Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки Российский патент 2021 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда скважин в системе межскважинной перекачки (МСП), в частности скважины-донора, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, а также скважин с малым диаметром эксплуатационной колонны, и работе системы поддержания пластового давления.

Система межскважинной перекачки жидкости, как правило, состоит из одной скважины-донора и нескольких скважин-акцепторов. Скважина-донор является источником водоснабжения и эксплуатируется высоконапорной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН). В свою очередь, производительность и напор установки подбираются исходя из суммарно-возможного объема поглощения скважинами-акцепторами и по худшей характеристике приемистости из них с учетом максимально-возможного дебита самой скважины-донора. Регулировка объемов закачки по скважинам-акцепторам производится методом штуцирования. МСП является достаточно сложной и динамичной системой в связи с наличием большого количества скважин-акцепторов, обладающих различными характеристиками. Как правило, в системе имеется один или два акцептора, которые характеризуются значительной приемистостью (большой объем поглощения при “незначительном” давлении закачки), по остальным скважинам наблюдается средняя или низкая приемистость. Поэтому при подборе УЭЦН учитываются все гидродинамические характеристики системы с целью обеспечения эксплуатации установки в рабочем диапазоне напорно-расходной характеристики. Однако в процессе эксплуатации по различным причинам в системе МСП происходят изменения, которые приводят работу установки за пределы рабочего диапазона, и при отсутствии оперативного вмешательства – нередко к ее отказу. По каждой системе МСП ежемесячно разрабатывают режим закачки, включающий в себя запланированный суточный объем добычи жидкости по скважине-донору, и необходимый объем суточной закачки жидкости для каждой скважины-акцептора (нагнетательные скважины), суммарное значение которого по всем скважинам акцепторам равняется суточному дебиту скважины донора, с учетом основных причин, влияющих на снижение наработки УЭЦН на скважине-доноре и выполнение запланированного режима в системе МСП, которыми являются:

- отключение или подключение скважины-акцептора (нагнетательных скважин);

- ухудшение или улучшение приемистости акцепторов;

- снижение напорно-расходной характеристики установки по различным причинам.

Но с учетом неавтоматизированной системы исполнения требований регламента, а также человеческого фактора – инерционность может достигать нескольких суток, что критически отражается на остаточном ресурсе УЭЦН, энергоэффективности работы установки и увеличению рисков отказа насоса. Как следствие, это ведет к снижению коэффициента эксплуатации, невыполнению режима закачки, что в свою очередь может привести к снижению пластового давления, реагирующего на добывающие скважины.

Известен способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом (способ Кузьмичева) (патент RU № 2293176, опубл. 10.02.2007).

Недостатком способа является кратковременная эксплуатация установки, не обеспечивающая постоянное водоснабжение скважин акцепторов.

Известен способ непрерывной эксплуатации высокодебитных и среднедебитных добывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками 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).

Известен способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой УЭЦН с частотно-регулируемым приводом, основанный на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину путем периодического повторения циклов, каждый из которых состоит из последовательно осуществляемых процессов запуска центробежного насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения, подачи жидкости насосом в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) при повышенной в сравнении с номинальным значением частоте и уменьшения до нуля подачи центробежного насоса путем снижения частоты питающего напряжения после достижения заданной величины давления в колонне НКТ с последующим отключением центробежного насоса и сливом жидкости из колонны труб через центробежный насос в скважину (патент RU № 2057907, опубл. 10.04.1996).

Недостатками способа являются:

- малая надежность из-за многократной запускова установки электроцентробежного насоса в работу, что снижает вероятность безотказной работы погружного электродвигателя, поскольку его пусковой ток в 4-5 раз превышает свое номинальное значение, следовательно, во столько же раз в момент пуска возрастает вероятность пробоя изоляции обмотки статора;

- сложная конструкция (наличие дополнительного подземного оборудования - термоманометрической системы, устанавливаемой под погружным электродвигателем) увеличивает стоимость способа эксплуатации скважины.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса, включающий установку в скважину электроцентробежный насос на заданную глубину спуска установки в скважину, определение и ввод в станцию управления параметров работы, фиксацию параметров работы: начальное давление на входе насоса, температуру начальную насоса, запуск УЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируя давление на входе УЭЦН, температуру на насосе и температуру на входе в насос, при этом эксплуатацию насоса осуществляют с регулируемой частотой вращения вала насоса (патент RU № 2677313, опубл. 16.01.2017). Перед запуском УЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока ω, задают ограничение по температуре насоса таким образом, чтобы температура насоса была меньше допустимой температуры, фиксируют силу тока; эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе УЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении равенства давления на входе УЭЦН и давления насыщения нефти газом регистрируют температуру на входе в насос и температуру на насосе, определяют дебит скважины и выводят на постоянный режим работы УЭЦН при постоянном или растущем не более чем на 10% давлении на входе в насос в течение одного и более часов, фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на входе насоса, температуру на поверхности насоса и силу тока, при этом разность температур на поверхности насоса с температурой на входе насоса остается постоянной или уменьшается на величину не более 10% и стабилизируется; причем при давлении на входе в насос меньше давления насыщения и увеличивающейся разности температуры на поверхности насоса и температуры на входе в насос определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от величины увеличения дебита скважины уменьшают частоту вращения насоса, и выводят установку на постоянный режим эксплуатации, а при давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала УЭЦН и определяют частоту переменного тока и силу тока, одновременно определяют температуру насоса, продолжают эксплуатацию УЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока по установке и температуры на поверхности насоса.

Недостатками способа являются - сложная технологическая система осуществления, которая включает контроль за давлением на приеме насоса УЭЦН при помощи термоманометрической системы (ТМС), что требует наличие дополнительного подземного оборудования - ТМС, устанавливаемой под погружным электродвигателем, для внедрения или замен ТМС при выходе из строя необходимо проведение ПРС, что увеличивает стоимость эксплуатации скважины (стоимость проката оборудования увеличивается 40 тыс., а дополнительные затраты на ПРС 600 тыс. руб.). Также, регулирование производительности УЭЦН по давлению и температуре на входе насоса не обеспечит контроль за изменением давления и объема закачки при остановке одной или нескольких скважин акцепторов и стабильность работы УЭЦН. Для скважин с малым диаметром эксплуатационной колонны, например диаметром 102 мм с толщиной стенки 7 мм, внутренним диаметром эксплуатационной колонны 88 мм потребуется приобретение дорогостоящего ТМС малого габарита.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки (патент RU № 2481467, опубл. 10.05.2013). Анализируют текущие условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. По каждой системе МСП ежемесячно разрабатывают режим-регламент закачки. В скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. Уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.

Недостатками известного способа являются сложность выполнения технологического процесса из-за необходимости остановки работы скважин для проведения подземного ремонта скважин (ПРС) для замены насоса на насос большей производительности, что сказывается и на увеличении ремонтного периода и энергозатрат, а выполнение анализа и корректировки текущих условий разработки без учета предшествующих, как минимум, за три года данных по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости, влияющих на изменение давления УЭЦН и расхода закачки, что ведет к увеличению расходов на добычу нефти из-за нерегулируемой равномерности объемов закачки рабочего агента на скважине-акцепторе, приводящей к неконтролируемому изменению давления закачки на скважине-доноре. С учетом неавтоматизированной системы исполнения требований регламента, а также человеческого фактора – инерционность может достигать нескольких суток, что критически отражается на остаточном ресурсе УЭЦН, энергоэффективности работы установки и увеличению рисков отказа насоса. Как следствие, это ведет к снижению коэффициента эксплуатации, невыполнению режима закачки, что в свою очередь может привести к снижению пластового давления, реагирующего на добывающие скважины.

Техническими задачами являются повышение нефтеотдачи залежи при упрощении реализации способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, за счет повышения энергоэффективности работы УЭЦН и снижения рисков отказа насоса, обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы и возможности регулирования закачки в зависимости от остановки или запуске в работу одной или нескольких нагнетательных скважин и/или изменения режимов закачки рабочего агента в нагнетательные скважины в зависимости от условий разработки в реальном времени (автоматизированная система управления) без необходимости проведения подземного ремонта скважин для замены насоса на большую или меньшую производительность, что повышает коэффициент эксплуатации, исключает срыв режима закачки и снижение пластового давления, увеличивает межремонтный срок эксплуатации УЭЦН, а также расширяет технологические возможности способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, при работе в том числе на скважине-доноре с малым диаметром эксплуатационной колонны.

Технические задачи решаются способом регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, включающим анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки.

Новым является то, что дополнительно анализируют текущие и предшествующие за три года данные по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости, определяют параметры оптимального рабочего диапазона напорно-расходной характеристики насосной установки и допустимый диапазон частоты вращения погружного электродвигателя, при которых обеспечивается стабильность показателей работы электроцентробежного насоса, разрабатывают режим закачки с учетом суточного объема добычи по каждой скважине-доноре и суточный объем закачки жидкости для каждой скважины-акцептор, проверяют герметичность глубинно-насосного оборудования, на выкидную линию устья устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления, в контроллер станции управления вводят алгоритм управления установкой электроцентробежного насоса по давлению на устье скважины, предельно-допустимые номинальные значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производится регулирование частоты питающего напряжения, запускают со станции управления электроцентробежный насос на оптимальной производительности с частотой 50 Гц, эксплуатируют насос до достижения значения рабочего давления на устье Рраб равного номинальному Рном значению Рраб = Рном ± ∆, ∆ = 5%, при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону Р > Рраб уменьшают частоту питающего напряжения η на величину ∆η, равную 5 Гц, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, при отклонении давления от рабочего давления на устье в меньшую сторону Р < Рраб увеличивают частоту питающего напряжения η на величину ∆η, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, причем при отклонении давления на устье скважины более или менее 5% от номинального давления, то циклы повторяют в зависимости от характера отклонения на величину ∆η в один шаг меньше до 4 Гц.

На фиг. 1 изображен график напорно-расходной характеристики работы УЭЦН.

На фиг. 2 изображен график оптимизации рабочей характеристики УЭЦН.

На фиг. 3 изображен блок реализации способа.

Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, включает анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки.

Дополнительно анализируют текущие и предшествующие за три года данные по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости. Определяют параметры оптимального рабочего диапазона напорно-расходной характеристики насосной установки и допустимый диапазон частоты вращения погружного электродвигателя, при которых обеспечивается стабильность показателей работы электроцентробежного насоса (фиг. 1). Разрабатывают режим закачки с учетом суточного объема добычи по каждой скважине-доноре и суточный объем закачки жидкости для каждой скважины-акцептор. Проверяют герметичность глубинно-насосного оборудования. На выкидную линию устья устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления. В контроллер станции управления вводят алгоритм управления установкой электроцентробежного насоса по давлению на устье скважины, предельно-допустимые (номинальные) значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производят регулирование частоты питающего напряжения (фиг. 3). Запускают со станции управления электроцентробежный насос на оптимальной производительности с частотой 50 Гц. Эксплуатируют насос до достижения значения рабочего давления на устье Рраб равного номинальному Рном значению Рраб = Рном ± ∆, ∆ = 5%. При отклонении давления от рабочего давления в большую сторону Р > Рраб – уменьшают частоту питающего напряжения η на величину ∆η, равную 5 Гц.

Продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆. При отклонении давления от рабочего давления на устье в меньшую сторону (Р < Рраб) – увеличивают частоту питающего напряжения η на величину ∆η. Продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆. Причем при отклонении давления на устье скважины более или менее 5% от номинального давления, то циклы повторяют в зависимости от характера отклонения на величину ∆η в один шаг меньше до 4 Гц.

Например, в случае отключения основной скважины-акцептора системы МСП увеличивается давление в системе и снижается производительность УЭЦН. Как видно на графике (фиг. 1) напорно-расходной характеристики УЭЦН, рабочая точка 1 характеризует работу установки в оптимальном режиме. Точка 2, характеризует выход из рабочего диапазона, т.е. смещена влево-вверх по напорной характеристике.

С целью обеспечения эксплуатации УЭЦН в зоне рабочей характеристики или диапазона необходимо снизить частоту вращения ПЭД, (фиг. 2). Соответственно, при подключении акцептора частота вращения ПЭД повышается. С учетом низкой оснащенности скважин системы ППД, в том числе и МСП, индивидуальными датчиками давления, расходомерами, решение рассматриваемой задачи обеспечивается через поддержание заданного давления на устье скважины-донора путем регулирования частоты вращения ПЭД в заданном диапазоне и, соответственно, производительности установки в соответствии с алгоритмом (фиг. 3).

Обеспечивается повышение нефтеотдачи залежи при упрощении реализации способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, за счет повышения энергоэффективности работы УЭЦН и снижения рисков отказа насоса, обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы и возможности регулирования закачки в зависимости от остановки или запуске в работу одной или нескольких нагнетательных скважин и/или изменения режимов закачки рабочего агента в нагнетательные скважины в зависимости от условий разработки в реальном времени (автоматизированная система управления) без необходимости проведения подземного ремонта скважин для замены насоса на большую или меньшую производительность, что повышает коэффициент эксплуатации, исключает срыв режима закачки и снижение пластового давления, увеличивает межремонтный срок эксплуатации УЭЦН, а также расширяет технологические возможности способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки.

Реализация предлагаемого способа обеспечит:

- снижение отказов и увеличение наработки УЭПН;

- снижение удельного энергопотребления на тонну жидкости (повышение энергоэффективности работы УЭЦН);

- увеличение добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам на участках МСП.

Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, осуществляют в следующей последовательности.

1) запуск спущенного на НКТ электроцентробежного насоса на номинальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на номинальной подаче.

2) ожидание поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности.

3) измерение давления на устье скважины акцептора (давление закачки) при номинальной подаче УЭЦН. Сравнение заданного значения устьевого давления с фактическим происходит циклично с интервалом 10 минут.

4) По результатам сравнения (значение дельты заданного от фактического) устьевого давления дальнейшие действия происходят по одному из трех сценариев:

- при фактическом значении давления на устье скважины равным ниже заданного на 3% и более происходит увеличение частоты частотно-регулируемого привода (увеличение подачи).

- при фактическом значении давления на устье скважины более чем на 3% заданного происходит уменьшение частоты частотно-регулируемого привода (снижение подачи).

- при фактическом значении давления на устье скважины равным заданному (устьевое давление в заданном рабочем диапазоне) частота вращения ПЭД не изменяется.

Пример конкретного выполнения. По системе МСП, состоящей из трех скважин-акцепторов и одной скважины-донора, ежемесячно разрабатывают режим закачки, включающий в себя запланированный суточный объем добычи по скважине-донор, и необходимый объем суточной закачки жидкости для каждой скважины-акцептор (нагнетательные скважины), суммарное значение которого по всем скважинам акцепторам равняется суточному дебиту скважины-донора.

Режим по добыче для скважины-донора на март составляет добыча 200 м³/сут, режим закачки для первой скважины-акцептора - 120 м³/сут, для второй скважины – 25 м³/сут, для третьей скважины - 55 м³/сут.

По причине, влияющей на снижение наработки УЭЦН на скважине-доноре и выполнение запланированного режима в системе МСП, например отключение основной скважины-акцептора системы МСП, например, первой скважины с суточной закачкой 120 м³/сут, учитывая, что УЭЦН на скважине-донор работает с суточной подачей 200 м³/сут, происходит увеличение давления в трубопроводной системе, снижается производительность установки - вывод УЭЦН из оптимальной зоны рабочей характеристики, что приводит к дальнейшему снижению ресурса (коэффициента) эксплуатации УЭЦН и отказу насоса, невыполнению режима закачки, что в свою очередь приводит к снижению пластового давления, реагирующего на добывающие скважины.

Для обеспечения выполнения режима работы системы МСП и обеспечения эксплуатации УЭЦН в зоне рабочей характеристики предлагается автоматизировать работу УЭЦН по давлению на устье скважины-донора без применения ТМС.

Предлагаемый способ эксплуатации скважин МСП осуществляют в следующей последовательности:

1) запускают со станции управления (СУ) спущенного на НКТ электроцентробежного насоса на оптимальной производительности (оптимальная производительность – УЭЦН это производительность при частоте питающего напряжения ω_н=50 Гц для российских установок).

2) проверяют направление вращения установки прямое по часовой стрелке – направление давления и вращения образуют «правый винт». Далее проводят проверку герметичности глубинно-насосного оборудования (ГНО), для этого необходимо закрыть на фонтанной или устьевой? арматуре задвижку на выкидной линии, запустить установку, набрать давление 100 атм на фонтанной арматуре и остановить ЭЦН. Давление на фонтанной арматуре остается постоянным (допускается падение давления до 95 атм в течение 15 минут) - ГНО герметично, в противном случае негерметично.

3) на выкидную линию от устья скважины-донора заранее устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления УЭЦН.

4) в контроллере станции управления заложен алгоритм (фиг. 1) управления УЭЦН по давлению на устье скважины. В контроллер станции управления УЭЦН вносят граничные (номинальные) значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производят регулирование частоты питающего напряжения. После чего установку запускают в работу с частотой 50 Гц.

5) эксплуатацию насоса производят до значения Рраб = Рном ± ∆, т.е. до достижения значения рабочего давления равному номинальному (∆=5%).

6) при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону (Р > Рраб) происходит уменьшение частоты питающего напряжения η на величину ∆η (∆η- шаг изменения величины частоты вращения, регулируется в зависимости от производительности, по умолчанию устанавливается 5 Гц).

7) далее эксплуатацию насоса производят до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆.

8) при отклонении давления от рабочего давления в меньшую сторону (Р < Рраб) происходит увеличение частоты питающего напряжения η на величину ∆η (∆η- шаг изменения величины частоты вращения, регулируется в зависимости от производительности, по умолчанию устанавливается 5 Гц).

9) далее эксплуатация насоса производят до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆. Если происходит отклонение давления на устье скважины более 5 % от номинального давления, то происходит повторение пункта 6 или 8 в зависимости от характера отклонения, но величина ∆η принимается на 1 шаг меньше (при установленном по умолчанию шаге 5Гц в этом случае шаг снизится до 4Гц).

Цикличность алгоритма с учетом снижения шага изменения величины частоты вращения (∆η) обеспечат работу УЭЦН в заданном (номинальном) давлении закачки.

Реализация предлагаемого способа обеспечит:

1) снижение отказов и увеличение наработки УЭПН;

2) снижение удельного энергопотребления на тонну жидкости, повышение энергоэффективности работы УЭЦН;

3) увеличение добычи нефти по реагирующим скважинам на участках МСП.

Обеспечивается повышение нефтеотдачи залежи при упрощении реализации способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, за счет повышения энергоэффективности работы УЭЦН и снижения рисков отказа насоса, обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы и возможности регулирования закачки в зависимости от остановки или запуске в работу одной или нескольких нагнетательных скважин и/или изменения режимов закачки рабочего агента в нагнетательные скважины в зависимости от условий разработки в реальном времени (автоматизировнная система управления) без необходимости проведения подземного ремонта скважин для замены насоса на большую или меньшую производительность, что повышает коэффициент эксплуатации, исключает срыв режима закачки и снижение пластового давления, увеличивает межремонтный срок эксплуатации УЭЦН, а также расширяет технологические возможности способа регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки.

Заявлен способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи при упрощении реализации способа регулирования режима работы скважины, снижение рисков отказа насоса, повышение коэффициента эксплуатации, расширение технологических возможностей способа регулирования режима работы скважины. Способ включает анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки. Дополнительно анализируют текущие и предшествующие за три года данные по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости, определяют параметры оптимального рабочего диапазона напорно-расходной характеристики насосной установки и допустимый диапазон частоты вращения погружного электродвигателя, при которых обеспечивается стабильность показателей работы электроцентробежного насоса. Разрабатывают режим закачки с учетом суточного объема добычи по каждой скважине-донору и суточный объем закачки жидкости для каждой скважины-акцептора. Проверяют герметичность глубинно-насосного оборудования, на выкидную линию устья устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления. В контроллер станции управления вводят алгоритм управления установкой электроцентробежного насоса по давлению на устье скважины, предельно допустимые номинальные значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производится регулирование частоты питающего напряжения. Запускают со станции управления электроцентробежный насос на оптимальной производительности с частотой 50 Гц, эксплуатируют насос до достижения значения рабочего давления на устье, равного номинальному значению Рраб = Рном ± ∆, ∆ = 5%, при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону Р > Рраб уменьшают частоту питающего напряжения на величину ∆, равную 5 Гц, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, при отклонении давления от рабочего давления на устье в меньшую сторону Р < Рраб увеличивают частоту питающего напряжения на величину ∆, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, причем при отклонении давления на устье скважины более или менее 5% от номинального давления циклы повторяют в зависимости от характера отклонения на величину ∆ в один шаг меньше до 4 Гц. 3 ил.

Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки, включающий анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки, отличающийся тем, что дополнительно анализируют текущие и предшествующие за три года данные по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости, определяют параметры оптимального рабочего диапазона напорно-расходной характеристики насосной установки и допустимый диапазон частоты вращения погружного электродвигателя, при которых обеспечивается стабильность показателей работы электроцентробежного насоса, разрабатывают режим закачки с учетом суточного объема добычи по каждой скважине-донору и суточный объем закачки жидкости для каждой скважины-акцептора, проверяют герметичность глубинно-насосного оборудования, на выкидную линию устья устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления, в контроллер станции управления вводят алгоритм управления установкой электроцентробежного насоса по давлению на устье скважины, предельно допустимые номинальные значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производится регулирование частоты питающего напряжения, запускают со станции управления электроцентробежный насос на оптимальной производительности с частотой 50 Гц, эксплуатируют насос до достижения значения рабочего давления на устье Рраб, равного номинальному Рном значению Рраб = Рном ± ∆, ∆ = 5%, при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону Р > Рраб уменьшают частоту питающего напряжения на величину ∆, равную 5 Гц, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, при отклонении давления от рабочего давления на устье в меньшую сторону Р < Рраб увеличивают частоту питающего напряжения на величину ∆, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, причем при отклонении давления на устье скважины более или менее 5% от номинального давления циклы повторяют в зависимости от характера отклонения на величину ∆ в один шаг меньше до 4 Гц.