Способ определения коэффициента продуктивности скважины

 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при экспуатации скважин, оборудованных погружным электронасосом. Цель изобретения - повышение точности при оборудовании погружного электронасоса обратным клапаном. Поддерживают в затрубном пространстве скважины постоянное давление и фиксируют выходные значения датчика контроля давления во времени при отключенном электронасосе. После устрановления статического давления P<SB POS="POST">ст</SB> при отключенном электронасосе последний включают на время до момента достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос. При этом фиксируют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключенного электронасоса до нулевого значения. По данным о восстановлении давления и времени изменения напряжения контролируют работу обратного клапана, а коэффициент K продуктивности вычисляют по формуле K=F<SP POS="POST">.</SP>A<SB POS="POST">ср</SB>/γ, где F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстановления давления, м<SP POS="POST">2</SP>

γ - удельный вес флюида, Н/м<SP POS="POST">3</SP>

A<SB POS="POST">ср</SB> - установившееся значение величины A<SB POS="POST">I</SB>, A<SB POS="POST">I</SB>=LN[(P<SB POS="POST">ст</SB>-P<SB POS="POST">OI</SB>)/(P<SB POS="POST">ст</SB>-P<SB POS="POST">I</SB>)/ΔТ<SB POS="POST">I</SB>

P<SB POS="POST">OI</SB>, P<SB POS="POST">I</SB> - значение давления в начальной и конечной точках I-го участка кривой восстановления давления, Па

ΔТ<SB POS="POST">I</SB> - интервал времени восстановления давления от P<SB POS="POST">OI</SB> до P<SB POS="POST">I</SB>, с. Контроль работы обратного клапана осуществляют путем сравнения последовательных значений величин A<SB POS="POST">I</SB> и A<SB POS="POST">ср</SB> и по превышению A<SB POS="POST">I</SB> над A<SB POS="POST">ср</SB> фиксируют неисправную работу клапана. 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5D 4 Е 21 В 47/10

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Сл (ф

Сл ам

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4392966/23-03 (22) 16.03.88 (46). 30.10.89. Бюл. У 40 (71) Специальное проектно-конструкторское и технологическое бюро по погружному электрооборудованию для бурения скважин и добычи нефти (72) Д.Л.Шварц, Г.А.Гендельман.

А.М.Гребень, В.А.Шевелев, В.М. Еру.химович, А.А Бучный и В.В. Гречишкин (53) 622.276.2 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

В 1049660, кл. Е 21 В 47/10, 1982.

Требии Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В .П . Гидромеханические методы исследования скважин и пластов . М.:

Недра, 1965, с. 171. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА

ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к добыче ,нефти и может быть использовано при, эксплуатации скважин, оборудованных погружпым электронасосом. Цель изобретения — повышение точности при оборудовании погружного электронасоса обратным клапаном. Поддерживают в затрубном пространстве скважины постоянное давление и фиксируют выходные значения датчика контроля давления во времени при отключенном

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружным электронасосом.

Целью изобретения является повышение точности определения коэффици„„SU,, 1516500 А i

2 электронасосе. После установления статического давления Рог при отключенном электронасосе последний включают на время до момента достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос. При этом фиксируют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключенного электронасоса до нулевого значения. По дан-, ным о восстановлении давления и времени изменения напряжения контролируют работу обратного клапана, а коэффициент К продуктивности вычисляют по формуле К = F A „ / ", где F — площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстановления давления, м ; 1 -удельный вес влюида, Н/м, Ас — установившееся значение величины А,, А, 1п 1.(Р, -Р, ) f(P- P, )/ а 1 1

Р, P„. — значения давления в началь-. ной и конечной точках i-ro участка кривой восстановления давления, Па С; — интервал времени восстановления давления от Р,„ po P с. Контроль работы обратного клапана осуществляют путем сравнения последовательных значений величин А, и А« и по превьппению А, над А фиксируют неисправную работу клапана. 1 ил. циента продуктивности при оборудова. нии погружного электронасоса обратным клапаном.

На чертеже представлена функциональная схема устройства, реализующая описываемый способ.

1518500

В скважину 1 на колонне 2 насосно1 омпрессорных труб спущена установка погружного электронасоса, включающая центробежный насос 3, погружной эле5 ктродвигатель 3, токоподводящий кабель 5, обратный клапан 6, датчик 7 контроля давления флюида в скважине, например, погружной датчик ПДТ термо- . манометрической системы TNC-3, установленный вблизи входа 8 в насос 3.

На устье скважины 1 установлен клапан 9 предельного давления для поддержания постоянного давления газа в затрубном пространстве 1О. Токоподводящий кабель 5 на поверхности подключен с помощью коммутационного аппарата 11 к источнику 1 2 питания, например промысловой. сети электроснабжения, с кабелем 5 электрически связаны преобразователь ) 3 напряжения, например, трансформатор чапряжения и преобразователь 14 (например, наземный прибор системы TMC-3 с АЦП) сигналов датчика 7 контроля давления, 25 имеющего электрическую связь с кабелем 5 через обмотки электродвигателя

4. Выходы преобразователей 13 и 14 электрически связаны соответственно с первым и вторым входами управляющего микропроцессорного устройства 1 5, например, многоплатной микро-3ВМ "Электроника С5-02". Третий вход микропроцессорного устройства 15 связан электрически с информационным выходом коммутационного аппарата 1). Четвертый вход микропроцессорного устройства 15 электрически связан с устройством 16 .ввода данных, например, пультом с клавиатурой для ввода данных.

Управляющий выход микропроцессорного устройства )5 электрически связан с управляющим входом коммутационного аппарата 11, а информационный выход

-микропроцессорного устройства 15 эле- 45 ктрически связан с индикатором 17, например, цифровым.

Способ осуществляется следующим образом.

В затрубном пространстве 1 0 скважины 1, оборудованной погружным насосом

3 с приводным электродвигателем 4 и датчиком 7 давления флюида в скважине, подцерживают постоянное давление газа с помощью клапана 9 предельного дав,ления, например, путем перепуска газа из затрубного пространства )О через клапан 9 в промысловую систе— му сбора нефти (на чертеже не показана) . С помощью устройства 16 ввода данных в память микропроцессорного устройства 15 вводят значения величин: F, — площадь поперечного сечения кольцевого затрубного пространства 10 скважины 1 эа вычетом площади поперечного сечения кабеля 5, F z — площадь внутреннего сечения насосно-компрессорных труб колонны 2; — удельный вес скважинного флюида;, 8, — максимальное время выбега погружного насоса 3 после отключения коммутационным аппаратом 11 электродвигателя 4 при нормальной работе обратного клапана 6; t „„ - время повторного

Il0IIÒ, Ь Л включения, достаточное для заполнения колонны 2 насосно-компрессорных труб скважинной жидкостью после включения электронасоса.

При отключенном коммутационным аппаратом 11 электродвигателе 4 по достижении практически неизменного значения выходного сигнала преобразователя 14,допустимые отклонения . которого выбираются исходя из точ ности датчика 7 и преобразователя

14, например, когда отклонения этог o сигнала эа время, равное 0,25 ч, не превьппают 0,57 от значения, соответствующего максимальному значению давления датчика 7, что контролируется путем сравнения текущих значений выходного сигнала преобразователя 14 за укаэанный интервал с помощью устройства 15> замеряют и запоминают в памяти устройства 15 установившееся значение сигнала преобразователя 14, соответствующее установившемуся значению сигнала датчика (Р -) при установившемся статическом уровне жидкости в скважине и установившемся статическом давлении. Включают электронасос коммутационным аппаратом )1 и контролируют во времени величину выходного сигнала преобразователя

)4, как указано вьппе. По достижении практически неизменного значения выходного сигнала этого преобразователя с принятой точностью при откачке флюида из скважины l насосом

3 фиксируют и запоминают в памяти устройства 15 установившееся значение выходного сигнала преобразователя 14, соответствующее установившемуся значеныо сигнала датчика (P ) при установившемся динамическом

1, P — Po>

5 1518 уровне и установившемся значении динамического давления жидкости в скважине 1 при включенном электронасосе. Зафиксированные значения P и P»„Могут быть отображены на индикаторе 17.

Отключают электронасос коммутационным аппаратом 11 и контролируют работу обратного клапана. Для этого контролируют во времени напряжение на обмотке электродвигателя 4 по сиг-. налам на выходе преобразователя 13, что позволяет по ЭДС, наводимой в обмотке статора электродвигателя 4 от остаточного магнитного потока ротора, контролировать его вращение, фиксируют и запоминают, например, с помощью микропроцессорного устройства 15 время после отключения аппарата 11 до достижения установившегося 2О нулевого значения величины напряжения на обмотке электродвигателя 4

nq достижению практически нулевого установившегося значения выходного сигнала преобразователя 13. Сравни- 25 вают, например, с помощью микропроцессорного устройства 15 это зафик сированное время (<„, ) выбега электронасоса после его отключения аппаратом 11 с заданным максимальным временем выбега " 7, ) при нормальной работе обратного клапана 6 и запоминают результат сравнения в памяти устройства 15.

Если,,„„ i „,g то обратный клапан 6 работает нормально и колонна 2 насосно-компрессорных труб остается заполненной скважинной жидкостью после отключения электронасоса, или слив жидкости при нарушенной работе обратного клапана не приводит к тур. бинному вращению насоса 3. Если „>

) „, то нарушена нормальная работа обратного клапана и происходит турбинное вращение насоса 3 при сливе через 45 него жидкости из колонны 2 в скважину 1 °

После достижения установившегося нулевого значения величины напряжения

I на обмотке электродвигателя 4, Фик сируемого по величине выходного сигнала преобразователя 1 3, с номощью. устройства 15 фиксируют и запоминают значение величины выходного сигнала преобразователя 14 (Р o ) и начинают .производить с этого момента отсчет времени до достижения приращения выходного сигнала преобразователя 14

QP), соответствующего заданному

500 6 прирашению давления, например 0,05 (Р, - Р „„), фиксируют и запоминают интервал времени 4t„, за который достигается заданное приращение давления флюида в скважине по моменту времени, когда выходной сигнал преобразователя 14 достигает величины (Р; P „+ 4 P ), С помощью устройства 15 вычисляют и запоминают величину:

P с Ро1

Рс,. Р, Затем с помощью устройства 15 фиксируют, запоминают и вычисляют подобно описанному выше еще несколько последовательных значений Pz» Р; и где i — порядковый номер участка зависимости восстановления давления P f (t) в скважине, Р— установившееся значение статического давления выходного сигнала преобразователя 14 при отключенном электронасосе, Па, Р, — значение величины давления выходного сигнала преобразователя 14 в начальной точке 1-го участка зависимости восстановления давления, Па;

P, " значение величины давлении выходного сигнала преобразователя 14 в конечной точке

i-го участка зависимости восстановления давления (Р, = Р,„+ 4Р), Па;

Ю

dt — интервал времени изменения

t давления от величины Р, до величины Р; выходного сигнала преобразователя 14 на

i-м участке зависимости восстановления давления,с.

С помощью устройства 15 сравнивают каждое вычисленное значение А1 с ,предыдущим и запоминают результат сравнения, после получения нескольких например не менее трех, равных между

1 собой с заданной точностью, например

1Х, значений А; на соседних последог вательных участках зависимости вос.становления давления среднюю величину (А р) этих нескольких равных

1518500 с заданной точностью значений принимают. за установившееся, значение величин A . Неисправная работа обратf ного клапана 6 фиксируется с помо5, щью микропроцессорного устройства 15, если ф „) „, или если при

4 в„к значения величин А, по СЛЕ i>I, b. ДО ДОСтИжЕНИЯ ИЛИ УСтаНОВИВт шегося значения А р превышают значение А,, что имеет место для отдельньтх погружных насосов 3, которые при нарушении работы обратного клапана 6 не вращаются при сливе жидкости из колонны 2 через полость насоса 3 в скважину 1 .

Нормальная работа обратного клапана 6 фиксируется устройством 15 при Г, о, «» ць, если значения величин А, после ь, до достижения ими установившегося значения А, не превышают значения А,I .

Фиксируют момент окончания обратного слива жидкости через насос 3 в момент достижения установившегося 25 значения А, например, по двум

) равным последовательным значениям

А1.

Вычисляют значение коэффициента продуктивности скважины по формуле

Р

К = — А

)ч " р где Р— площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстанов1 35 ления давления, м

А — установившееся значение веср личин А;, 1/с.

Для вычисления значения коэффициента продуктивности К по приведенной выше формуле с. помощью микропроцессорного устройства 15 при нормально работающем обратном клапане 6 в качестве величины Р принимают величину F, (площадь поперечного сечения кольцевого затрубного пространства, 10 скважины 1 за вычетом площади поперечного сечения кабеля 5), при неисправной работе обратного клапана 6 в качестве величи50 ны Р принимают сумму укаэанной площади Г, и площади F внутреннего сечения насосно-компрессорных труб колснны 2.

С помощью устройства 15 после оп- 55 ределения коэффициента продуктивности К скважины 1 может быть вычислена величина ее дебита ® при установившемся режиме откачки флюида по формуле: ч К (Рст Р ин)

Дпя визуального наблюдения вычисленные величины коэффициента продуктивности К и дебита скважины выводят с пересчетом на индикатор 17, например, в виде цифровых значений этих величин в десятичном коде в

3 единицах измерения, например, м /сут :атм для коэффициента продуктивности

К и м /сут для дебита (.

Для повышения надежности определения коэффициента продуктивности можно дополнительно включать электро-. насос коммутационрым аппаратом ll на время й„, „„, достаточное для заполнения колонны 2 насосно-компрессорных труб скважинной жидкостью исходя из внутреннего объема колонны

? от уровня жидкости в скважине до ее устья и производительности насоса 3.

После отключения коммутационным аппаратом 11 электродвигателя 4 повторно определяют коэффициент продуктивности К и дебит Q скважины данным способом.

Предлагаемый способ позволяет noBbIcHòü точность и обеспечить возможность автоматизации процесса определения коэффициента продуктивности и дебита скважины, оборудованной погружным электронасосом с обратным клапаном и датчиком давления флюида в скважине, что исключает необходимость замера дебита этих скважин с помощью наземных замерных устройств.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента продуктивности скважины, оборудованной погружным электронасосом, включающии поддержание постоянного давления газа в затрубном пространстве скважины и замер давления в скважине во времени при отключенном электро-. насосе, отличающийся тем, что, с целью повьш ения точности при г оборудовании скважины погружь м электронасосом с обратным клапаном, после установления статического дав/ пения при отключенном электронасосе последний включают на время до момен t à достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос, при этом фиксиоч9 151 S ют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключаемого электронасоса до нулевого значения, по данным о восстановлении давления и времени изменения напряжеS ния контролируют работу обратного клапана, а коэффициент продуктивности вычисляют по. формуле

F 10

К = — А др °

У где К вЂ” коэффициент продуктивности, м /с «Па ;

F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в

500 I0 скважине в процессе восстановления давления, м х, р — удельный вес флюида, Н/м

А — установившееся значение веср личины А;, 1/с, Рст — Poi

А; = — 1п

Рст

Р— установившееся значение дт статического давления, Па

P ;,Р; — значения давления в начальной и конечной точках i-го участка кривой восстановления давления, Па

dt; — интервал времени восстановления давления от Р„; до

Р„., с.