Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами

Авторы патента:


Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами
Система, способ и считываемый компьютером носитель для вычисления расходов скважин, создаваемых электропогружными насосами

 


Владельцы патента RU 2513812:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы. Обеспечивается повышение эффективности мониторинга. Сущность: способ определения расхода через электропогружной насос содержит этапы, на которых: подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства; принимают с помощью процессора давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра; принимают с помощью процессора напряжение и ток; принимают с помощью процессора по меньшей мере одно статическое значение; вычисляют с помощью процессора расход через электропогружной насос, в соответствии с чем: вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей; получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные; вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и образуют диаграмму вычисляемых расходов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Эта заявка связана с предварительной заявкой №61/253662 на патент США, поданной 21 октября 2009 года, и предварительной заявкой №61/373129 на патент США, поданной 12 августа 2010 года, по датам подачи которых испрашивается приоритет этой заявки и которые включены в эту заявку путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Раскрытие относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящее раскрытие относится к системам и способам для определения и вычисления расходов в скважинах, которые создаются электропогружными насосами.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В нефтяной промышленности скважины часто снабжают постоянными измерительными приборами. В настоящее время для получения сниженных производственных расходов и повышенного коэффициента извлечения в скважинах также используют системы диспетчерского контроля и сбора данных. Например, более 11000 электропогружных насосов (ЭПН) от Schlumberger были снабжены измерительными приборами в течение последних шести лет, и можно было осуществлять дистанционный мониторинг свыше 1000 скважин с использованием системы диспетчерского контроля и сбора данных. Несмотря на размещение большого количества приборов и надежность связи начало измерения расходов в реальном времени обычно откладывали, и они остались ручными и эпизодическими по природе. В большинстве случаев скважины испытывают раз в месяц, при этом результаты измерений расходов вводят вручную в базы данных о динамике добычи.

В наиболее распространенном способе измерений расходов используют испытательный сепаратор, который представляет собой резервуар, в который направляют добычу для измерения расхода нефти, воды и газа из скважины. Испытания обычно выполняют на месячной основе, но во многих случаях частота испытаний даже еще меньше по материально-техническим соображениям. Один недостаток использования современных испытательных сепараторов заключается в том, что многие скважины эксплуатируют при расходах ниже порога, необходимого для получения приемлемой точности. Кроме того, способы измерения расходов с использованием испытательных сепараторов не обеспечивают периодичности испытаний, повторяемости или разрешения, необходимых для образования точной диаграммы расходов в динамике во времени.

Предшествующие попытки мониторинга расходов скважин в скважинах с электропогружными насосами при использовании данных скважинных измерительных приборов делались с использованием перепада давления на насосе и напора на выходе насоса в зависимости от кривой расхода. Для этого способа, достоверного при многих применениях, требуется средство NODAL™ анализа (можно получить от Schlumberger) для вычисления средней удельной плотности проходящего через насос флюида для преобразования измеряемого перепада давления в дифференциальный напор. Поэтому способ является достоверным только в случае установившихся условий, что является обязательным требованием для анализа NODAL™. Кроме того, этот способ трудно применять при высоком содержании газовой фракции (ГФ), поскольку она может вызывать перемежающийся поток нефти и газа, и это означает, что скважина больше не будет находиться в установившемся состоянии.

КРАТКОЕ РАСКРЫТИЕ

В этой заявке раскрыт способ определения расходов для скважины, снабженной электропогружным насосом (ЭПН). Электрическая энергия подводится к электропогружному насосу и регулируется наземным распределительным устройством. Процессор принимает давления на приеме и выходе с одного или двух манометров, установленных в скважине. Процессор принимает напряжение и ток. Процессор также принимает по меньшей мере одно статическое значение. Процессор вычисляет отношение коэффициента полезного действия (КПД) к расходу при вводе принимаемых напряжения и тока в уравнение равновесия мощностей. Процессор получает безразмерный расход при вводе вычисляемого отношения КПД к расходу в статические данные. Процессор вычисляет расход на основании безразмерного расхода. Процессор образует диаграмму вычисляемых расходов.

Осуществление системы для мониторинга расхода жидкости в скважине включает в себя электропогружной насос (ЭПН), расположенный в оборудовании для заканчивания скважины. Наземное распределительное устройство электрически соединено с электропогружным насосом, и наземное распределительное устройство предоставляет электроэнергию для приведения в действие электропогружного насоса. Манометр на стороне приема соединен с электропогружным насосом и измеряет давление на приеме электропогружного насоса. Манометр на стороне выхода соединен с электропогружным насосом и измеряет давление на выходе электропогружного насоса. Вольтметр соединен с наземным распределительным устройством и измеряет напряжение, подаваемое на электропогружной насос. Амперметр соединен с наземным распределительным устройством и измеряет ток, потребляемый (или отбираемый) электродвигателем электропогружного насоса. Наземное распределительное устройство регулирует подачу энергии с известной и/или измеряемой частотой. Процессор выполняет считываемую компьютером программу, сохраняемую на считываемом компьютером носителе, которая при выполнении побуждает процессор выполнять задание. Процессор принимает измеряемое давление на приеме, давление на выходе, напряжение, ток и частоту. Процессор вычисляет расход через электропогружной насос при вводе принимаемых значений в уравнение равновесия мощностей, основанное на электропогружном насосе.

Считываемый компьютером носитель, раскрытый в этой заявке, побуждает процессор периодически принимать напряжение, ток, частоту, давление на приеме и давление на выходе. Процессор вычисляет отношение КПД к расходу при вводе принимаемых напряжения, тока, частоты, давления на приеме и давления на выходе в обезразмеренное уравнение равновесия мощностей. Процессор получает безразмерный расход путем связывания отношения КПД к расходу с принимаемой характеристикой насоса. Процессор вычисляет расход на основании безразмерного расхода. Процессор образует диаграмму вычисляемых расходов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На чертежах:

фиг. 1 - вид оборудования для заканчивания скважины, снабженного электропогружным насосом;

фиг. 2 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ получения расходов для скважины, снабженной электропогружным насосом;

фиг. 3 - график, иллюстрирующий пример отношения коэффициента полезного действия насоса к расходу в зависимости от расхода, в одномерной форме для конкретного насоса;

фиг. 4 - пример графика вычисленных расходов;

фиг. 5 - пример графика, иллюстрирующего моделирование давления в коллекторе на основании вычисленного расхода, который дает представление о ходе переходного процесса;

фиг. 6 - график, иллюстрирующий примеры измеренных давления и расхода и вычисленного расхода;

фиг. 7 - пример графика, иллюстрирующего измеренные и вычисленные расходы при наличии мгновенной пульсации, вызванной высоким содержанием свободного газа в насосе; и

фиг. 8 - график, иллюстрирующий примеры коэффициента мощности, КПД, частоты вращения и кривых токовых характеристик для электродвигателя с переменной частотой вращения.

ПОДРОБНОЕ РАСКРЫТИЕ

Нижеследующее описание касается ряда осуществлений и предназначено для обеспечения понимания осуществлений. Описание никоим образом не предназначено для ограничения объема любых настоящих или последующих родственных притязаний.

Используемые в этой заявке термины «выше» и «ниже», «верх» и «низ», «верхний» и «нижний», «вверх» и «вниз» и другие подобные термины, указывающие на относительные положения над или под данной точкой или элементом, используются в этом описании для более ясного изложения осуществлений. Однако в случае применения к оборудованию и способам, предназначенным для использования в скважинах, которые являются искривленными или горизонтальными, сообразно обстоятельствам такие термины могут обозначать «слева направо», «справа налево» или положение по диагонали.

На фиг. 1 изображен один пример оборудования 10 для заканчивания скважины внутри ствола 12 скважины. Оборудование 10 для заканчивания скважины включает в себя электропогружной насос (ЭПН) 24. Имеется много примеров возможных архитектур заканчивания скважины, которые включают в себя различные другие скважинные инструменты, такие как пакеры, байпасная труба, капсула электропогружного насоса, которыми представлено небольшое количество таких инструментов. Раскрываемые в настоящее время системы и способы не зависят от архитектуры заканчивания скважины, используемой в конкретном применении, кроме как от использования электропогружного насоса. Хотя в этой заявке раскрытие системы и способа сосредоточено на нефтегазоносных скважинах, понятно, что осуществления можно использовать для жидкости любого вида, выкачиваемой электропогружным насосом. Не создающие ограничения примеры включают в себя: углеводороды из нефтяной скважины, воду из водяной скважины, воду из геотермальной скважины, воду из газовой скважины или углеводороды из отстойника. В случае нефтяной скважины электропогружной насос 24 может быть размещен в оборудовании 10 для заканчивания скважины для повышения добычи углеводородов.

Электропогружной насос 24 включает в себя электродвигатель 26 и насос 30. Электродвигатель 26 приводит в действие насос 30 для повышения добычи углеводородов на поверхности. Кроме того, электропогружной насос 24 включает в себя манометр 32 на стороне приема, который может быть неотъемлемой частью электропогружного насоса 24 или может быть отдельным прибором. Манометр 32 на стороне приема может быть частью блока многочисленных датчиков, который включает в себя некоторое количество датчиков, известных специалисту в данной области техники. Манометр 32 на стороне приема измеряет давление выше по потоку относительно электропогружного насоса 24. Кроме того, электропогружной насос 24 включает в себя манометр 34 на стороне выхода, который может быть неотъемлемой частью электропогружного насоса 24 или может быть отдельным прибором. Манометр 34 на стороне выхода измеряет давление ниже по потоку относительно электропогружного насоса 24. Хотя в этом описании представлены манометры, которые являются постоянными компонентами колонны труб с электропогружным насосом, должно быть понятно, что в других осуществлениях можно использовать манометр с памятью. В случае манометра с памятью манометр устанавливают временно в оборудование для заканчивания, а измеряемое манометром давление записывается на считываемый компьютером носитель, который находится внутри манометра или на поверхности. Через некоторый промежуток времени, например месяц, манометр с памятью извлекают из скважины и измеренные данные о давлении загружают в компьютерную систему для обработки. В некоторых осуществлениях датчики температуры (не показанные) включены в электропогружной насос 24 или являются частью блока многочисленных датчиков. Датчики температуры измеряют температуру углеводородов на стороне приема электропогружного насоса и также измеряют температуру электродвигателя 26.

Электродвигатель 26 электропогружного насоса 24 получает электрическую энергию с распределительного устройства 36, обычно расположенного на поверхности, вне оборудования для заканчивания скважины. Распределительное устройство 36 регулирует подачу электроэнергии к электродвигателю 26, которая поступает с генератора или из инженерной сети (не показанной), что должно быть понятно специалисту в данной области техники. В показанном осуществлении распределительное устройство представляет собой устройство 36 управления частотой вращения (УУЧВ); однако не предполагается ограничения относительно возможностей использования распределительного устройства в вариантах осуществлений. Электрическая энергия подводится с устройства 36 управления частотой вращения к электропогружному насосу 24 по электрическому проводу 38. Устройство 36 управления частотой вращения подключено к некоторому количеству датчиков или содержит их для мониторинга состояния устройства 36 управления частотой вращения. В одном осуществлении устройство 36 управления частотой вращения включает в себя вольтметр 42, амперметр 44 и датчик 46 частоты. Все эти три прибора измеряют рабочие характеристики устройства 36 управления частотой вращения, а именно напряжение (Н), ток (Т) и частоту (Ч), соответственно. Этими датчиками может осуществляться мониторинг рабочих характеристик устройства 36 управления частотой вращения при любом из ряда доступных периодов обновления данных. Понятно, что в качестве варианта устройство 36 управления частотой вращения может не иметь вольтметра, амперметра и датчика частоты. В этом случае необходимы отдельные наземные датчики 42, 44 и 46. В дальнейшем осуществлении одно или несколько значений напряжения и частоты подводятся к устройству 36 управления частотой вращения техническим специалистом в качестве рабочих входных данных. В таком случае устройство управления частотой вращения работает, снабжая электрической энергией с этими характеристиками.

Контролируемые рабочие данные передаются с устройства 36 управления частотой вращения к интегральной наземной панели 48 для дальнейшей обработки. Интегральная наземная панель 48 также соединена по линии связи с манометром 32 на стороне приема и с манометром 34 на стороне выхода. Интегральная наземная панель принимает контролируемое давление на приеме с манометра 32 на стороне приема и давление на выходе с манометра 34 на стороне выхода. Хотя в некоторых осуществлениях интегральная наземная панель 48 может принимать пять аналоговых сигналов (давление на приеме, давление на выходе, напряжение, ток и частоту) в реальном времени или почти в реальном времени, в вариантах осуществлений процессор может принимать аналоговые данные с манометров с памятью, которые включают в себя буферную или другую временную задержку. Можно применять оба способа, и они не предполагаются ограничивающими объем этого раскрытия. Кроме того, период обновления данных можно изменять в широких пределах с интервалами от секунд до месяцев. В одном осуществлении измеряемое значение принимается интегральной наземной панелью 48 каждый день, час или минуту; однако эти периоды обновления являются только примерными и не предполагаются ограничивающими объем этого раскрытия.

Интегральная наземная панель 48 включает в себя процессор 50, который соединен со считываемым компьютером носителем 52, который программируется считываемой компьютером программой, которая при выполнении ее процессором 50 побуждает процессор 50 выполнять функции, раскрытые более подробно в этой заявке. Интегральная наземная панель 48 также содержит считываемый компьютером носитель, который работает как база 54 данных. Данные, принимаемые и вычисляемые процессором 50, сохраняются процессором 50 в базе 54 данных.

Интегральная наземная панель 48 передает зарегистрированные и обработанные данные на одно или несколько удаленных мест. Передача зарегистрированных и обработанных данных может выполняться с использованием платформ проводной или беспроводной связи, таких как локальная интрасеть, радиочастотная передача, спутниковая передача. Однако в некоторых ситуациях данные не передаются и пользователь загружает данные вручную из запоминающего устройства интегральной наземной панели в портативное устройство хранения данных для ввода в процессор. Кроме того, в других ситуациях процессор может быть расположен на буровой площадке. Передача данных является только примерной и не предполагается ограничивающей объем этого раскрытия.

Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что компонентам связи и обработки этой системы можно придавать разнообразные конфигурации в рамках объема настоящего раскрытия. В одной такой конфигурации процессор 50 не встроен в интегральную наземную панель 48, а вместо этого находится в локальной информационной проводной или беспроводной связи с ней. В таком осуществлении процессор 50 может быть портативным компьютером (не показанным), используемым оператором скважины, который устанавливает информационную связь с интегральной наземной панелью 48. Портативный компьютер может включать в себя считываемые компьютером носители 52 и 54. В варианте конфигурации интегральная наземная панель 48 передает измеряемые значения на удаленный компьютер или сервер по проводной, беспроводной или спутниковой информационной линии связи. Таким образом, процессор 50 и считываемые компьютером носители 52 и 54 расположены на расстоянии от интегральной наземной панели 48. В каждом из этих осуществлений интегральная наземная панель 48 выполняет такую же функцию, как маршрутизатор данных, который принимает периодически измеряемые значения и обрабатывает их до степени, необходимой для передачи на процессор 50.

На фиг. 2 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая осуществление способа 100 определения расходов оборудования для заканчивания скважины с электропогружным насосом. Способ 100 может быть изложен в виде считываемой компьютером программы на считываемом компьютером носителе 52, так что когда процессор 50 выполняет считываемую компьютером программу, процессор 50 выполняет способ 100.

В способе 100 принимают данные двух видов: динамические данные, которые представляют собой измеряемые значения, которые изменяются с течением времени, и статические данные, которые представляют собой не зависящие от времени порции информации. На этапе 101 принимают динамические данные. Эти динамические данные включают в себя давление на приеме с манометра 32 на стороне приема и давление на выходе с манометра 34 на стороне выхода. Динамические данные также включают в себя напряжение, ток и частоту, контролируемые соответствующими датчиками наземного распределительного устройства 36. В некоторых случаях они также могут включать в себя коэффициент мощности, если такой датчик установлен на распределительном устройстве. Из динамических данных периодически берут выборки, но частота выборок из разных значений может быть различной.

На этапе 102 принимают статические данные. Статические данные включают в себя отличительные признаки или физические характеристики компонентов скважины. Статические данные включают в себя информацию относительно длины и типа электрического кабеля, используемого в скважине, коэффициента трансформации и типа насоса. Такие данные, как коэффициент трансформации, можно использовать непосредственно при вычислениях. Такие данные, как длина и тип электрического кабеля, можно использовать для получения значения, которое используют при вычислениях. Однако статические данные других видов, такие как тип насоса, обеспечивают возможность выбора некоторого количества значений, представляющих характеристики идентифицируемого компонента. Поэтому на основании блока статических данных, таких как тип насоса, можно получать такие значения, как «расход (QBEP) в точке наивысшего коэффициента полезного действия (КПД)» и «первоначальный КПД (ηp) насоса». Эти значения характеристик сохраняют в просмотровой таблице, поэтому они являются легкодоступными для процессора после идентификации типа насоса.

Затем, как будет подробно раскрыто в этой заявке в дальнейшем, на этапе 103 вычисляют отношение КПД к расходу, используя уравнение (6), и динамические данные, и статические данные.

Получение уравнения (6), которое, как указано выше, используют для вычисления отношения КПД насоса к расходу, будет подробно пояснено в этой заявке в дальнейшем. Этот алгоритм начинается с проектирования самого электропогружного насоса таким образом, чтобы мощность, получаемая насосом 30, была равна мощности, потребляемой электродвигателем 26. Это соотношение может быть выражено в виде равновесия мощностей на валу между насосом и электродвигателем в уравнении (1). Оно основано на принципе, заключающемся в том, что в электропогружном насосе крутящий момент и частота вращения насоса и электродвигателя равны во все моменты времени:

Δ P × Q p 58847 × η p = V m × I × P F × η m × 3 746 . (1)

В приведенном выше уравнении использованы следующие переменные:

ΔР - перепад (P d-P i) давления на электропогружном насосе, в фунтах на квадратный дюйм;

ηp - КПД насоса. При первоначальных вычислениях можно предполагать, что насос является новым и КПД насоса определяют на основании типа насоса. Позднее, по мере износа насоса получение КПД насоса может стать частью калибровки расхода;

I - ток электродвигателя в амперах по амперметру наземного распределительного устройства. Ток следует корректировать коэффициентом трансформации для получения требуемого тока в забое скважины, когда трансформатор расположен между электродвигателем и амперметром;

Vm - напряжение на электродвигателе в вольтах, измеряемое вольтметром наземного распределительного устройства. Напряжение также следует корректировать для учета потери энергии на протяжении силового кабеля от поверхности до электродвигателя. Возможно, что в перспективе будут разработаны измерительные приборы, которые будут непосредственно измерять напряжение на забойном электродвигателе и осуществлять непосредственную корректировку относительно измеряемого без необходимости выполнения корректировки для учета потерь в кабеле;

ηm - как показано на фиг. 8, для большей части современных электродвигателей КПД можно считать постоянным в широком диапазоне коэффициентов нагрузки. Приводимые ниже уравнения основаны на этом предположении; однако при использовании электродвигателей предыдущего поколения можно составлять дополнительный алгоритм для вычисления КПД электродвигателя в зависимости от нагрузки электродвигателя, например тока, частоты и напряжения. Кроме того, если коэффициент нагрузки ниже 50%, можно добавлять алгоритм для вычисления КПД в зависимости от измеряемых напряжения, тока и частоты;

PF - коэффициент мощности электродвигателя. В современных электродвигателях коэффициент мощности является постоянным в широком диапазоне коэффициентов нагрузки; однако по мере износа электродвигателя коэффициент мощности может изменяться и поэтому должен калиброваться с течением времени. Имеются системы, которые позволяют осуществлять точное непосредственное измерение реального значения PF, и в этом случае их следует использовать в противоположность предположению о постоянном PF. Оба способа являются состоятельными и не предполагаются ограничивающими объем этого раскрытия. Кроме того, если коэффициент нагрузки ниже 50%, можно добавлять алгоритм для вычисления КПД в зависимости от измеряемых напряжения, тока и частоты.

Для упрощения уравнений в некоторых осуществлениях предполагается, что КПД электродвигателя и коэффициент мощности являются постоянными значениями, однако раскрытие не должно ограничиваться этим.

На фиг. 8 представлен график, на котором показаны примерные кривые коэффициента мощности, КПД, частоты вращения и амперной нагрузки для электродвигателя с переменной частотой вращения, при этом отображены постоянные значения КПД и коэффициента мощности для коэффициентов нагрузки между 50% и 100%. Более традиционные электродвигатели не имеют постоянных коэффициента мощности и КПД в таком широком диапазоне коэффициентов нагрузки.

Следует осознавать, что хотя постоянные в уравнении (1) определены с использованием неметрических единиц, то же самое уравнение будет работать в случае стандартных или любых других единиц, при условии применения надлежащих преобразований.

При использовании указанных выше измерений и предположений для уравнения (1) можно вычислять расход через насос в скважинных условиях давления. Вычисляемый расход фактически является средним расходом через электропогружной насос. В действительности расход на входе насоса значительно отличается от расхода на выходе вследствие разной сжимаемости газа и нефти. Для получения приведенного к поверхности расхода необходимо использовать данные соотношения давление-объем-температура для флюида, чтобы осуществлять коррекцию за влияние объемных коэффициентов нефти и газа в пласте. Как вариант можно просто выполнять калибровку по известным результатам наземных испытаний скважины и затем использовать уравнение (1) для представления в количественной форме относительных изменений.

Вычисление расхода с использованием только уравнения (1) имеет преимущества и недостатки. Преимущества, вытекающие из вычисления расхода с использованием уравнения (1), заключаются в том, что расход из забойного коллектора в баррелях за день можно вычислять без всякого знания соотношения давление-объем-температура, и при этом обеспечивается идентификация изменений расхода, а также время стабилизации для скважины. Кроме того, когда электропогружной насос имеет небольшую инерцию, расход, вычисляемый таким образом, обеспечивает представление флуктуаций расхода или того, что известно как пульсации или переходные процессы. Они обычно вызываются прокачкой флюидов с высокой газовой фракцией (ГФ) и/или при пуске и остановке скважины. Высокая частота выборок данных манометра требуется для захвата этих переходных процессов. Примерная высокая частота выборок соответствует выполнению одного измерения каждую минуту. Расход, вычисляемый на основании уравнения (1), позволяет получать кривую расхода в зависимости от времени. Примеры применений будут описаны в этой заявке более подробно применительно к различным осуществлениям, включая диагностику электропогружного насоса (фиг. 4), построение имитационной модели коллектора на основании теории суперпозиции (фиг. 5) и диагностику коллектора (фиг. 6), однако они не предполагаются ограничивающими объем применений для осуществлений систем и способов, раскрытых в этой заявке.

Чтобы получать расход в стандартных условиях, необходимо выполнять коррекцию на основании известных значений в соотношении давление-объем-температура или калибровку относительно известного точного испытания скважины.

Кроме того, уравнение (1) не содержит в качестве переменной частоты, однако расход зависит от частоты. В случае применения электропогружного насоса на фиксированной частоте нет необходимости учитывать частоту вращения электродвигателя. Однако в установках, в которых используют устройство управления частотой вращения, необходимо принимать во внимание любое изменение частоты.

После приема динамических данных на этапе 101 статические данные принимают на этапе 102, при этом все значения для уравнения (1) становятся известными, за исключением расхода (Qp). Уравнение (1) можно преобразовать, чтобы получить уравнение (2):

Q p η p = V m × I × P F × η m × 3 746 × 1 Δ P × 58792 (2)

Уравнение (2) можно решать относительно известных значений, чтобы находить решение для среднего расхода через электропогружной насос. Поскольку КПД насоса является функцией расхода, то чтобы найти решение для расхода, отношение расхода к КПД вычисляют как функцию напряжения, тока, КПД электродвигателя, коэффициента мощности и перепада давления, заложенных в уравнение (2). Поскольку отношение расхода (Qp) к КПД (ηp) насоса является известной однозначной функцией для насоса каждого типа, следовательно, можно вычислить расход. Отметим, что для решения уравнения относительно расхода можно использовать отношение расхода к КПД или отношение КПД к расходу. Однако с математической точки зрения обычно более удобно использовать отношение КПД к расходу, которое является обратной величиной уравнения (2).

Однако уравнения (1) и (2) не содержат в качестве переменной частоты вращения электродвигателя. Как отмечалось выше, в случае применения электропогружного насоса на фиксированной частоте ее нет необходимости учитывать за исключением случая, когда имеются изменения частоты вращения, обусловленные процессом выработки электроэнергии. Однако в осуществлениях, в которых используется устройство управления частотой вращения, любые изменения частоты должны приниматься во внимание. Частотной составляющей можно оперировать вручную, задавая семейство кривых (по одной для каждой частоты) для функции Qpp и ηp/Qp и затем выполняя численную интерполяцию для данной частоты.

Как вариант решение можно получать математически путем обезразмеривания отношения расхода к КПД при использовании значений, получаемых на основании принимаемых статических данных. Уравнение (3), приведенное ниже, является примером способа, использованного для обезразмеривания расхода, в котором используют расход (QBEP) в точке наивысшего КПД, который является значением, получаемым на основании типа насоса.

Q p = Q B E P 2 × ( Q n + 1 ) (3)

Следует отметить, что расход QBEP линейно пропорционален частоте, но является постоянным для данной геометрии насоса и частоты вращения насоса. Поэтому после точного определения типа насоса QBEP является известным значением. Другие способы обезразмеривания расхода, которыми вводится зависимость от частоты, также можно использовать, и предложенным способом согласно уравнению (3) объем этого раскрытия не ограничивается.

При подстановке уравнения (3) в уравнение (2) получается версия уравнения (1), которая является обезразмеренной относительно частоты устройства управления частотой вращения:

Q n + 1 η p = 2 × 58847 × 3 746 × P F × η m Δ P × Q B E P × I m × V m (4)

При внесении двух дополнительных поправок в уравнение (1) равновесия мощностей образуются алгоритмы, пригодные для практического использования в системах и способах, раскрытых в этой заявке. При первой модификации учитываются потери энергии в силовом кабеле и трансформаторе. В большей части применений невозможно измерять напряжение электродвигателя непосредственно на электродвигателе, и поэтому на поверхности напряжение (Vs) получают с наземного распределительного устройства или устройства управления частотой вращения. Уравнение (5) представляет собой алгоритм, который обеспечивает коррекцию этого. Уравнение (5) начинается с уравнения (4), приведенного выше, но напряжение (Vm) электродвигателя заменяется напряжением (Vs) на поверхности, а в уравнении осуществляется коррекция потерь напряжения, обусловленных электрическим проводом, протянутым вниз по оборудованию для заканчивания скважины между устройством управления частотой вращения и электродвигателем. Потери линейного напряжения вычитают из напряжения (Vs) на поверхности, при этом значение (а) представляет собой электрические потери в кабеле. Значение (а) вычисляют на основании длины электрического провода и типа провода, которые могут быть принимаемыми статическими данными.

Q n + 1 η p = 2 × 58847 × 3 746 × P F × η m Δ P × Q B E P × I m × ( V s a × I m ) (5)

Использование уравнения (5) позволяет вычислять расход электропогружного насоса при измерениях напряжения и тока на поверхности, а не на электродвигателе электропогружного насоса.

Наконец, что касается частотной коррекции в уравнении (4), то когда электропогружной насос получает электрическую энергию с устройства управления частотой вращения, между устройством управления частотой вращения и электропогружным насосом может быть расположен повышающий трансформатор. Часто к доступным данным, касающимся повышающего трансформатора, относится только выходное напряжение устройства управления частотой вращения, и в этом случае необходим коэффициент трансформации для учета его в используемом алгоритме. Уравнением (6) вводится поправка в уравнение (5) для учета коэффициента (R) трансформации, и поэтому оно пригодно для вычисления расхода электропогружного насоса при использовании измерений напряжения и тока (Id, Vd) с устройства управления частотой вращения.

η p Q n + 1 = 746 2 × 58847 × 3 × Δ P × Q B E P P F × η m × 1 I d × ( V d a × R 2 × I d ) (6)

Таким образом, алгоритм, представленный в уравнении (6), является модификацией уравнения (1) равновесия мощностей, позволяющей получать практическое решение задачи мониторинга расхода электропогружного насоса с использованием доступных контролируемых значений и принимаемых известных характеристик устройства.

Далее, расход, вычисляемый в соответствии с уравнением (6), представляет собой средний расход через электропогружной насос в реальных условиях. Как будет раскрыто в дополнительных подробностях этой заявки, это вычисление расхода само по себе является полезным для оценивания скважинных условий. Однако в некоторых ситуациях пользователю может потребоваться вычислять расход на входе резервуара для товарной нефти. Этот расход можно получать на основании алгоритма по уравнению (6), дополнительно модифицируя уравнение одним из двух способов. Во-первых, данные соотношения давление-объем-температура можно использовать для преобразования забойного расхода в реальных условиях к условиям резервуара для товарной нефти. Во-вторых, эмпирическое соотношение, основанное на испытаниях скважины, можно использовать для надлежащего преобразования к расходу на входе резервуара для товарной нефти.

Как отмечалось выше, КПД (ηp) насоса и коэффициент (PF) мощности электродвигателя могут снижаться со временем вследствие износа и нароста отложений на компонентах электропогружного насоса в то время, когда электропогружной насос работает. Поэтому когда электропогружной насос первоначально размещают в оборудовании для заканчивания скважины, КПД (ηm) электродвигателя и коэффициент (PF) мощности электродвигателя можно считать постоянными, доступными из статических данных. Поскольку эти значения могут снижаться с течением времени, они могут стать источником погрешности при вычислении расхода электропогружного насоса. Поэтому согласно некоторым осуществлениям, чтобы получать точное значение расхода, требуется периодическая калибровка. Однако даже при некалиброванных расходах обеспечиваются точная качественная информация и информация о тенденции расхода, поскольку в настоящее время раскрытыми системами и способами предоставляется аналитическое решение для вычисления расхода электропогружного насоса, которое не зависит от регрессионных способов. Поскольку КПД (ηm) электродвигателя и коэффициент (PF) мощности электродвигателя являются постоянными в уравнениях, любая числовая погрешность, имеющаяся без калибровки, проявляется только сдвигом величины вычисляемого расхода. Даже когда алгоритмы не калибруют и поэтому вычисляемые значения расходов являются неточными в абсолютном выражении, вычислениями обеспечивается основа для воспроизведения расхода на диаграммах в зависимости от времени, что позволяет определять количественные тенденции, когда последовательность выполняемых действий имеет высокую повторяемость, и иметь разрешение, обеспечиваемое большей частью датчиков/инструментов, имеющихся в настоящее время в отрасли промышленности.

Таким образом, решение, обеспечиваемое системой и способом, раскрытыми в этой заявке, предназначенное для вычисления расхода, является более качественным по сравнению с решениями, обеспечиваемыми предшествующими логическими способами для расхода, поскольку в раскрытых в настоящее время системе и способе выполняется вычисление для получения фактического расхода на основании первых принципов, а не на основании эмпирических моделей или подгоняемых параметров.

Вернемся к блок-схеме последовательности действий из фиг. 2, где на этапе 101 принимают динамические данные и на этапе 102 принимают статические данные. На этапе 103 вычисляют отношение КПД к расходу, вводя динамические данные и статические данные в алгоритм согласно уравнению (6). Как установлено выше, уравнение (6) является обобщенным уравнением, которое можно использовать в применениях с фиксированной или переменной частотой вращения.

На этапе 104 получают безразмерный расход. Кратко коснемся графического изображения из фиг. 3, которое представляет собой график 200 примера зависимости КПД насоса от расхода. Насос каждого типа (на основании принимаемых статических данных) имеет кривую КПД, которая предоставляется производителем. Предоставляемую производителем кривую КПД делят на расход, чтобы получать функцию 202, показанную на графике 200. На этапе 104 получают безразмерный расход, принимая во внимание отношение вычисленного КПД к расходу из этапа 103 и находя соответствующий расход. На графике 200 отношение КПД к расходу отложено по оси Y, и безразмерный расход (Qn) отложен по оси Х. Поэтому на этапе 103 только в примере осуществления вычисленное отношение КПД к расходу может составлять 30. Соответствующее значение безразмерного расхода, определяемое на основании функции 202, составляет 1,4. Этим примером показан один способ, которым на этапе 104 можно получать безразмерный расход. Понятно, что этот же процесс можно выполнять математически, а обращение к фиг. 3 сделано для пояснения.

Снова обратимся к фиг. 2, где на этапе 105 вычисляют некалиброванный расход. Некалиброванный расход вычисляют, вводя получаемый безразмерный расход из этапа 104 в уравнение (3), установленное выше. Поскольку уравнение (3) было использовано для модификации уравнения (1), чтобы в уравнение (6) был включен безразмерный расход, модифицированное уравнение также является справедливым. Безразмерный расход вводится таким образом в уравнение (3), и уравнение (3) может быть решено относительно расхода через электропогружной насос.

Поскольку динамические данные, принимаемые на этапе 101, изменяются с течением времени, новые расходы вычисляют с течением времени в качестве обновлений для принимаемых динамических данных, при этом эти вновь вычисляемые расходы на этапе 106 могут быть представлены в виде диаграммы относительно времени. Эта диаграмма данных о некалиброванных расходах может давать ценную информацию относительно скважинных условий. Однако, как отмечалось выше, КПД (ηp) насоса и коэффициент (PF) мощности электродвигателя могут изменяться как по мере износа электропогружного насоса, так и при падении коэффициента нагрузки. Поэтому диаграмму некалиброванных расходов, получаемую на этапе 106, можно гарантированно использовать без калибровки для качественного анализа и отслеживания тенденций характеристик скважины. Должно быть понятно, что в некоторых осуществлениях и при некоторых условиях сама диаграмма некалиброванных расходов может быть точной и в осуществлении системы и способа диаграмма некалиброванных расходов может представлять точные вычисления расходов.

Чтобы гарантировать точное соответствие получаемого расхода точному мгновенному расходу электропогружного насоса, на этапе 107 следует выполнить калибровку уравнения. При калибровке на этапе 107 используют данные об измеряемых расходах, принимаемые на этапе 108. Данные об измеряемых расходах используют для калибровки уравнения относительно конкретного состояния электропогружного насоса и других скважинных условий, представленных в конкретном применении. Принимаемые на этапе 108 данные об измеряемых расходах получают на основании испытания продуктивной скважины, которое можно проводить при использовании испытательного сепаратора (или другого устройства, такого как многофазный измеритель), чтобы получать один или несколько интервалов испытания для непосредственного измерения расхода. Как отмечалось выше, испытание с использованием испытательного сепаратора проводят только на необходимых интервалах, обычно раз в месяц. Осуществлениями раскрытых системы и способа обеспечивается возможность увеличения временного интервала между испытаниями скважины, вследствие чего снижаются эксплуатационные расходы без какой-либо потери качества данных. Данные об измеряемых расходах из испытаний скважины используют на этапе 107 для калибровки уравнения с использованием соотношения между вычисляемым расходом (Qp), получаемым на этапе 105, и измеряемым расходом (Qs), принимаемым на этапе 108. В одном осуществлении вычисляемое соотношение применяют к уравнению (6), используемому на этапе 103. В варианте осуществления соотношение применяют непосредственно к каждому из вычисляемых некалиброванных расходов. В некоторых осуществлениях эту калибровку можно использовать для вычисления уточненных значений КПД (ηp) насоса. Таким образом, можно осуществлять мониторинг КПД насоса в качестве показателя состояния и износа насоса.

После калибровки уравнения на этапе 107 калиброванный расход через электропогружной насос можно вычислять для любых вновь принимаемых динамических данных. Так, на этапе 109 образуют диаграмму калиброванных расходов относительно времени. Как будет описано более подробно в этой заявке, эту диаграмму калиброванных расходов в динамике во времени можно использовать для оценивания скважины или характеристик заканчивания скважины.

На этапе 110 вычисляют неустановившийся расход скважины. Суммарный расход в скважине можно моделировать с помощью уравнения Qp=Qr+Qw. В этом уравнении Qr является расходом из коллектора в ствол скважины. Qw является расходом ствола скважины. В установившемся состоянии расход в стволе скважины считается равным нулю, и весь расход можно приписать расходу из коллектора. Однако в переходных состояниях (например, при прекращении/начале добычи) расход ствола скважины не равен нулю. Значение расхода ствола скважины или неустановившегося расхода вычисляют на этапе 110 во время переходного процесса.

Ниже представлены два уравнения, которые можно использовать для вычисления неустановившегося расхода. Каждое из этих уравнений можно использовать в вариантах осуществлений.

Q w = A × d h d t (7)

Q w = A × d ( P i / ρ ) d t (8)

В этих уравнениях А является площадью поперечного сечения между насосно-компрессорными трубами и внутренним диаметром обсадной колонны над насосом. Значение h является глубиной погружения электропогружного насоса, которая представляет собой высоту уровня флюида над электропогружным насосом на измеряемой глубине. Значение Pi является давлением на приеме насоса. Значение t является временем. Значение ρ является плотностью флюида. После решения одного из этих уравнений значение неустановившегося расхода становится известным.

В приведенном выше уравнении неустановившийся расход можно заменять, чтобы также вычислять расход Qr из коллектора. Расход из коллектора является полезным для анализа коллектора, особенно во время анализа нарастающих и спадающих переходных процессов.

На этапе 111 образуют в динамике во времени диаграмму неустановившихся расходов, вычисляемых на этапе 110. Как будет описано в этой заявке более подробно, эту диаграмму неустановившихся расходов в динамике во времени можно использовать для оценивания скважины или характеристик заканчивания скважины.

На фиг. 4-7 изображены графики данных испытания, которые облегчают рассмотрение различных примеров применений систем и способов, раскрытых в этой заявке. Возможны другие применения, при этом использование в этих примерах вычисленного расхода не должно ограничивать это раскрытие.

На фиг. 4 представлен график, на котором изображены вычисленные расходы электропогружного насоса. В частности, на фиг. 4 графически представлены три величины, включающие в себя температуру 300 электродвигателя, вычисленные расходы 302 электропогружного насоса и измеренные расходы электропогружного насоса (первые и последние точки данных которых обозначены позицией 304), полученные при измерениях с использованием испытательного сепаратора.

Первая полезная особенность системы и способов, раскрытых в этой заявке, представлена на фиг. 4 в виде графика 300 температуры электродвигателя, показывающего четко выраженное повышение температуры на 30° в течение года. Оно показано позицией 306.

Следует отметить, что когда температура 300 электродвигателя находится в установившемся состоянии, вычисленная диаграмма 302 расходов и измерения 304 расходов при испытании скважины почти идеально совпадают. Однако после выполнения в 308 ряда временных остановок скважины, показанных графиком 310 частоты, вычисленный расход и измеренный расход начинают расходиться. Многочисленные временные остановки 308 приводят к переходным режимам 314 давления и расходов в скважине. Переходные режимы не способствуют точным измерениям расходов с использованием испытательного сепаратора. Поэтому, когда температура электродвигателя начинает повышаться, измерениями расхода с использованием испытательного сепаратора не выявляется пониженный расход, связанный с этим изменением. Однако благодаря высокому разрешению и повторяемости вычисляемого расхода отображается каждое из переходных состояний 314, обусловленных временными остановками скважины, а также тенденция 312 к снижению расхода, которые совпадают с повышением температуры 306 электродвигателя. Оператор скважины, наблюдающий эти результаты, может диагностировать причину повышения температуры электродвигателя, обращая внимание на снижение расхода электропогружного насоса. Это снижение на приблизительно от 50 до 100 баррелей (от 7950 до 15900 л) в день в течение года не обнаруживается подобным образом по измеряемым расходам 304 при испытании скважины.

В показанном выше примере вследствие высокого разрешения, достигаемого при вычислении расходов электропогружного насоса, способы, раскрытые в этой заявке, являются применимыми в переходных, а также в установившихся условиях внутри скважины. Это позволяет применять единственный способ обработки данных ко всем данным без необходимости разделения периодов времени на переходные и установившиеся периоды времени. Эта возможность вычисления расхода во время переходных состояний позволяет использовать раскрытые системы и способы для мониторинга в реальном времени гидравлического режима скважины во время пусконаладочных работ и быстро диагностировать проблемы.

Кроме того, хотя для точности требуется калибровка, разрешение и повторяемость вычисляемых расходов обеспечиваются независимо от калибровки и являются очень высокими при использовании имеющихся в настоящее время в метрологии стандартных манометров электропогружного насоса и других электрических измерительных приборов. Это позволяет обнаруживать изменения расхода в пределах от 1 до 10 баррелей в сутки (от 159 до 1590 л/сутки). Эта особенность является особенно полезной в скважинах с низкими расходами, которые, как известно, трудно испытывать, особенно вследствие необходимости длительного испытания. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что разрешение изменяется математически при изменениях калибровки, поэтому, хотя полезный результат высокого разрешения и повторяемости вычисляемых расходов не зависит от калибровки, математически разрешение при вычислении изменяется.

На фиг. 5 представлен пример графика, показывающего моделирование давления в коллекторе. Моделирование давления в коллекторе производится с использованием модели суперпозиции, которая представляет собой математический способ, основанный на свойстве, заключающемся в том, что решения линейных уравнений в частных производных могут быть добавлены для получения еще одного решения. Тенденция 400 изменения давления в коллекторе свидетельствует о понижении давления в области питания скважины. Как можно видеть на фиг. 5 из остальной части графика, полученное моделированием давление 402 на приеме соответствует измеренному давлению 404 на приеме. Точность полученного моделированием давления на приеме достигается вследствие того, что на диаграмме вычисленных расходов отражены переходные состояния расхода (рассмотренные выше), которые вносят вклад в тенденцию снижения. Таким образом, на фиг. 5 показано, что точность, которая может быть получена во время математических моделирований на основе данных о вычисленном расходе, достигается с помощью раскрытых в настоящее время системы и способов.

На фиг. 6 представлен пример графика 500, показывающего измеренное давление 502, и расходы 506, и вычисленные расходы 504. В левой части графика 500 можно заметить, что во время установившегося состояния давления 502 на стороне приема между данными диаграммы 504 вычисленных расходов и данными об измеренных расходах 506 электропогружного насоса достигается хорошее соответствие. Однако когда давление в скважине возрастает на интервале 508 примерно на 100 фунт/дюйм2 (689,476 кПа), то несмотря на достижение высокой точности ±5% разрешение и повторяемость измеряемых расходов являются недостаточными для идентификации тенденции повышения расхода. Напротив, в вычисленном расходе 504 ясно имеется тенденция 510 на протяжении такого же периода времени, и тем самым обеспечивается основа для анализа и диагностики коллектора. Идентификация тенденций, аналогичных 510, возможна вследствие высокого разрешения и повторяемости данных о вычисленных расходах, достигаемых посредством раскрытых в настоящее время систем и способов. В примере осуществления, даже если диаграмма 504 вычисленных расходов не была надлежащим образом калибрована относительно измеренного расхода 506 электропогружного насоса, тенденция 510 повышения все же будет легко идентифицируемой на основании данных несмотря на то, что точность вычисляемых значений расходов может быть низкой.

На фиг. 7 представлен пример графика 600, показывающего измеренное давление 602 на приеме и расход 604 электропогружного насоса, а также диаграмму 606 вычисленных расходов и средний вычисленный расход 608. Особенности, отмечаемые на графике 600, заключаются в том, что когда диаграмму 606 вычисленных расходов усредняют фильтром скользящего среднего (образуя 608), имеется высокая степень свободы соответствия между измеренными расходами 604 электропогружного насоса и средним вычисленным расходом 608, особенно после калибровки алгоритма на протяжении ряда измерений 614 расходов. Следует заметить, что после калибровки алгоритма измерениями 614 расходов становится видимой высокая степень соответствия между средними вычисленными расходами 608 и измеренными расходами 604. Это является результатом того, что раскрытый в настоящее время способ является аналитической моделью, которая справедлива во все моменты времени, и является способом, в котором отражаются переходные режимы, обусловленные подачей сжимаемых флюидов, например, с высоким содержанием газа. Поэтому область достоверности распространяется за пределы периода калибровки при условии, что физические свойства электропогружного насоса в целом остаются теми же самыми.

Кроме того, в вычисленном расходе 606 видна широкая изменчивость 610, которая не видна ни в каких измеренных расходах 604 электропогружного насоса. Высокая степень изменчивости вблизи 500 баррелей в сутки (79500 л/сутки), обнаруживаемая на диаграмме 606 вычисленных расходов, отражает мгновенные пульсации в насосе, обусловленные присутствием газовой фракции (ГФ) в скважине. Таким образом, полезная особенность систем и способов, раскрытых в этой заявке, заключается в измерении пульсаций расхода, обусловленных высоким содержанием газовой фракции, которые не обнаруживаются стандартными способами измерения расхода электропогружного насоса.

Различные варианты и осуществления предполагаются находящимися в объеме нижеследующей формулы изобретения, детально показывающей и ясно устанавливающей требования к предмету изобретения.

1. Способ определения расхода через электропогружной насос (ЭПН), при этом способ содержит этапы, на которых:
подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства;
принимают процессором давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра;
принимают процессором напряжение и ток;
принимают процессором по меньшей мере одно статическое значение;
вычисляют процессором расход через электропогружной насос, в соответствии с чем:
вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей;
получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные;
вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и
образуют диаграмму вычисляемых расходов.

2. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере одно статическое значение является типом насоса и кривую коэффициента полезного действия насоса получают на основании принимаемого типа насоса;
в котором кривую коэффициента полезного действия насоса используют для получения безразмерного расхода.

3. Способ по п. 2, в котором наземное распределительное устройство представляет собой устройство управления частотой вращения, а уравнение равновесия мощностей является безразмерным.

4. Способ по п. 3, дополнительно содержащий:
измерение напряжения, тока и частоты от наземного распределительного устройства;
прием процессором напряжения, тока и частоты с наземного распределительного устройства.

5. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
моделирование суммарного расхода скважины;
вычисление неустановившегося расхода коллектора как функции площади поперечного сечения между насосно-компрессорными трубами и внутренним диаметром обсадной колонны над электропогружным насосом.

6. Способ по п. 1, в котором вычисляемый расход представляет собой некалиброванный расход; дополнительно содержащий:
прием процессором предыдущего измерения расхода электропогружного насоса;
вычисление калибровки или соотношения между некалиброванным расходом и принимаемым предыдущим измерением; и
применение калибровочного соотношения к некалиброванному расходу для получения калиброванного расхода.

7. Способ по п. 6, в котором предыдущее измерение расхода скважины получают с испытательного сепаратора или многофазного измерителя.

8. Способ по п. 6, дополнительно содержащий:
мониторинг калибровочного соотношения, при этом калибровочное соотношение связывают с коэффициентом полезного действия насоса; и
оценивание износа насоса на основании изменений калибровочного соотношения.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий построение имитационной модели коллектора на основании диаграммы вычисленных значений и способа суперпозиции.

10. Способ по п. 9, дополнительно содержащий вычисление давления в коллекторе на основании имитационной модели коллектора.

11. Система для мониторинга расхода жидкости в скважине, при этом система содержит:
электропогружной насос (ЭПН), расположенный в оборудовании для заканчивания скважины;
наземное распределительное устройство, электрически соединенное с электропогружным насосом, при этом наземное распределительное устройство предоставляет электроэнергию для приведения в действие электропогружного насоса;
манометр на стороне приема, соединенный с электропогружным насосом, при этом манометр на стороне приема измеряет давление на приеме ниже по стволу скважины относительно электропогружного насоса;
манометр на стороне выхода, соединенный с электропогружным насосом, при этом манометр на стороне выхода измеряет давление выхода выше по стволу скважины относительно электропогружного насоса;
вольтметр, соединенный с наземным распределительным устройством, при этом вольтметр измеряет напряжение электродвигателя;
амперметр, соединенный с наземным распределительным устройством, при этом амперметр измеряет ток электродвигателя;
датчик частоты, который измеряет частоту с наземного распределительного устройства; и
процессор, который выполняет считываемую компьютером программу, сохраняемую на считываемом компьютером носителе, которая при выполнении побуждает процессор принимать измеряемое давление на приеме, давление на выходе, напряжение, ток и частоту, и процессор вычисляет расход через электропогружной насос при вводе принимаемых значений в уравнение равновесия мощностей, основанное на электропогружном насосе.

12. Система по п. 11, в которой наземное распределительное устройство представляет собой устройство управления частотой вращения; и
считываемая компьютером программа дополнительно побуждает процессор вычислять отношение коэффициента полезного действия к расходу с использованием уравнения равновесия мощностей.

13. Система по п. 12, в которой считываемая компьютером программа дополнительно побуждает процессор получать безразмерный расход при вводе отношения коэффициента полезного действия к расходу в функцию, связывающую отношение коэффициента полезного действия к расходу с безразмерным расходом.

14. Система по п. 10, в которой считываемая компьютером программа дополнительно побуждает процессор принимать измеряемое значение расхода через электропогружной насос и калибровать расход через электропогружной насос, вычисляемый процессором, относительно принимаемого измеряемого значения.

15. Система по п. 10, в которой считываемая компьютером программа дополнительно побуждает процессор принимать статические входные данные для ввода статических входных данных в просмотровую таблицу, чтобы получать значение характеристики электропогружного насоса и чтобы вводить получаемое значение характеристики в уравнение равновесия мощностей.

16. Считываемый компьютером носитель, запрограммированный считываемой компьютером программой, которая при выполнении процессором побуждает процессор:
периодически принимать напряжение, ток и частоту;
периодически принимать давление на приеме и давление на выходе;
вычислять отношение коэффициента полезного действия к расходу при вводе принимаемых напряжения, тока, частоты, давления на приеме и давления на выходе в обезразмеренное уравнение равновесия мощностей;
получать безразмерный расход путем связывания отношения коэффициента полезного действия к расходу с принимаемой характеристикой насоса;
вычислять расход на основании безразмерного расхода;
повторять вычисление расхода при приеме напряжения, тока, частоты, давления на приеме или давления на выходе; и
образовать диаграмму всех вычисляемых значений, коррелированных с расходом.

17. Считываемый компьютером носитель по п. 16, в котором выполнение процессором дополнительно побуждает процессор управлять графическим дисплеем для представления графического изображения диаграммы вычисляемых значений;
в котором графическое изображение представляет качественный анализ тенденции расхода, относящегося к расходу через электропогружной насос (ЭПН).

18. Считываемый компьютером носитель по п. 16, в котором выполнение процессором дополнительно побуждает процессор:
принимать измеряемое значение расхода через электропогружной насос;
калибровать уравнение равновесия мощностей в соответствии с принимаемым измеряемым значением; и
вычислять калиброванный расход через электропогружной насос.

19. Считываемый компьютером носитель по п. 16, в котором выполнение процессором дополнительно побуждает процессор калибровать уравнение равновесия мощностей путем калибровки коэффициента полезного действия насоса в уравнении равновесия мощностей на основании принимаемого измеряемого значения расхода через электропогружной насос.

20. Считываемый компьютером носитель по п. 18, в котором выполнение процессором дополнительно побуждает процессор:
вычислять расход ствола скважины как функцию площади поперечного сечения над электропогружным насосом и глубины погружения насоса;
моделировать суммарный расход скважины; и
вычислять расход из коллектора при вводе расхода ствола скважины и калиброванного расхода в модель суммарного расхода скважины.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.
Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы установки погружного электроцентробежного насоса посредством повышения коэффициента полезного действия установки погружного электроцентробежного насоса. Поставленная задача решается применением струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ позволяет осуществлять снижение давления газа в затрубном пространстве скважин, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, позволяя повысить уровень пластовой жидкости над погружным электроцентробежным насосом, увеличить дебит скважины, избежать образования гидратных пробок в затрубном пространстве за счет снижения давления газа в затрубном пространстве. Кроме того, использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа позволяет повысить КПД установки погружного электроцентробежного насоса, уменьшить глубину подвески погружного электроцентробежного насоса за счет повышения уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и тем самым снизить расход колонны НКТ и увеличить межремонтный период работы погружных электроцентробежных насосов. 2 ил.

Группа изобретений относится к эксплуатации подземной скважины и, в частности, к вариантам системы регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину или из скважины в геологический пласт. Такое регулирование обеспечивает, например, минимизацию добычи воды и/или газа, максимизацию добычи нефти и/или газа с балансированием добычи между зонами. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет ее саморегулирования. Сущность изобретения по одному из вариантов: система переменной сопротивляемости потоку содержит первый проточный канал и первую сеть из одного или нескольких отводных каналов, пересекающих первый проточный канал. При этом обеспечена возможность отведения части текучей смеси из первого проточного канала к первой сети отводных каналов, варьирования ее в зависимости, по меньшей мере, от вязкости текучей смеси или от скорости текучей смеси в первом проточном канале. Первая сеть отводных каналов способна направлять текучую смесь к первому управляющему каналу переключателя путей потока, который способен выбирать один из множества путей потока, по которому после переключателя проходит преобладающая часть текучей среды, по меньшей мере, частично в зависимости от части текучей смеси, отводимой к первому управляющему каналу. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер. При этом впускное или впускные отверстия расположены во внутренней камере, регулирующий элемент выполнен с возможностью герметичного перемещения внутри разделительного элемента или в пространстве между боковой стенкой корпуса и разделительным элементом с возможностью герметичного перекрытия перепускного или перепускных отверстий. Технический результат заключается в повышении эффективности работы гидравлического регулятора. 9 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть применено для перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины. Способ включает спуск и подвеску центральной лифтовой колонны, установку верхней части фонтанной арматуры, переоборудование устьевой обвязки путем установки в ее составе управляющего комплекса контроля и управления работой скважины, проведение газодинамических исследований, пуск скважины в шлейф по двум лифтовым колоннам через управляющий комплекс контроля и управления работой скважины. В основную лифтовую колонну скважины на ее начало и конец герметично устанавливают соответственно верхний и нижний наконечники, к верхнему и нижнему наконечникам герметично присоединяют соответственно пробку и управляемый клапан, находящийся в закрытом состоянии. Затем центральную лифтовую колонну монтируют в спускоподъемное устройство, перекрывают коренную задвижку, на коренную задвижку устанавливают радиальный трубодержатель центральной лифтовой колонны, на который устанавливают надкоренную задвижку, к ней присоединяют превентор, на превентор устанавливают двухкамерный герметизатор, к верхнему торцу герметизатора присоединяют инжектор, а в непосредственной близости от скважины устанавливают спускоподъемное устройство. После этого пропускают центральную лифтовую колонну концом через инжектор, с помощью которого в дальнейшем осуществляют перемещение центральной лифтовой колонны, которую пропускают через двухкамерный герметизатор, подают давление в его закрывающие гидравлические полости, тем самым сжимают уплотнительные манжеты верхней и нижней камеры двухкамерного герметизатора и герметизируют центральную лифтовую колонну. Затем ее опускают до уровня коренной задвижки, открывают коренную задвижку, производят спуск центральной лифтовой колонны до положения, когда верхний наконечник с пробкой окажется на уровне верхнего торца инжектора, присоединяют к пробке технологическую штангу, подают давление в открывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительную манжету верхней камеры двухкамерного герметизатора, опускают центральную лифтовую колонну до того положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты верхней камеры двухкамерного герметизатора. Подают давление в закрывающую гидравлическую полость верхней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу. Подают давление в открывающую гидравлическую полость нижней камеры двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительную манжету нижней камеры двухкамерного герметизатора, после чего центральную лифтовую колонну опускают до положения, когда пробка окажется ниже уплотнительной манжеты нижней камеры двухкамерного герметизатора, после этого подают давление в закрывающую гидравлическую полость нижней камеры двухкамерного герметизатора, тем самым герметизируют технологическую штангу, затем пропускают центральную лифтовую колонну через превентор и надкоренную задвижку до совпадения посадочной поверхности верхнего наконечника и посадочной поверхности радиального трубодержателя центральной лифтовой колонны, фиксируют верхний наконечник центральной лифтовой колонны в радиальном трубодержателе центральной лифтовой колонны с помощью радиальных крепежных элементов, затем извлекают из верхнего наконечника пробку при помощи технологической штанги, поднимают пробку с технологической штангой выше уровня надкоренной задвижки, закрывают надкоренную задвижку, подают давление в открывающие гидравлические полости двухкамерного герметизатора, в результате чего разжимают уплотнительные манжеты верхней и нижней камер двухкамерного герметизатора. После этого извлекают наружу технологическую штангу с пробкой, демонтируют противовыбросное оборудование, демонтируют комплект спускоподъемного оборудования, на надкоренную задвижку монтируют верхнюю часть фонтанной арматуры, открывают надкоренную задвижку, оказывают внешнее воздействие на управляемый клапан, переводя его в открытое состояние, в результате чего соединяют объемы основной и центральной лифтовых колонн. Также заявлено устройство для осуществления способа. Технический результат заключается в снижении трудоемкости, стоимости и времени работ. 2 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, при этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. Устройство снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан. Стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх