[go: up one dir, main page]

RU2677313C1 - Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса - Google Patents

Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса Download PDF

Info

Publication number
RU2677313C1
RU2677313C1 RU2017128035A RU2017128035A RU2677313C1 RU 2677313 C1 RU2677313 C1 RU 2677313C1 RU 2017128035 A RU2017128035 A RU 2017128035A RU 2017128035 A RU2017128035 A RU 2017128035A RU 2677313 C1 RU2677313 C1 RU 2677313C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
pressure
temperature
inlet
esp
Prior art date
Application number
RU2017128035A
Other languages
English (en)
Inventor
Адиб Ахметнабиевич Гареев
Original Assignee
Адиб Ахметнабиевич Гареев
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Адиб Ахметнабиевич Гареев filed Critical Адиб Ахметнабиевич Гареев
Priority to RU2017128035A priority Critical patent/RU2677313C1/ru
Priority to PCT/RU2017/000821 priority patent/WO2019031980A1/ru
Priority to CN201780093753.3A priority patent/CN111032996B/zh
Priority to US16/636,910 priority patent/US20200166038A1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2677313C1 publication Critical patent/RU2677313C1/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
    • F04D15/02—Stopping of pumps, or operating valves, on occurrence of unwanted conditions
    • F04D15/0245—Stopping of pumps, or operating valves, on occurrence of unwanted conditions responsive to a condition of the pump
    • F04D15/0263—Stopping of pumps, or operating valves, on occurrence of unwanted conditions responsive to a condition of the pump the condition being temperature, ingress of humidity or leakage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00—Pumping installations or systems
    • F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00—Pumping installations or systems
    • F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
    • F04D15/0066—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems by changing the speed, e.g. of the driving engine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D7/00—Pumps adapted for handling specific fluids, e.g. by selection of specific materials for pumps or pump parts
    • F04D7/02—Pumps adapted for handling specific fluids, e.g. by selection of specific materials for pumps or pump parts of centrifugal type
    • F04D7/04—Pumps adapted for handling specific fluids, e.g. by selection of specific materials for pumps or pump parts of centrifugal type the fluids being viscous or non-homogenous
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/301—Pressure
    • F05D2270/3011—Inlet pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/30—Control parameters, e.g. input parameters
    • F05D2270/303—Temperature

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к добыче нефти установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). После введения в станцию управления параметров работы УЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока, задают ограничение по температуре насоса, фиксируют силу тока и запускают УЭЦН. Одновременно фиксируют давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос. Эксплуатацию насоса осуществляют до значения давления на входе УЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом. При достижении равенства давлений регистрируют температуры на входе и самого насоса, определяют дебит скважины. При постоянном или растущем не более чем на 10% давлении на входе в насос в течение одного и более часов УЭЦН выводят на постоянный режим работы. Фиксируют дебит скважины, давление на входе насоса, температуру на насосе и на входе в насос 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. При давлении на входе в насос меньше давления насыщения и увеличивающейся разности указанных температур определяют увеличение дебита скважины и в зависимости от его величины уменьшают частоту вращения насоса и выводят установку на постоянный режим эксплуатации. При давлении на входе в насос выше давления насыщения увеличивают частоту вращения вала насоса, определяют частоту и силу тока, определяют температуру насоса и продолжают эксплуатацию УЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока и температуры на поверхности насоса. Использование изобретения позволяет полностью автоматизировать процесс запуска, вывода на технологический режим и слежения за эксплуатацией нефтяной скважины УЭЦН, что в свою очередь увеличит общую надежность оборудования УЭЦН. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Область техники, которой относится изобретение
Изобретение относится к области горной промышленности, а именно, к добыче нефти установками электроцентробежных насосов (ЭЦН) с частотно регулируемым электродвигателем и служит полной автоматизации эксплуатации нефтяной скважины электроцентробежным насосом.
Уровень техники
Существуют патенты на частичной автоматизации процесса вывода на технологический режим УЭЦН с помощью станции управления (СУ) с частотно управляемым электрическим током погружного электродвигателя.
Из уровня техники известен «Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом» (заявка №97110817/03, 19.06.1997). Известный способ включает периодическое повторение циклов, включающих запуск насоса при увеличивающейся частоте питающего напряжения и подачу жидкости насосом при заданной частоте, причем после достижения заданной величины давления в колонне труб в текущем цикле уменьшают частоту питающего напряжения до прекращения подачи насоса с последующим поддержанием для обеспечения притока жидкости из пласта максимальной частоты, при которой насос не возобновляет подачу, а после достижения в процессе притока предусмотренной величины давления на приеме насоса цикл повторяют, восстанавливая подачу насоса переводом его на повышенную частоту, в фазе притока текущего цикла осуществляют модуляцию частоты напряжения питания электронасоса в области значений частоты, соответствующих изменяющимся в процессе притока параметрам насоса при прекращении и возобновлении подачи.
Из уровня техники также известен способ - автора Н.П. Кузьмичева «Способ кратковременной эксплуатации скважин погружной насосной установкой с электроприводом (способ Кузьмичева), (номер заявки 2005128382/03 от 04.02.2011)
Из уровня техники также известен способ - авторов А.А. Чудновского, С.И. Зайцева, А.В. Давыдова и Гоцци Иштван «Способ добычи скважинной жидкости», (патент РФ №2190087)
В известных аналогах рассматривается периодическая откачка скважинной жидкости и ожидание накопления скважинной жидкости до определенного уровня.
Из уровня техники также известны станции управления «ИРЗ-512И-400», «ЭЛЕКТОН-05Ф-400», «ЭТАЛОН-ЧР-400» ОРИОН-03-400 и т.д. где автоматизация процесса запуска и эксплуатации осуществляется при помощи данных датчика давления и температуры (ТМС) на приеме установки ЭЦН. При этом данные (давление) с телеметрической системы (ТМС) подаются в станцию управления (СУ) в качестве «обратной связи», для регулирования частоты вращения насоса так, чтобы привести в согласованную работу системы «погружной насос - подача продуктивного пласта». Например, при подаче продуктивного пласта 20 куб.м. жидкости в сутки, установку ЭЦН с производительностью 35 куб.м. в сутки при частоте переменного тока 50 Гц, необходимо эксплуатировать на меньшей частоте и т.д.
Во всех приведенных аналогах основным техническим недостатком является игнорирование температурного состояния центробежного насоса - а именно, скорости изменения температуры насоса ЭЦН. Во всех вышеприведенных аналогах за основу принята сила тока на погружном электродвигателе - однако одна и та же сила тока может соответствовать разным значениям давления на приеме, содержания газа, обводненности продукции, газовому фактору, давления насыщения. Такая неопределенность в зависимости не позволяет однозначно реагировать на изменение силы тока. Сила электрического тока не характеризует состояние электроцентробежного насоса.
Из уровня техники известен «Способ автоматического управления УЭЦН с вентильным электродвигателем». Известный способ, в котором эксплуатация центробежного насоса проводится с такой частотой вращения вала насоса, что температура в первой секции насоса остается постоянной. Автоматическое управление УЭЦН с вентильным приводом, причем, за «обратную связь» предлагается применить температуру на первой секции насоса (2012111621/06, 26.03.2012.). Однако температура входящей в насос жидкости не учитывается, что не позволяет определить прирост температуры в насосе за счет выработанной в нем теплоты.
Поэтому все эти станции управления являются полуавтоматическими по запуску, выводу на технологический режим и слежения эксплуатации установки ЭЦН из-за того, что:
а) давление на приеме насоса не может быть использован в качестве параметра «обратной связи» в том виде;
б) оптимальное давление на приеме насоса не может быть определено специалистами обслуживающими станцию управления;
в) не учитывается состояние электроцентробежного насоса, так как температура ЭЦН в зависимости от наличия газа в откачиваемой жидкости на приеме может меняться от 10-ки до 100-и градусов. Высокая температура насоса может привести к отказу УЭЦН из-за снижения электрического сопротивления системы «кабель-двигатель» или к отложению солей внутри насоса;
г) температура насоса в качестве обратной связи недостаточно, так как не учитывает температуру поступающей жидкости на входе в насос, состояние погружного электродвигателя. Например, при увеличении глубины спуска установки ЭЦН, температура на приеме насоса будет выше. Тогда при одинаковой температуре насосов на одинаковых установках прирост температуры в насосе, с более низкой температурой на входе, будет больше чем у насоса с высокой температурой на входе. Это может привести к ложному заключению об идентичности состояния установок и одинаковым действиям по урегулированию температуры насосов, например, путем одинакового изменения частоты вращения вала насоса. На самом деле, где повышение температуры больше там необходимо на большую величину снижать частоту переменного тока согласно. Назовем разность температур на насосе и на приеме насоса относительной температурой.
В качестве наиболее близкого аналога заявителем предлагается вышеуказанный «Способ автоматического управления УЭЦН с вентильным электродвигателем». В этой заявке (2012111621/06, 26.03.2012.) учитывается температура ЭЦН без учета температуры газожидкостной смеси на входе в насос. Впервые учитывается «изменение относительной температуры насоса», устраняющее недостатки по п. а) - г). Заявленное изобретение отличается от наиболее близкого аналога тем, что реализует полную автоматизацию процесса эксплуатации установки электроцентробежного насоса с частотно регулируемым электродвигателем (фигура 1).
Сущность изобретения
Задачей, решаемой заявленным изобретением является автоматизация процесса эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса.
Технический результат заявленного изобретения заключается в полной автоматизации процесса запуска, вывода на технологический режим и слежения за эксплуатацией, что приведет к увеличению общей надежности оборудования (ЭЦН) и снижению себестоимости добычи нефти.
Технический результат заявленного изобретения достигается за счет регулирования температуры путем изменения частоты вращения вала насоса, что впервые за «обратную связь», для контроля состояния центробежного насоса принимается температура эксплуатации, а именно за счет того, что способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса, в котором устанавливают в скважину электроцентробежный насос (ЭЦН) на заданную глубину спуска установки в скважину, определяют и вводят в станцию управления параметры работы, фиксируют параметры работы: начальное давление на входе насоса, температуру начальную насоса, запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление на входе ЭЦН, температуру на насосе и температуру на входе в насос, при этом эксплуатацию насоса осуществляют с регулируемой частотой вращения вала насоса, причем перед запуском установки ЭЦН проверяют герметичность установки, устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока ωн, 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 ЭЦН больше либо равному давлению насыщения нефти газом, причем при достижении равенства давления на входе ЭЦН и давления насыщения нефти газом регистрируют температуру на входе в насос и температуру на насосе, определяют дебит скважины, и выводят на постоянный режим работы установку ЭЦН 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 ЭЦ и, определяют частоту переменного тока и силу тока, одновременно определяют температуру насоса, продолжают эксплуатацию ЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока по установке и температуры на поверхности насоса.
В частном случае реализации заявленного технического решения частоту вращения уменьшают обратно пропорционально величине Z, зависящей от увеличения дебита скважины, которое в свою очередь рассчитывают по формуле:
Q1=k(Pпл-Pз1), где
k - коэффициент продуктивности скважины (м3/сут*МПа);
Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при неэксплуатируемой скважине;
Рз1 - давление на забое скважины,
при этом Pз1=Рвх1+Рст.ж., где
Рвх1 - давление на приеме насоса;
Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстий насоса,
при этом Рст,ж=Рвх0, где
Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное,
определяют увеличение дебита скважины по формуле:
Q2=k(Pпл-Pз2), где
k - коэффициент продуктивности скважины (м3/сут*МПа);
Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1,
при этом давление Рз1=Рвх1+Рст.ж., где
Рвх2 - давление на приеме насоса после эксплуатации время t1,
определяют разницу увеличение дебита скважины:
ΔQ=Q2-Q1=k(Pвх1-Pвх2),
затем определяют отношение Z:
Figure 00000001
где
Q,опт - оптимальный дебит скважины.
В частном случае реализации заявленного технического решения в станцию управления вводят параметры работы:
k - коэффициент продуктивности скважины,
Figure 00000002
Рпл - начальное пластовое давление, МПа;
Tw - рабочая температура насоса.
В частном случае реализации заявленного технического решения установку электроцентробежного насоса останавливают на накопление при уменьшающемся давлении на приеме в насос и повышении температуры на поверхности насоса до значения рабочей температуры кабельного удлинителя и до достижения значения давление на приеме насоса Рпр=1,2Рн. и условии
Figure 00000003
где
Ннап.тек - текущий напор центробежного насоса;
Figure 00000004
- напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока,
и при достижении значения Рпр=1,2Рн установку запускают в работу со значениями времени накопления; времени откачки, рабочего тока, напряжения, начальной и конечной температуры на поверхности насоса.
В частном случае реализации заявленного технического решения ЭЦН выбирают с запасом напора по насосу в 25%.
Краткое описание чертежей
Детали, признаки, а также преимущества настоящего изобретения следуют из нижеследующего описания вариантов реализации заявленного технического решения с использованием чертежей, на которых показано:
Фиг. 1 - установка электроцентробежного насоса с частотно регулируемым электродвигателем;
Фиг. 2 - график изменения давления на приеме насоса;
Фиг. 3 - график изменения температуры насоса во времени;
Фиг. 4 - график изменения температуры насоса во времени;
Фиг. 5 - график изменения температуры насоса во времени;
Фиг. 6 - график изменения температуры двигателя во времени;
Фиг. 7 - зависимость температуры насоса от частоты тока.
На фигурах цифрами обозначены следующие позиции:
1 - погружной электродвигатель; 2 - гидрозащита; 3 - центробежный насос; 4 - секция насоса; 5 - секция насоса; 6 - датчик температуры на насосе; 7 - датчик температуры на входе насоса; 8 - датчик давления на входе в насос; 9 - кабельная линия; 10 - станция управления; 11 - насосно-компрессорные трубы НКТ; 12 - задвижка с манометром; 13 - фонтанная арматура; 14 - входные отверстия центробежного насоса.
Раскрытие изобретения
Установка электроцентробежного насоса (ЭЦН) (Фиг. 1) состоит из погружного электродвигателя (1), гидрозащиты (2), центробежного насоса (3), секции насоса (4, 5), датчика температуры на поверхности насоса (6), датчика температуры на входе насоса (7), датчика давления на входе в насос (8), кабельной линии (9), станции управления (10), насосно-компрессорных труб НКТ (11), задвижки (12) с манометром, фонтанной арматуры (13), входных отверстий (14) центробежного насоса.
УЭЦН приводится в движение погружным электродвигателем, который питается переменным током из станции управления с переменной частотой электрического тока по кабельной линии (9) и в насосе вращает центробежные аппараты, насаженные на валы центробежного насоса и секции (4, 5), сочлененные с валом электродвигателя.
Создаваемая центробежная сила через отверстия на нижней части насоса перекачивает газожидкостную смесь, передавая из аппарата в аппарат и далее по НКТ в систему нефтесбора. УЭЦН располагается в эксплуатационной колонне скважины, подвешивается на колонне НКТ, которая крепится на фонтанной арматуре. Фонтанная арматура герметично соединена с системой нефтесбора. Питающая электродвигатель кабельная линия (9) крепится к НКТ и через герметичное отверстие на фонтанной арматуре соединяется со станцией управления (10).
Станция управления (СУ) служит для запуска (остановки), для непрерывной подачи переменного тока по кабельной линии в погружной электродвигатель, служит для непрерывного контроля сопротивления изоляции кабельной линии, для изменения частоты переменного тока, а также, для приема передаваемой по кабельной линии информации из датчиков (6, 7, 8).
Автоматическое управление УЭЦН возможно только через тепловое состояние центробежного насоса, так что единственным параметром, позволяющим произвести однозначный контроль по всей электроцентробежной установке, является скорость изменения относительной температуры насоса. Относительная температура насоса зависит от тепловых параметров насоса, от характеристики добываемой жидкости.
Относительная температура насоса в зависимости от содержания газа на приеме насоса меняется однозначно - зависит от содержания свободного газа в газожидкостной смеси на приеме насоса. Газосодержание на приеме насоса зависит от газового фактора, давления насыщения, давления на входе в насос, обводненности продукции. И поэтому относительная температура насоса может служить «обратной связью» для автоматизации управления электроцентробежным насосом - созданию безлюдной технологии.
Относительная температура на поверхности насоса вычисляется по формуле:
Figure 00000005
где:
ϕ - содержание газа в смеси на входе насоса, доли единицы; q0 - тепловая мощность насоса, кВт/м3; R2 - радиус наружной поверхности корпуса насоса, м.; Рвх - давление на входе насоса, ат.; Рн - давление насыщения нефти газом, ат.; В - содержание воды в продукции скважины, доля единицы; h - напор одного аппарата насоса при соответствующем содержании газа в смеси, ат.; Г - газовый фактор, м3/м3; Рат - давление атмосферное, ат.; α - коэффициент теплопередачи смеси в металлический корпус насоса, Вт/м2*°С.; λиз - коэффициент теплопроводности газового слоя на наружной поверхности насоса, Вт/м2*°С; δиз - толщина газа на наружной поверхности насоса, м.; Tf - температура смеси на входе насоса, °С; Tw - температура на поверхности насоса, °С.
Для эксплуатации скважины сначала необходимо подобрать установку ЭЦН оптимальной подачей (дебитом), с запасом напора по насосу в 25% и глубиной спуска установки в скважину.
В станцию управления вносят параметры: k - коэффициент продуктивности скважины,
Figure 00000006
(от 0,1 до 1 и более, в зависимости от месторождения и скважины); начальное пластовое давление - Рпл, МПа; рабочая температура насоса - Tw.
Допустимая температура Tн,доп (эта температура может быть равной рабочей температуре кабельной линии, для российских кабельных линии меньше 230°C), °C; начальная частота переменного тока - ωн, Гц; оптимальная производительность установки ЭЦН - Qоп (производительность ЭЦН при частоте ωн=50 Гц для российских установок),
Figure 00000007
сила тока на двигателе Ip, А; напряжение тока Uд, В; напор, развиваемый установкой ЭЦН при стандартной частоте 50 Гц. - Hнап(ω); Рн - давление насыщения нефти,
Перед запуском УЭЦН в работу необходимо убедиться, что выкидная линия открыта (задвижка 12), направление вращения установки прямое по часовой стрелке - направление давления и вращения образуют «правый винт». Необходимо закрыть на фонтанной арматуре задвижку на выкидной линии (12), запустить установку, набрать давление 40 ат. на фонтанной арматуре и установку ЭЦН отключать. Давление на фонтанной арматуре остается постоянным (допускается падение давления до 38 ат. в течение 15 минут) - конструкция герметичная. В противном случае конструкция негерметична.
После чего устанавливают начальную частоту ωн, задают ограничение по температуре насоса Тн<Тк,доп. Температура Тн,доп (например, рабочая температура прилегающей к насосу кабельной линии - допустимая температура (130°С) 230°С для российских УЭЦН, (стандартной) термостойкой плоской частью, прилегающей к центробежному насосу). Запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление Рвх на входе ЭЦН, температуру на насосе Tw и на входе в насос Tƒ. Одновременно строят график изменения давления на входе в насос (фигура 2), температуры Tw (фигура 3) и температуры во входе Tf. (фигура 4). Перед запуском фиксируют начальное давление на входе насоса Рвх0, температура начальная насоса Tw0. Одновременно фиксируют значение силы тока I.
1. Эксплуатация насоса производят до значения:
Figure 00000008
2. При достижении равенства:
Figure 00000009
регистрируют температуры Tf и Tw., осуществляют строительство графиков зависимости от времени Рвх, Tf, Tw и силы тока I., и определяют дебит скважины Qж0.
3. Если при этом давление на входе в насос остается неизменным в течение одного и более часов или немного увеличивается (не более чем на 10%) то процесс запуска установки ЭЦН считается законченным. При этом фиксируют дебит Qж, давление на входе насоса Рвх, температуру на входе насоса Tf, температуру на поверхности насоса Tw, силу тока Iр и записывают в «текущие параметры» для передачи технологу (геологу) предприятия.
4. При этом разность Tw-Tf остается постоянной или уменьшится на некоторую величину (не более 10%) и стабилизируется.
5. Если при запуске установки в работу соблюдается условие Тƒ=Tw, тогда проверяют силу тока Iр, при этом если сила тока равна 0, то процесс запуска установки повторяют. Иначе необходимо проверить герметичность установки.
6. При уменьшении разности (Tw-Tf) более 10% за счет роста температуры потока на входе в насос Tf эксплуатация центробежного насоса продолжают: Технологу выдают значения Tf, Tw, дебит скважины Qж, динамический уровень Нд (давление на приеме насоса Рпр), сила тока Ip, напряжение Up, частота переменного тока.
7. Если же давление на входе в насос Рвх продолжает падать, становясь ниже давления насыщения Рн, так, что разность Tw-Tf будет расти, тогда по формуле:
Figure 00000010
Q1 - дебит жидкости (м3/сут) при забойном давлении Рз1, где k - коэффициент продуктивности скважины, м3/сут*МПа; Рз1 - давление на забое скважины, Рст,ж=Рвх0., Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстии насоса, Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное, Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при не эксплуатируемой скважине.
При падении давления на ходе в насос:
Figure 00000011
где Q2 - дебит жидкости (м3/сут) при Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1.
Определяют ΔQ - разницу (увеличение дебита скважины) между (5) и (4), имеем:
Figure 00000012
8. Далее определяют отношение Z:
Figure 00000013
9. Уменьшают частоту вращения вала насоса обратно пропорционально величине Z:
Figure 00000014
Далее, контролируют температуру насоса и осуществляют построение графиков зависимости (фигура 6).
11. Осуществляют построение графика зависимости (фигура 7) Tw=ƒ(ω).
12. Производят проверку текущего значения напора УЭЦН:
Figure 00000015
где: Ннап.тек - текущее значение напора УЭЦН при частоте ωi (i принимает значения шагов процесса 1, 2, 3, и т.д.
13. Повторяя п. 6 - п. 8 в i раз, то есть, повторяем п. 6-8 до достижения
Figure 00000016
и, проверяя выполнение условия (9) получаем, что:
Figure 00000017
где ΔTw - изменение температуры на насосе, Δω изменение частоты тока.
14. Тогда процесс вывода установки на постоянный режим считаем законченным.
15. Технологу (геологу) передаются: новая частота ω1, новый дебит Q1, новое давление на входе насоса Pвх1, сила тока Iр1.
Периодический режим эксплуатации - КЭС (кратковременная эксплуатация ЭЦН)
Если же давление на приеме в насос будет падать, и температура насоса будет повышаться до допустимого значения - например, до допустимой температуры прикрепленной к корпусу насоса кабельной линии, и условие:
Figure 00000018
Ннап.тек - текущий напор,
Figure 00000019
- напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока. Тогда установка ЭЦН останавливается до времени tнак - время накопления, при котором давление на приеме насоса становится
Figure 00000020
При значении Рпр=1,2Рн установку запускают в работу и осуществляют построение графика зависимости:
Figure 00000021
При температуре насоса:
Figure 00000022
установка ЭЦН останавливается на накопление.
Технологу выдается: время накопления tнак; время откачки tотк, рабочий ток Iраб, напряжение Uраб, температура на поверхности насоса Tw,нач,. Tw,кон (начальная и конечная температура на насосе).
На этом процесс вывода установки ЭЦН на режим КЭС заканчиваем.
Оптимизация типоразмера установки ЭЦН
Нередко при проектировании установки ЭЦН для соответствующей скважины допускается ошибка из-за ненадежности данных по этой скважине.
Тогда, после запуска ЭЦН и вывода ее на постоянный режим эксплуатации оказывается, что давление на входе в насос Рвх оказывается выше давления насыщения. Это означает, что есть возможность увеличить добычу нефти. Для этого необходимо увеличить частоту вращения вала центробежного насоса
Figure 00000023
Расчет частоты переменного тока вычислим по формуле (7):
Figure 00000024
Qж - дебит жидкости до изменения частоты, м3/сут, ΔQж - прирост дебита жидкости после изменения частоты вращения вала насоса, Z - безразмерная величина
Qж - дебит жидкости до изменения частоты, ΔQж - изменение дебита жидкости, Z - отношение.
При этом сила тока на установке вырастит и станет равной:
Iz=Z3Ip
Ip - сила тока на установке при дебите Qж, Iz - сила тока после приращения дебита на ΔQж, то есть, будет в кубичной зависимости от коэффициента Z.
Поэтому дальнейшее изменение частоты переменного тока проводим при одновременном определении температуры насоса Tw, так чтобы было удовлетворено неравенство:
Tw≤Тк,доп.
На этом процесс исследования возможности скважины заканчивается, технологу выдаются параметры: наиболее оптимальный дебит Qж,оптим, динамический уровень Нд, сила тока по установке Iр и температура на поверхности насоса Tw.
1. Пример практического применения по выводу установки ЭЦН на режим эксплуатации.
1.1. В качестве примера рассмотрим скважину №236 Н-ского месторождения.
Ожидаемый дебит 18 м3/сутки при динамическом уровне жидкости в скважине (по стволу) Нд=1600 м. (по вертикали 1420 м). Давление в линии нефтесбора 14 ат. Сопротивление на трение в насосно-компрессорных трубах примем равным 5 ат (с запасом на трение расход составит 10 ат). Общий требуемый напор 1900 м. С учетом запаса напора в 25% напор необходимый составляет 2350 м. По производительности скважины подбираем установку ЭЦН5-20-2350. Пусть давление насыщения равно 110 ат. Газовый фактор равен 140 м3/м3. Вертикальная глубина скважины Нв=2680 м. Плотность нефти по скважине примем равной 752 кг/м3. Плотность пластовой воды 1004 кг/м3, температура пласта 82°С, градиент температуры по стволу скважины равен 0,03°С на 1 м. ствола. Коэффициент продуктивности скважины равен
Figure 00000025
Оптимальное давление на приеме насоса Роп=Рн=110 ат. Тогда высота столба жидкости в скважине равна:
Figure 00000026
Figure 00000027
g=9,8 м/с2
где ρсм - плотность смеси; ρн - плотность нефти; ρв - плотность воды; В - содержание воды в продукции.
Пусть ρн - 852 кг/м3; ρв - 1004 кг/м3; В - 0,23
Плотность смеси: ρсм=(852*(1-0,23)+0,23*1004)=656+231=887
Высота столба жидкости:
Figure 00000028
101325 н/м2=1 ат - переводной коэффициент.
Отнимая из вертикальной глубины скважины Hст=1396 м, имеем динамический уровень по вертикали:
Ндин=Нскв-Нст=2680-1396=1284 м.
Или по стволу скважины:
Hдин.пств=Ндин+160=1284+160=1444 м.
где 160 м. определяется по таблице инклинометрии скважины; Ндин.пств - динамический уровень скважины по стволу (эксплуатационной колонне) скважины. Таблица инклинометрии скважины - это отличие длины ствола скважины от вертикальной глубины (определяется прибором - инклинометром) и является постоянной для каждой скважины.
Для подбора глубины спуска установки ЭЦН допустим, что установка без сепаратора и согласно «Технологического регламента эксплуатации…», применяемого в предприятиях добычи нефти, на приеме насоса допустимо содержание газа в 25% (ϕ=0,25).
Тогда содержание газа на приеме насоса равно:
Figure 00000029
где Vвх.НУ - объем газа на входе в насос при нормальных условиях, который вычисляем по формуле:
Figure 00000030
Допустим, дебит от динамического уровня зависит пропорционально и согласно формуле (6) найдем изменение дебита при изменении динамического уровня от Нд до Ндин.пств:
Figure 00000031
Подставляя значения, имеем изменение дебита скважины:
ΔQж=0,11*((1600-1444)*852*9,8)/101325=1,4 м3/сутки
где 101325 н/м2=1 ат. (переводной коэффициент).
При динамическом уровне 1444 м. дебит уменьшится на 1.4 м3/сутки и составит 16,6 м3/сутки.
Вычислим по (19) объем свободного газа на приеме насоса:
Figure 00000032
Откуда из (20) найдем давление на входе в насос Рвх:
Figure 00000033
Углубление установки ЭЦН под динамический уровень составит:
Figure 00000034
Глубина подвески установки ЭЦН (вертикальная, от устья скважины) равна:
Нсп=1444+943=2227 м.
С учетом инклинометрии (по таблице инклинометрии):
Hсп.пств=2227+230=2457 м.
(где 230 м. из таблицы инклинометрии скважины)
Относительная температура насоса при эксплуатации с содержанием газа в 0,25 (25%), дебитом 18.6 м3/сутки при динамическом уровне 1444 м (с давлением на входе в насос 82 атмосферы) будет равна:
а) вычислим относительную температуру насоса по формуле (1)
Figure 00000035
Для этого вычислим величину q0: тепловую мощность в аппаратах УЭЦН, которая расходуется на выработку тепла. Для этого:
а) пусть номинальная мощность погружного электродвигателя Nном=16 кВт, коэффициент полезного действия всей установки ЭЦН равен ηЭЦН=0,36;
Но при перекачке газожидкостной смеси с содержанием свободного газа на входе в насос в 25%, КПД установки падает до 0,2.
Тогда количество теплоты, образующееся в установке равно:
Figure 00000036
б) вычислим количество аппаратов в установке ЭЦН, оно равно:
Figure 00000037
Из них количество аппаратов, перекачивающих сильно газированную смесь до полного растворения газа в нефти (от давления на входе 82 ат до давления насыщения 110 ат), равно:
Figure 00000038
Здесь предположили, что средний напор на участке от 82 до 110 ат составляет 0,08 ат. (20% от номинального напора, равного 4 м.).
Предположив, что расход мощности производится на все рабочие аппараты УЭЦН равномерно (мощность, приходящая на 350 аппаратов насоса)
Figure 00000039
в) найдем тепловую мощность q0 на 350 аппаратах, учитывая, что высота аппарата одного 6 см, диаметр 10 см и теплота распространяется по всему насосу длиной 21 м. (350 аппаратов). Тогда на 350 аппаратах мощность источника тепла равна:
Figure 00000040
где d - диаметр насоса, l - длина насоса, π=3,14.
г) тогда относительная температура (прирост температуры в насосе) составит:
Figure 00000041
Вычислим абсолютную температуру насоса, считая, что геотермический коэффициент равен 0,03°С/м.
Для этого вычисляем температуру смеси на приеме насоса, она равна:
Figure 00000042
Тогда абсолютная температура на поверхности насоса равна:
Figure 00000043
Температура 223°С находится вблизи к допустимой температуре (допустимая 230°С).
Дебит 16,6 для насоса установки ЭЦН5-20-2350 неприемлем, так как чтобы обеспечить такую подачу придется установить устьевой штуцер на фонтанной арматуре скважины, что приводит к непроизводительной затрате электроэнергии в установке. Поэтому далее определим отношение:
Figure 00000044
Уменьшим частоту переменного тока на погружном электродвигателе в Z раз.
Частота равна:
Figure 00000045
Тогда подача установки станет равной 16,6 м3/сут. Напор установки уменьшится до:
Figure 00000046
Баланс напора: 1632 м.=1444 м.+50 м.+138 м.
Общий требуемый напор 1900 м, очевидно, напор установки 1632 м. недостаточно, поэтому дальнейшее снижение частоты переменного тока недопустимо. Вычисляем изменение температуры насоса при снижении частоты переменного тока. Потребляемая мощность уменьшится до:
Figure 00000047
Мощность теплового источника равна:
Figure 00000048
Тогда мощность источника тепла в насосе согласно (35) равна:
Figure 00000049
Figure 00000050
Абсолютная температура насоса равна:
Figure 00000051
Сравнивая показание термометра (6) и (8) находим разницу
Figure 00000052
если
Figure 00000053
с точностью ±5% тогда процесс вывода на технологический режим эксплуатации считаем, законченным.
Режим периодической эксплуатации:
Если в процессе эксплуатации установки ЭЦН относительная температура насоса будет расти, так что напор установки станет ниже необходимого напора:
Figure 00000054
где Нр - рабочее давление центробежного насоса, Рвх - давление на входе в насос, Нб - давление в системе нефтесбора. При этом необходимо установку ЭЦН отключать, построить график зависимости Рвх от времени. Определить время Тнак. накопления в скважине жидкости до значения давления на входе Рвх=Рн. Запускаем установку в эксплуатацию до значения температуры насоса Tw≤Тдоп, одновременно учитываем время работы установки Тр. Одновременно регистрируем силу тока в начале откачки Iн и Iк, определяем дебит скважины в начальный момент Qн и перед отключением Qк (конечное значение дебита). Вычислим объем откачанной жидкости как среднеарифметическое:
Figure 00000055
Выдаем технологу предприятия параметры эксплуатации установки: объем добытой жидкости Q; время работы установки Тр; время накопления (простоя) установки Tн.
Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.
Режим оптимизации.
Если после запуска установки в эксплуатации давление на входе в насос станет постоянным и большим, чем давление насыщения, тогда необходимо определить дополнительный дебит скважины по формуле:
Figure 00000056
Рассчитаем изменение частоты вращения вала насоса (частоту переменного тока) по формуле:
Figure 00000057
Увеличиваем частоту тока с 50 Гц в 50Z, определяем относительную температуру, если она не выше допустимой Тн,доп., шаг за шагом увеличиваем частоту вращения:
Figure 00000058
При дальнейшим снижении давления на входе насоса Рвх планирование повышение частоты переменного тока на основании (1).
Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.
Режим предупреждения солеотложения.
Для этого уменьшаем температуру насоса до режима начала солеотложения Тсоль.
И весь процесс вывода на режим проводим согласно п. 9.1, 9.2, 9.3.
Например, если относительная температура начала солеотложении на скважине равна 46°С, тогда Тн,доп=46°С.
Все технологические параметры передаются технологу (геологу) предприятия.

Claims (47)

1. Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса, в котором
устанавливают в скважину электроцентробежный насос (ЭЦН) на заданную глубину спуска установки в скважину,
определяют и вводят в станцию управления параметры работы,
фиксируют параметры работы: начальное давление на входе насоса, температуру начальную насоса,
запускают установку ЭЦН в эксплуатацию, при этом одновременно фиксируют давление на входе ЭЦН, температуру на насосе и температуру на входе в насос, при этом эксплуатацию насоса осуществляют с регулируемой частотой вращения вала насоса,
отличающийся тем, что перед запуском установки ЭЦН проверяют герметичность установки,
устанавливают начальную частоту 50 Гц переменного тока ωн, 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 ЭЦН, большего либо равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении равенства давления на входе ЭЦН и давления насыщения нефти газом регистрируют температуру на входе в насос и температуру на насосе,
определяют дебит скважины и выводят на постоянный режим работы установку ЭЦН 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 ЭЦ и
определяют частоту переменного тока и силу тока, одновременно определяют температуру насоса, продолжают эксплуатацию ЭЦН со значениями наиболее оптимального дебита, динамического уровня, силы тока по установке и температуры на поверхности насоса.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частоту вращения уменьшают обратно пропорционально величине Z, зависящей от увеличения дебита скважины, который в свою очередь рассчитывают по формуле:
Q1=k(Pпл-Pз1), где
k - коэффициент продуктивности скважины (м3/(сут⋅МПа));
Рпл - давление пластовое, равное давлению на забое при неэксплуатируемой скважине;
Рз1 - давление на забое скважины,
при этом Рз1=Рвх1+Рст.ж., где
Рвх1 - давление на приеме насоса;
Рст.ж - давление столба жидкости от забоя скважины до уровня приемных отверстий насоса,
при этом Рст,ж=Рвх0, где
Рвх0 - давление на приеме насоса первоначальное,
определяют увеличение дебита скважины по формуле:
Q2=k(Pпл-Pз2), где
k - коэффициент продуктивности скважины (м3/(сут⋅МПа));
Рз2 - давление на забое скважины после эксплуатации время t1,
при этом давление Рз1=Рвх1+Рст.ж., где
Рвх2 - давление на приеме насоса после эксплуатации время t1,
определяют разницу увеличения дебита скважины:
ΔQ=Q2-Q1=k(Pвх1-Pвх2),
затем определяют отношение Z:
Figure 00000059
где
Qопт - оптимальный дебит скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в станцию управления вводят параметры работы:
k - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут⋅МПа);
Рпл - начальное пластовое давление, МПа;
Tw - рабочая температура насоса.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установку электроцентробежного насоса останавливают на накопление при уменьшающемся давлении на приеме в насос и повышении температуры на поверхности насоса до значения рабочей температуры кабельного удлинителя и до достижения значения давления на приеме насоса Рпр=1,2Рн. и условии
Figure 00000060
где
Ннап.тек - текущий напор центробежного насоса;
Figure 00000061
- напор центробежного насоса при стандартной частоте (50 Гц) переменного тока,
и при достижении значения Рпр=1,2Рн установку запускают в работу со значениями времени накопления; времени откачки, рабочего тока, напряжения, начальной и конечной температуры на поверхности насоса.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ЭЦН выбирают с запасом напора по насосу в 25%.
RU2017128035A 2017-08-07 2017-08-07 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса RU2677313C1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017128035A RU2677313C1 (ru) 2017-08-07 2017-08-07 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса
PCT/RU2017/000821 WO2019031980A1 (ru) 2017-08-07 2017-11-03 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса
CN201780093753.3A CN111032996B (zh) 2017-08-07 2017-11-03 用电动离心泵装置操作油井的方法
US16/636,910 US20200166038A1 (en) 2017-08-07 2017-11-03 Method of operating oil well using electric centrifugal pump unit

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017128035A RU2677313C1 (ru) 2017-08-07 2017-08-07 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2677313C1 true RU2677313C1 (ru) 2019-01-16

Family

ID=65025384

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017128035A RU2677313C1 (ru) 2017-08-07 2017-08-07 Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20200166038A1 (ru)
CN (1) CN111032996B (ru)
RU (1) RU2677313C1 (ru)
WO (1) WO2019031980A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731727C2 (ru) * 2020-02-11 2020-09-08 Общество с ограниченной ответственностью "Пермэнергокомплект" Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса
RU2814706C1 (ru) * 2023-06-14 2024-03-04 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2057907C1 (ru) * 1993-04-14 1996-04-10 Владимир Геннадьевич Ханжин Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2165037C2 (ru) * 1998-11-30 2001-04-10 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления
RU2190087C2 (ru) * 2001-05-31 2002-09-27 ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" Способ добычи скважинной жидкости
RU2293176C1 (ru) * 2005-09-02 2007-02-10 Николай Петрович Кузьмичев Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом (способ кузьмичева)
US20130175030A1 (en) * 2012-01-10 2013-07-11 Adunola Ige Submersible Pump Control
RU2012111621A (ru) * 2012-03-26 2013-10-10 Гареев Адиб Ахметнабиевич Способ автоматической эксплуатации электроцентробежного насоса с вентильным электродвигателем
WO2015073606A1 (en) * 2013-11-13 2015-05-21 Schlumberger Canada Limited Automatic pumping system commissioning

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10249129A1 (de) * 2002-10-22 2004-06-03 Wilo Ag Pumpe mit Sensor im Pumpengehäuse
RU2250357C2 (ru) * 2003-04-09 2005-04-20 Открытое акционерное общество "Юганскнефтегаз" Способ эксплуатации скважины погружным электронасосом с частотно-регулируемым приводом
US7798215B2 (en) * 2007-06-26 2010-09-21 Baker Hughes Incorporated Device, method and program product to automatically detect and break gas locks in an ESP
CN101446281B (zh) * 2007-11-27 2010-12-08 北京超拓远大石油科技有限公司 一种煤层气井电潜离心泵排采装置
IT1391371B1 (it) * 2008-10-07 2011-12-13 Eni Spa Sistema valvola di testa pozzo per la regolazione del flusso con funzionalita' integrata di misurazione della portata multifase
CN201461462U (zh) * 2009-06-29 2010-05-12 天津市天骄水电成套设备有限公司 一种发电机水泵叶片及油源控制装置
US8210258B2 (en) * 2009-12-22 2012-07-03 Baker Hughes Incorporated Wireline-adjustable downhole flow control devices and methods for using same

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2057907C1 (ru) * 1993-04-14 1996-04-10 Владимир Геннадьевич Ханжин Способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом
RU2165037C2 (ru) * 1998-11-30 2001-04-10 Самарская государственная архитектурно-строительная академия Способ эксплуатации скважины с погружным центробежным насосом и устройство для его осуществления
RU2190087C2 (ru) * 2001-05-31 2002-09-27 ООО Нефтяная технологическая компания "НЕТЕК" Способ добычи скважинной жидкости
RU2293176C1 (ru) * 2005-09-02 2007-02-10 Николай Петрович Кузьмичев Способ кратковременной эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом (способ кузьмичева)
US20130175030A1 (en) * 2012-01-10 2013-07-11 Adunola Ige Submersible Pump Control
RU2012111621A (ru) * 2012-03-26 2013-10-10 Гареев Адиб Ахметнабиевич Способ автоматической эксплуатации электроцентробежного насоса с вентильным электродвигателем
WO2015073606A1 (en) * 2013-11-13 2015-05-21 Schlumberger Canada Limited Automatic pumping system commissioning

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2731727C2 (ru) * 2020-02-11 2020-09-08 Общество с ограниченной ответственностью "Пермэнергокомплект" Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса
RU2814706C1 (ru) * 2023-06-14 2024-03-04 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом

Also Published As

Publication number Publication date
CN111032996B (zh) 2022-02-01
WO2019031980A1 (ru) 2019-02-14
CN111032996A (zh) 2020-04-17
US20200166038A1 (en) 2020-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2443175C (en) Control system for progressing cavity pumps
RU2421605C1 (ru) Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом
US9194220B2 (en) Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto
US11555396B2 (en) System and method for measuring discharge parameters relating to an electric submersible pump
WO2016081389A1 (en) Thrust handling system and methodology submersible in axial pumps
US8638004B2 (en) Apparatus and method for producing electric power from injection of water into a downhole formation
CN113027387A (zh) 一种油井间抽控制系统及方法
US12146495B2 (en) Methods related to startup of an electric submersible pump
AU2019232819A1 (en) Lubricating downhole-type rotating machines
RU2673477C2 (ru) Система винтового насоса с гидромуфтой
RU2677313C1 (ru) Способ эксплуатации нефтяной скважины установкой электроцентробежного насоса
WO2021188832A1 (en) Lubricating a downhole rotating machine
WO2015023636A1 (en) Electric submersible pump with fluid coupling
CN107939378A (zh) 一种地面驱动螺杆泵井动液面实时获取方法
RU2380521C2 (ru) Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления
Woolsey Improving progressing-cavity-pump performance through automation and surveillance
WO2016040220A1 (en) Bottom hole injection with pump
US20150083407A1 (en) Method of removing wellbore fluid from well and water removal well
Jiang et al. ESP Operation, Optimization, and Performance Review: ConocoPhillips China Inc. Bohai Bay Project
RU2758326C1 (ru) Способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки
CA2957757A1 (en) Downhole sensor system for steam breakthrough detection
RU2814706C1 (ru) Способ периодической эксплуатации скважины погружной насосной установкой с электроприводом
US20250084756A1 (en) Determining electrical submersible pump lifetime expectancy
HK40017765B (zh) 用电动离心泵装置操作油井的方法
US12104474B2 (en) Electric submersible pump