорости вращения. При других способах эксплуатации скважин данное требование невыполнимо, т.к. оно приводит к сужению диапазона регулирования подачи ЭЦН до величины, неприемлемой для реальных условий эксплуатации скважин (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.6-14).

Кратковременная эксплуатация скважин дает возможность оптимизировать режим работы не только ЭЦН, но и ПЭД, что при других известных способах эксплуатации невозможно. При кратковременной эксплуатации скважин отсутствует ограничение на расширение диапазона перестройки скорости вращения, обусловленное тем, что с увеличением частоты переменного тока мощность и скорость вращения ПЭД растут прямо пропорционально, а мощность, потребляемая ЭЦН, имеет кубическую зависимость от скорости вращения. С увеличением скорости вращения мощность, потребляемая ЭЦН, растет быстрее мощности, отдаваемой ПЭД (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.14-17, 22-23). Для исключения возможности перегрузки ПЭД при значительном изменении скорости вращения он должен быть недогружен во всем диапазоне регулирования, кроме крайней точки, где скорость вращения максимальна.

При недогрузке асинхронного электродвигателя снижаются его КПД и коэффициент мощности (cos ϕ), произведение которых характеризует степень оптимальности режима эксплуатации электродвигателя (Иванов-Смоленский А.В. Электрические машины. М.: Энергия, 1980, стр.435-436). Чем меньше произведение КПД на cos ϕ, тем менее эффективно используется электродвигатель.

Зависимость мощности, потребляемой ЭЦН, от напора при кратковременной эксплуатации выражается кубом корня квадратного из напора.

Изменение напора ЭЦН даже в случае его регулировании в значительном диапазоне при кратковременной эксплуатации скважин вызывает незначительное изменение потребляемой мощности (Фиг.2).

Кроме того, при кратковременной эксплуатации ПЭД, как правило, работает в кратковременном режиме (типовой режим S2 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83) или периодическом кратковременном режиме (типовой режим S3 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83). Для них характерно то, что за время работы ПЭД в данных условиях охлаждения не успевает достигнуть состояния теплового равновесия с окружающей средой, т.е. нагреться до максимальной при данной нагрузке температуры. Поэтому его можно перегружать. КПД и коэффициент мощности асинхронного электродвигателя при нагрузках больше номинальной изменяются незначительно (Иванов-Смоленский А.В. Электрические машины. М.: Энергия, 1980, стр.435-436). При перегрузке ПЭД работает практически так же эффективно, как и в номинальном режиме.

Еще одним фактором, позволяющим при кратковременной эксплуатации скважин обеспечит работу ПЭД в режиме, близком к оптимальному, является более высокая вероятность совпадения расчетного давления УЭЦН и реального значения давления, развиваемого установкой при работе в конкретной скважине.

Параметры, по которым рассчитывается напор ЭЦН при подборе оборудования перед спуском в скважину: глубина подвески установки, динамический уровень пластовой жидкости в скважине или высота столба жидкости над приемом насоса, давление газа в межтрубном пространстве, давление в выкидной линии устья скважины, определяются параметрами эксплуатируемой скважины, которые, как правило, хорошо известны и измерены с достаточно высокой точностью. К таким параметрам относятся: пластовое давление, забойное давление, газовый фактор, давление насыщения растворенного газа, обводненность продукции скважины, плотность нефти и пластовой воды и пр.

Дебит скважины, являющийся определяющим параметром, по которому производится подбор оборудования и режимов его работы при других способах эксплуатации скважин, рассчитать точно довольно сложно. Особенно большие отклонения реального дебита от расчетного наблюдаются при вводе в эксплуатацию новых скважин, на скважинах после проведения ремонтов с глушением, после проведения технологических операций по стимуляции притока пластовой жидкости в скважину и т.п.

По указанной причине при кратковременной эксплуатации скважин подбор оборудования и режимов его эксплуатации можно осуществить с более высокой точностью. Поэтому при кратковременной эксплуатации скважин проще обеспечить работу ПЭД в режимах, близких к оптимальным, при которых достигается максимальный КПД и минимизируется расход электроэнергии во всем диапазоне регулирования.

В аналогичных режимах при кратковременной эксплуатации скважин работают ТМПН и ПЧ, что дает возможность сократить их габариты, а следовательно, и стоимость.

Ввиду наличия звена постоянного тока в ПЧ, при кратковременной эксплуатации скважин дополнительная экономия электроэнергии достигается благодаря снижению потерь в линиях электропередач за счет увеличения коэффициента мощности (cos ϕ) и соответственно уменьшения реактивных токов в них.

Оптимизация режимов эксплуатации ЭЦН позволяет также увеличить МРП за счет увеличения надежности работы насоса. Когда регулирование ЭЦН осуществляется дросселированием, насос работает в режимах, соответствующих левой части напорной характеристики. Работа в подобных режимах приводит к ускорению износа подшипников рабочих органов из-за увеличения осевых сил, действующих на них (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.77-79), и повышению уровня вибрации рабочих колес и ротора насоса (Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.2-4), что снижает МРП и срок службы погружного оборудования.

Кратковременная эксплуатация скважин всегда и в любых условиях эксплуатации позволяет обеспечить работу ЭЦН в оптимальных режимах, которым соответствуют меньшие значения осевых сил и минимальный уровень вибрации. При прочих равных условиях работа ЭЦН в оптимальных режимах позволяет увеличить МРП и срок службы погружного оборудования.

Увеличению МРП оборудования при кратковременной эксплуатации скважин способствует ее уникальная особенность, которая позволяет значительно ослабить отрицательные проявления практически всех основных осложняющих факторов, встречающихся при эксплуатации добывающих скважин, и упростить борьбу с ними.

На скважинах, осложненных повышенным выносом механических примесей, для повышения МРП используют дорогостоящие ЭЦН износостойкого исполнения. При кратковременной эксплуатации скважин за счет эксплуатации оборудования с малой продолжительностью включения подобный результат может быть получен при использовании недорогих ЭЦН обычного (неизносостойкого) исполнения. Увеличение МРП при сохранении неизменной стоимости оборудования позволяет увеличить рентабельность добычи нефти. Такая возможность является уникальной особенностью кратковременной эксплуатации и при других способах эксплуатации скважин ее реализация невозможна.

Используемые при кратковременной эксплуатации скважин ЭЦН производительностью более 80 м³/сут имеют большую, по сравнению с насосами для среднедебитных скважин, высоту каналов рабочих органов. Малая высота каналов (3÷4,5 мм) ЭЦН с подачами 20÷80 м³/сут - основная причина остановок скважин из-за засорения рабочих органов механическим примесями, асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО) и солеотложений. Каналы рабочих органов ЭЦН производительностью 125÷250 м³/сут, используемые при кратковременной эксплуатации скважин, имеют высоту 5÷7 мм. Поэтому отказы по причинам засорения рабочих органов мехпримесями, АСПО и солеотложений при кратковременной эксплуатации скважин происходят гораздо реже.

Значительный запас по производительности и мощности установок при кратковременной эксплуатации скважин позволяет значительно ускорить и повысить качество освоения скважин после проведения ремонтов с глушением или при введении в эксплуатацию новых скважин. Сокращение сроков приводит к увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а повышение качества освоения скважин позволяет увеличить их дебит. В результате увеличиваются объемы и повышается рентабельность добычи нефти.

При освоении скважин, в случае необходимости откачки из нее жидкости глушения, имеющей более высокую плотность, чем пластовая жидкость, а также при длительных простоях скважин, когда пластовая жидкость в межтрубном пространстве достигает статического уровня, возникает проблема охлаждения. В начальный период освоения скважин, при отсутствии притока жидкости в скважину, откачка жидкости осуществляется из межтрубного пространства над приемом насоса. Пластовая жидкость, в которой находится электродвигатель, остается практически неподвижной и быстро нагревается. Отвод тепла от ПЭД ухудшается, что ведет к перегреву двигателя и его отказу.

Ввиду использования для кратковременной эксплуатации скважин УЭЦН производительностью, превышающей дебит скважины в несколько раз, при освоении скважин можно откачивать жидкость глушения значительно быстрее, чем при других способах эксплуатации скважин. Кроме того, более мощный ПЭД, используемый при кратковременной эксплуатации скважин, имеет большие габариты и соответственно большую теплоемкость, чем ПЭД для непрерывной эксплуатации скважин, и нагревается медленнее. Поэтому при кратковременной эксплуатации скважин риск перегрева ПЭД при освоении скважин значительно ниже.

Время и качество освоения скважин определяется скоростью изменения депрессии на пласт. Благодаря применению для кратковременной эксплуатации скважин высокопроизводительных добывающих установок удается увеличить скорость откачки жидкости из скважины и получить скорость увеличения депрессии в несколько раз большую, чем при других известных способах механизированной эксплуатации скважин.

Повышение скорости увеличения депрессии на пласт при кратковременной эксплуатации скважин позволяет периодически проводить технологические операции по интенсификации притока жидкости в скважину, аналогичные свабированию, без остановки оборудования и его подъема из скважины, что снижается вероятность кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и ограничения притока пластовой жидкости в скважину. Сохранение дебита скважины неизменным на протяжении длительного времени дает возможность увеличить объемы и повысить рентабельность добычи нефти.

Более мощные ПЭД имеют больший пусковой момент, что наряду с использованием ЭЦН меньшей длины, требующих приложения меньшего момента при пуске, создает при кратковременной эксплуатации скважин наиболее благоприятные условия для запуска установок как при освоении скважин, так и при их эксплуатации.

Вследствие увеличения производительности УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин возрастает скорость потока жидкости внутри ЭЦН и напорно-компрессорных трубах (НКТ) во время ее откачки из скважины. За счет этого усиливается срыв отложений с внутренних поверхностей ЭЦН и НКТ, уменьшается интенсивность отложения солей и АСПО.

Увеличение скорости потока жидкости в насосах сопровождается образованием стойких водонефтяных эмульсий, имеющих более высокую вязкость по сравнению и с водой, и с нефтью (Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974, стр.503-504). Эмульсии, имеющие наибольшую вязкость, образуются при обводненности продукции скважин в диапазоне от 40 до 80%.

Из-за образования вязких и стойких водонефтяных эмульсий расходуется большее количество электроэнергии, уменьшается МРП оборудования, усложняется работа приборов учета количества добываемой продукции, требуются дополнительные затраты на разделение эмульсий на исходные компоненты при получении товарной нефти.

При кратковременной эксплуатации скважин наблюдается явление гравитационной сегрегации пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины. Нефть, имеющая меньшую плотность, во время накопления жидкости в скважине концентрируется в верхней части столба жидкости, минерализованная пластовая вода - в нижней. Поэтому при кратковременной эксплуатации во время откачки жидкости из скважины сначала откачивается пластовая вода, а затем нефть. Т.е. обводненность продукции в начале откачки заведомо больше 80%, а в конце - меньше 40%.

Образующиеся при кратковременной эксплуатации скважин водонефтяные эмульсии нестойкие и имеют вязкость, не намного превышающую вязкость воды и нефти, что снижает расход электроэнергии на подъем пластовой жидкости из скважины. Кроме того, уменьшаются затраты, обусловленные негативными проявлениями повышенной стойкости водонефтяных эмульсий при транспортировке сырой нефти и при получении товарной нефти.

Мощность, потребляемая УЭЦН при работе на среднедебитных скважинах, составляет десятки киловатт, поэтому количество выделяемого при этом тепла довольно значительно. ЭЦН ввиду низкого КПД (30÷60%) выделяет тепла значительно больше, чем ПЭД, КПД которого выше (80÷85%). Температура рабочих колес ЭЦН превышает температуру омывающей их пластовой жидкости на десятки градусов. Если производительность УЭЦН регулируют дросселированием насоса, при котором КПД ЭЦН еще больше снижается, а отвод тепла ухудшается, то температура рабочих колес может достигать температуры более 200°С даже в «холодных» (≤90°С) скважинах.

При высокой температуре УЭЦН, характерной для продолжительного режима работы при непрерывной и периодической эксплуатации скважин, создаются благоприятные условия для ускорения отложения солей и АСПО, а также ускорения коррозии элементов установок.

При кратковременной эксплуатации скважин в кратковременном или периодическом кратковременном режиме работает не только ПЭД, но и остальные элементы погружной установки, что способствует его меньшему нагреву. Поэтому при кратковременной эксплуатации скважин отложение солей и АСПО в ЭЦН и НКТ, а также коррозия погружного оборудования происходят медленнее.

Разность максимальных температур ПЭД при его работе в продолжительном режиме (непрерывная и периодическая эксплуатация скважин) и кратковременном или периодическом кратковременном режиме (кратковременная эксплуатация скважин) является резервом повышения максимально допустимой температуры скважины в зоне подвески добывающей установки. При кратковременной эксплуатации «горячих» скважин (>90°С) возможно использование ПЭД обычного исполнения, имеющих меньшую стоимость по сравнению с ПЭД термостойкого исполнения при сохранении надежности на допустимом уровне. Подобный подход решения проблемы повышения МРП оборудования в «горячих» скважинах возможен только при кратковременной эксплуатации скважин и является уникальным.

Краткое описание чертежей.

На фиг.1 показана зависимость параметров ЭЦН от скорости вращения. Изменение скорости вращения в диапазоне от 0 до 2 относительных единиц вызывает аналогичное изменение подачи. При этом напор изменяется от 0 до 4 относительных единиц, а мощность, потребляемая насосом, изменяется от 0 до 8 относительных единиц.

На фиг.2 показаны характеристики регулирования при кратковременной эксплуатации скважин. Изменение относительного напора, являющегося основным параметром регулирования при кратковременной эксплуатации скважин, в диапазоне от 0 до 2 относительных единиц вызывает изменение подачи от 0 до 1,4 относительных единиц и изменение мощности, потребляемой насосом, от 0 до 2,8 относительных единиц.

Процесс регулирования при периодической эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом наиболее эффективен, т.к. нежелательные параметры изменяются при регулировании незначительно.

Фиг.3 иллюстрирует возможность оптимизации режима работы ЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин во всем диапазоне регулирования. На ней показана универсальная характеристика ЭЦН. Она показывает изменение характеристик ЭЦН при разных скоростях вращения. Рабочая область ЭЦН, которая на фиг.3 затенена, ограничена напорными характеристиками при максимальной и минимальной скоростях вращения, а также параболами подобных режимов, при которых КПД снижается до уровня 0,9 от максимального значения для данной скорости вращения (0,9·η_max).

На параболе оптимальных режимов η_max утолщенной линией со стрелкой выделен участок, показывающий изменение положения рабочей точки при откачке жидкости из скважины. В процессе регулирования ЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин можно всегда обеспечить его работу в оптимальном режиме, т.е. с максимальным КПД.

Осуществление изобретения.

Предложенный способ осуществляется следующим образом. Перед началом эксплуатации по результатам исследований скважины и стендовых испытаний или паспортных данных добывающей установки осуществляют подбор оборудования, рассчитывают режимы эксплуатации скважины и режимы работы установки.

При использовании известных способов эксплуатация скважин УЭЦН производительностью более 80 м³/сут, т.е. добывающими установками для высокодебитных скважин, в периодическом режиме запрещена (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.41). При кратковременной эксплуатации скважин, наоборот, используют УЭЦН производительностью более 80 м³/сут, т.к. они обладают лучшими энергетическими характеристиками по сравнению с установками для среднедебитных скважин (20÷80 м³/сут) и позволяют добывать нефть с меньшим расходом электроэнергии.

Расчет режима эксплуатации скважины производят таким образом, чтобы обеспечить минимальное снижение объема добычи нефти по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины.

Продолжительность периода эксплуатации в прототипе обычно составляет от нескольких часов до суток. Типовое значение коэффициента снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин в этом случае не превышает 0,9 (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, стр.417). В лучшем случае его значение достигает значения 0,95 (Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974, стр.271).

При кратковременной эксплуатации скважин продолжительность периода эксплуатации должна составлять десятки минут. Тогда коэффициент снижения дебита при переводе скважины с непрерывной эксплуатации на кратковременную всегда будет более 0,95.

С целью максимального снижения стоимости погружного оборудования необходимо увеличить частоту переменного тока и скорость вращения УЭЦН до максимально возможной величины. Максимальная допустимая кратность увеличения частоты переменного тока и соответственно скорости вращения УЭЦН для серийно выпускаемых ПЭД, рассчитанных на работу при частоте переменного тока 50 Гц и синхронной скорости вращения 3000 об./мин, равна 1,4 (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.17). Максимальная допустимая частота переменного тока составит в этом случае 70 Гц, скорость вращения УЭЦН - 4200 об/мин.

Вследствие дискретности ряда напоров ЭЦН диапазон перестройки скорости вращения при кратковременной эксплуатации скважин равен примерно 4000-4200 об/мин.

Скорость износа является степенной функцией от скорости вращения насоса с показателем степени от 2,5 до 5 единиц (Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года, стр.17). Конкретное значение показателя степени зависит от условий и режимов эксплуатации ЭЦН, прежде всего - от концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в откачиваемой жидкости.

При увеличении скорости вращения ЭЦН до 4000 об/мин скорость износа насоса возрастет в 2,05÷4,2 раза. Кратность увеличения МРП по износу насоса при кратковременной эксплуатации скважин по сравнению с непрерывной эксплуатацией равна запасу производительности установки (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.129). Поэтому для компенсации уменьшения МРП по износу насоса производительность УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин должна быть больше дебита скважин минимум в 2,05 раза, т.е. превышать его более чем в 2 раза. Соответственно продолжительность включения УЭЦН должна быть менее 50%.

В прототипе производительность УЭЦН превышает дебит скважин не более чем в 2 раза (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.129-130), т.е. продолжительность включения составляет не менее 50%.

Режим работы ЭЦН и ПЭД рассчитывают так, чтобы они работали в оптимальном режиме, т.е. с максимальным КПД.

В процессе откачки жидкости из скважины контролируют динамический уровень пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины. Контроль динамического уровня осуществляют при помощи эхолота, установленного на устье скважины, или по показаниям датчика давления на приеме насоса системы погружной телеметрии УЭЦН.

По достижении динамическим уровнем максимально допустимого значения УЭЦН выключают. Накопление жидкости в скважине продолжают либо в течение расчетного времени, либо до достижения динамическим уровнем расчетного значения.

После включения установки и начала откачки изменением частоты переменного тока на выходе ПЧ регулируют скорость вращения ПЭД и соответственно напор ЭЦН. Регулирование осуществляют по показаниям датчика давления и расходомера, установленных на выкидной линии устья скважины.

Если скорость вращения ЭЦН в процессе откачки жидкости из скважины будет неизменной, то при увеличении динамического уровня уменьшится подача и увеличится напор насоса и режим его работы отклонится от оптимального. По показаниям датчика давления и расходомера осуществляют регулирование скорости вращения ЭЦН таким образом, чтобы в процессе откачки жидкости из скважины он работал в оптимальном режиме.

Возможность осуществления изобретения и достижения его цели можно продемонстрировать на примере расчетов.

Исходные данные для расчета:

Q=30 м³/сут - дебит скважины,

Н_П=1500 м - глубина подвески установки,

h=1000 м - высота статического столба жидкости над приемом насоса,

Н_Д=1100 м - динамический уровень пластовой жидкости в скважине,

Р_У=10 кГс/см² ≈ 100 м - давление в выкидной линии устья скважины,

Р_М=0 кГс/см² - давление в межтрубном пространстве скважины,

Н_H=Н_Д+Р_У-Р_М=1200 м = 1,2 км - требуемый напор насоса,

d_HKT=123.7 мм - внутренний диаметр эксплуатационной колонны,

D_K=73 мм - наружный диаметр НКТ,

S=π·(d_HKT ²-D_K ²)/4=0,0078 м² - площадь кольцевого зазора межтрубного пространства скважины.

Примеры расчетов:

1. Непрерывная эксплуатация скважины УЭЦН с нерегулируемым приводом.

Наиболее подходящей для непрерывной эксплуатации скважины дебитом 30 м³/сут является установка, состоящая из насоса ЭЦНА 5-30-1250, состоящего из двух четырехметровых секций, и электродвигателя ПЭД 16-117 МВ5 (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.57). Они имеют следующие характеристики в оптимальном режиме (Каталог продукции и сервиса. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2005. www.alnas.ru/products/pcn):

Q_ОПТ=37 м³/сут - подача ЭЦН в оптимальном режиме,

Н_ОПТ=1060 м - напор ЭЦН в оптимальном режиме,

η_ОПТ=36,5% - КПД ЭЦН в оптимальном режиме,

N_ОПТ=12,21 кВт - мощность, потребляемая ЭЦН в оптимальном режиме,

Р_НОМ=16 кВт - номинальная мощность ПЭД,

η_НОМ=84% - номинальный КПД ПЭД,

s_НОМ=5% - номинальное скольжение ПЭД.

Для согласования производительности установки с дебитом скважины необходимо дросселирование насоса. Характеристики ЭЦН при этом изменятся следующим образом:

Q₀=30 м³/сут. - подача ЭЦН в рабочем режиме,

Н₀=1250 м - напор ЭЦН в рабочем режиме,

η₀=35% - КПД ЭЦН в рабочем режиме.

Мощность, потребляемая ЭЦН в рабочем режиме, будет равна

Мощность ПЭД выбрана с запасом по сравнению с мощностью ЭЦН с целью обеспечения возможности освоения скважины. При недогрузке ПЭД его КПД и скольжение уменьшаются:

η_НД=82% - КПД ПЭД в рабочем режиме,

S_НД=3% - скольжение ПЭД в рабочем режиме.

Мощность ЭЦН составляет 76,1% от номинальной мощности ПЭД.

Номинальный момент на валу ПЭД равен

где n=3000 об/мин - синхронная скорость вращения ПЭД.

Максимальная скорость снижения высоты столба жидкости в межтрубном пространстве скважины в начале откачки жидкости при освоении скважины или после ее длительного простоя равна

что соответствует скорости увеличения депрессии на пласт 0,27 (кГс/см²)/мин.

Общая мощность, потребляемая установкой, составляет

Удельный расход электроэнергии равен

Стоимость ЭЦНА5-30-1250 равна 136200 руб., ПЭД16-117МВ5 131100 руб. Используемая совместно с данной установкой станция управления «Электон-04-250» имеет стоимость 89000 руб. Все цены приведены без НДС. Стоимость остальных элементов установки не учитывается, т.к. они одинаковы во всех вариантах. Общая стоимость оборудования составляет 356300 руб. без НДС.

2. Непрерывная эксплуатация скважины УЭЦН с регулируемым приводом. Наиболее подходит для непрерывной эксплуатации скважины дебитом 30 м³/сут насос ЭЦНА5-18. Его характеристики в оптимальном режиме:

Q_ОПТ=26 м³/сут - подача ЭЦН в оптимальном режиме,

H_ОПТ=1160 м - напор ЭЦН в оптимальном режиме,

η_ОПТ=28,5% - КПД ЭЦН в оптимальном режиме,

N_ОПТ=12 кВт - мощность, потребляемая ЭЦН в оптимальном режиме.

Для согласования производительности установки с дебитом скважины необходимо увеличить частоту переменного тока в 1,15 раза, т.е. до 57,5 Гц и скорость вращения ЭЦН - до 3350 об/мин. Для получения необходимого напора следует выбрать насос ЭЦНА5-18-1200, состоящий из трехметровой и четырехметровой секций, который при данной скорости вращения будет иметь следующие оптимальные характеристики:

Q_ОПТ=30 м³/сут - подача ЭЦН в оптимальном режиме,

Н_ОПТ=1340 м - напор ЭЦН в оптимальном режиме,

η_ОПТ=29% - КПД ЭЦН в оптимальном режиме,

N_ОПТ=15,8 кВт - мощность, потребляемая ЭЦН в оптимальном режиме.

Требуемое по условиям эксплуатации скважины сочетание подачи и напора в оптимальном режиме не обеспечивается. Они могут быть достигнуты при скорости вращения 3250 об/мин. Рабочий режим будет не оптимален:

Q₀=30 м³/сут. - подача насоса в рабочем режиме,

Н₀=1200 м - напор насоса в рабочем режиме,

η₀=25% - КПД насоса в рабочем режиме,

N₀=15,7 кВт - мощность, потребляемая насосом в рабочем режиме.

За счет увеличения скорости вращения МРП по износу насоса уменьшится в 1,3÷1,7 раза.

Мощность, потребляемая насосом в рабочем режиме, будет равна

Максимальная допустимая кратность увеличения скорости вращения УЭЦН для серийно выпускаемых ПЭД, рассчитанных на работу при частоте переменного тока 50 Гц и синхронной скорости вращения 3000 об/мин, равна в среднем 1,4. С целью обеспечения возможности регулирования параметров установки увеличением скорости вращения ЭЦН необходимо выбрать ПЭД с запасом мощности в 1,4²=1,96 раза, т.е. ПЭД32-117МВ5.

С учетом работы при повышенной частоте переменного тока КПД недогруженного ПЭД уменьшится в меньшей степени, чем в предыдущем варианте:

η_НД=83,5% - КПД ПЭД в рабочем режиме,

S_НД=3% - скольжение ПЭД в рабочем режиме.

Мощность ЭЦН составляет 51,25% от номинальной мощности ПЭД.

Номинальный момент на валу ПЭД равен

Максимальная скорость снижения высоты столба жидкости в межтрубном пространстве скважины в начале откачки жидкости при освоении скважины или после ее длительного простоя равна

что соответствует скорости увеличения депрессии на пласт 0,27 (кГс/см²)/мин.

Общая мощность, потребляемая установкой, составит

Удельный расход электроэнергии равен

Стоимость ЭЦНА5-18-1200 равна 117500 руб., ПЭД32-117МВ5 171000 руб. Производитель рекомендует использовать совместно с данной установкой станцию управления с преобразователем частоты «Электон-05-160», которая имеет стоимость 268000 руб. Общая стоимость оборудования составляет 556500 руб. без НДС. Разность в стоимости оборудования по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин с нерегулируемым электроприводом составляет 200200 рублей.

Столь значительное увеличение стоимости оборудования по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН с нерегулируемым электрическим приводом вероятнее всего не окупится в приемлемые сроки. Поэтому подобный вариант комплектации скважины оборудованием будет отвергнут из-за нерентабельности.

3. Периодическая эксплуатация скважины УЭЦН с нерегулируемым приводом (прототип).

Для периодической эксплуатации скважин УЭЦН с нерегулируемым приводом обычно используют установки производительностью, превышающей дебит скважин не более чем в 2 раза (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. М.: Гостоптехиздат, 1957, стр.129-130). Данному условию удовлетворяет установка с насосом ЭЦНА5-45-1300, состоящим из двух четырехметровых секций, и электродвигателем ПЭД28-117МВ5. Они имеют следующие характеристики:

Q_ОПТ=57 м³/сут - подача насоса в оптимальном режиме,

Н_ОПТ=1120 м - напор насоса в оптимальном режиме,

η_ОПТ=40% - КПД насоса в оптимальном режиме,

N_ОПТ=18,14 кВт - мощность, потребляемая насосом в оптимальном режиме,

Р_НОМ=28 кВт - номинальная мощность электродвигателя,

η_НОМ=84,5% - номинальный КПД электродвигателя.

Номинальный момент на валу ПЭД равен

С учетом изменения динамического уровня при периодической эксплуатации скважин ЭЦН будет работать в следующем режиме:

Q₀=52 м³/сут - подача насоса в рабочем режиме,

Н₀=1200 м - напор насоса в рабочем режиме,

η₀=39% - КПД насоса в рабочем режиме,

N₀=18,18 кВт - мощность, потребляемая насосом в рабочем режиме.

Мощность ЭЦН составляет 65% от номинальной мощности ПЭД.

При недогрузке ПЭД его КПД уменьшается:

η_НД=82,5% - КПД электродвигателя при недогрузке.

Запас производительности установки и, следовательно, краткость увеличения МРП по износу насоса за счет периодичности его работы равна

Коэффициент снижения дебита скважины при ее переводе с непрерывной эксплуатации на периодическую определяется по формуле

где Q_ПЕР - дебит при периодической эксплуатации скважины в м³/сут.

Обычно допускают снижение дебита не более чем на 10%, т.е. принимают ϕ=0,9 (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983, стр.417).

Максимально допустимая продолжительность накопления жидкости в скважине при притоке жидкости из пласта по квадратичному закону определяется по формуле (Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974, стр.269-272)

Продолжительность откачки жидкости из скважины определяется по формуле

Продолжительность периода эксплуатации скважины составит

Т=t_НК+t_ОТ=2,5+2,25=4,75 [час].

Продолжительность включения УЭЦН равна

Вследствие того что ПЭД имеют маслонаполненную конструкцию, их теплоемкость достаточно велика. Для установления теплового равновесия ПЭД с охлаждающей средой при работе с номинальной нагрузкой требуется 20÷40 минут в зависимости от мощности электродвигателя и условий его охлаждения. Поэтому полученные значения продолжительности откачки жидкости из скважины позволяют сделать вывод о том, что электродвигатель установки работает в продолжительном режиме (типовой режим S1 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83).

Другие элементы УЭЦН имеют меньшую теплоемкость по сравнению с ПЭД. Поэтому их режимы работы можно также характеризовать как продолжительные.

С целью снижения отрицательного воздействия ударных пусковых перегрузок на МРП оборудования на практике устанавливают больший период эксплуатации, допуская дальнейшее снижение объема добычи нефти. Обычно период эксплуатации делают равным 24 часам и включают установку в работу в ночное время, когда тарифы на электроэнергию минимальны.

Максимальная скорость снижения высоты столба жидкости в межтрубном пространстве скважины в начале откачки жидкости при освоении скважины или после ее длительного простоя равна

что соответствует скорости увеличения депрессии на пласт 0,46 (кГс/см²)/мин.

Мгновенная мощность, потребляемая установкой

Средняя потребляемая мощность

Удельный расход электроэнергии равен

Стоимость ЭЦНА5-45-1300 равна 136000 руб., ПЭД28-117МВ5 159600 руб. Станция управления «Электон-04-250» имеет стоимость 89000 руб. Общая стоимость оборудования составляет 384600 руб. без НДС. Разность в стоимости оборудования по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин с нерегулируемым электроприводом составляет 28300 рублей.

4. Кратковременная эксплуатация скважины УЭЦН.

При кратковременной эксплуатации скважин на МРП по износу насоса влияют два противоположно воздействующих фактора: увеличение скорости износа ЭЦН из-за увеличения скорости вращения и уменьшение износа вследствие уменьшения продолжительности включения УЭЦН. Для того чтобы в результате одновременного воздействия обоих указанных факторов МРП по износу насоса увеличился даже в самых неблагоприятных условиях эксплуатации, необходимо, чтобы производительность установки была не менее

Q_ОПТ≥Q·1,4⁵=30·5,4=161,3 [м³/сут].

Данному условию удовлетворяет насос ЭЦНА5-125-700, состоящий из одной пятиметровой секции. При частоте переменного тока 70 Гц и скорости вращения 4200 об/мин его напор равен Н_ОПТ=1320 м.

Для более точной настройки напора потребуется понизить частоту переменного тока до 66,7 Гц и скорость вращения ЭЦН до 4000 об/мин. Характеристики ЭЦН и ПЭД в этом случае будут следующими:

Q_ОПТ=173 м³/сут - подача насоса в оптимальном режиме,

Н_ОПТ=1200 м - напор насоса в оптимальном режиме,

N_ОПТ=39,3 кВт - мощность, потребляемая насосом в оптимальном режиме,

η_ОПТ=61% - КПД насоса в оптимальном режиме.

В качестве привода данному ЭЦН потребуется ПЭД32-117МВ5, который при частоте переменного тока 66,7 Гц будет иметь следующие характеристики:

Р_НОМ=42,7 кВт - номинальная мощность электродвигателя,

η_НОМ=85,5% - номинальный КПД электродвигателя.

Номинальный момент на валу ПЭД при частоте переменного тока 50 Гц будет равен

С учетом того, что при кратковременной эксплуатации скважин используются в основном короткие односекционные ЭЦН, требующие меньшего пускового момента, а не двухсекционные, как во всех других известных способах эксплуатации скважин, а также применяются более мощные ПЭД, можно сделать вывод, что условия пуска УЭЦН при кратковременной эксплуатации скважин являются наиболее благоприятными.

Коэффициент снижения МРП по износу насоса за счет увеличения скорости вращения будет равен: 2,05÷4,2.

Запас производительности установки и, следовательно, краткость увеличения МРП по износу насоса за счет уменьшения продолжительности включения УЭЦН равна

В результате воздействия обоих влияющих факторов МРП по износу насоса увеличится в 1,4÷2,8 раза.

При периодической эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом можно задать ϕ≥0,99, т.е. допустить снижение дебита не более чем на 1%.

Максимально допустимая продолжительность накопления жидкости в скважине будет равна

Продолжительность откачки жидкости из скважины равна

Период эксплуатации скважины составит

T=t_НК+t_ОТ=15+2,5=17,5[мин].

Продолжительность включения УЭЦН равна

Полученные значения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности включения УЭЦН характеризуют режим работы установки как кратковременный.

Максимальная скорость снижения высоты столба жидкости в межтрубном пространстве скважины в начале откачки жидкости при освоении скважины или после ее длительного простоя равна

что соответствует скорости увеличения депрессии на пласт 1,54 (кГс/см²)/мин.

Скорость увеличения депрессии на пласт при кратковременной эксплуатации скважин в несколько раз выше по сравнению с другими известными способами эксплуатации скважин. Поэтому кратковременная эксплуатация скважин позволяет наиболее быстро и качественно проводить освоение скважин, а также осуществлять операции по интенсификации притока жидкости в скважину без остановки оборудования и подъема из скважины.

Мгновенная мощность, потребляемая установкой

Средняя потребляемая мощность

Удельный расход электроэнергии будет равен

Стоимость ЭЦНА5-125-700 равна 78700 руб., ПЭД32-117МВ5 171000 руб. Станция управления с преобразователем частоты так же, как и все остальное оборудование, работает в кратковременном режиме. Поэтому можно использовать СУ с ПЧ «Электон-05-75» мощностью 63 кВА (40 кВт при cosϕ=0,86), которая имеет стоимость 127000 руб. Общая стоимость оборудования составляет 376700 руб. без НДС. Разность в стоимости оборудования по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин с нерегулируемым электроприводом составляет всего 20400 рублей.

Приведенные расчеты подтверждают осуществимость изобретения и достижение поставленной цели. Кратковременная эксплуатация скважин позволяет увеличить объемы добычи нефти, увеличить МРП, обеспечить минимальный расход электроэнергии и незначительное повышение стоимости оборудования.

При кратковременной эксплуатации скважин проявляется синергетический эффект, т.к. положительный эффект, оказываемый совокупностью технических решений на повышение МРП и срока службы оборудования, а также на сокращение расхода электроэнергии, превосходит результат влияния на них каждого из технических решений в отдельности.

Результаты произведенных расчетов демонстрируют, что периодическая эксплуатация скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом по комплексу всех показателей обеспечивает самую высокую рентабельность среди рассмотренных способов механизированной эксплуатации скважин.

Принятые сокращения.

АСПО - асфальтосмолистопарафиновые отложения;

КВЧ - концентрация взвешенных частиц;

КПД - коэффициент полезного действия;

МРП - межремонтный период;

НКТ - напорно-компрессорная труба;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПЧ - преобразователь частоты переменного тока;

ПЭД - погружной электродвигатель;

СУ - станция управления;

ТМПН - трансформатор маслонаполненный в полевом исполнении для добычи нефти;

УЭЦН - установка погружная центробежного насоса с электрическим приводом;

ЭЦН - погружной центробежный насос с электрическим приводом.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин механизированным способом и может быть использовано для эксплуатации добывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками (УЭЦН) с регулируемым электроприводом. Обеспечивает повышение рентабельности эксплуатации добывающих скважин. Сущность изобретения: по способу откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки для согласования с дебитом скважины. При этом изменяют соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Согласно изобретению скважину эксплуатируют установкой производительностью более 80 м³/сут. 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. Продолжительность периода эксплуатации скважины, равную сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, выбирают таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95, а продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ эксплуатации скважины погружной установкой лопастного насоса с электрическим приводом, согласно которому откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднеинтегральную во времени производительность установки с целью ее согласования с дебитом скважины изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, отличающийся тем, что скважину эксплуатируют установкой производительностью более 80 м³/сут., 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, продолжительность периода эксплуатации скважины, равную сумме продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, выбирают таким образом, чтобы коэффициент снижения дебита по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважины был более 0,95, а продолжительность включения установки, равную отношению продолжительности откачки жидкости из скважины к продолжительности периода эксплуатации скважины, устанавливают менее 50%.2. Способ эксплуатации скважины по п.1, отличающийся тем, что работу установки осуществляют в кратковременном режиме или периодическом кратковременном режиме, при которых продолжительность работы установки при откачке жидкости из скважины не превышает продолжительности работы, необходимой для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой.