Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления. Способ включает построение по характеристикам используемого насоса напорно-расходной и энергетической характеристик, учет мощности, потребляемой насосом, и фактических значений плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактических частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса. Построение энергетических характеристик используемого насоса осуществляют на основе фактических данных, полученных для разных значений частот и вязкостей, с последующим формированием непрерывного пространства характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений. Подачу насоса определяют по величине мощности, потребляемой насосом, фактической частоты вращения ротора насоса и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси. Мощность, потребляемую насосом, определяют как разницу между мощностью всей насосной установки и се потерями на дополнительных узлах, рассчитанными по энергетическим замерам, а вычисление дебита скважины производят по величине подачи насоса с учетом разгазирования нефти. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления.

Известен способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом, включающий измерение потребляемой мощности электродвигателя привода насоса и устьевого давления и определение производительности насоса, предусматривающий измерение рабочего тока электродвигателя и давления на приеме насоса при работе на номинальном режиме с построением графика зависимости энергетического коэффициента от производительности насоса, по которому определяют дебит скважины [а.с. СССР №1820668, опубл. 20.09.95]. Недостатками указанного способа являются техническая сложность, связанная с измерением мощности потребляемой электродвигателем, поскольку он расположен на большой глубине от устья скважины, а также невысокая точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что используются паспортные характеристики насоса, снятые на воде.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является принятый за прототип способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий построение по паспортным характеристикам используемого насоса паспортной напорно-расходной и энергетической характеристики при номинальной частоте, учет фактических параметров откачиваемого пластового флюида (плотности, вязкости) и насосной установки (фактической частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса), пересчет и перестроение каталожной (паспортной) рабочей напорно-расходной и энергетической характеристик скважинного насоса, определение подачи насоса (дебита скважины) по уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса [RU №2575785, E21B 47/10, опубл. 20.03.2015].

Недостатком указанного способа является недостаточная точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что пересчет на реальную жидкость осуществляется на основе характеристик насоса, снятых на воде, подобные алгоритмы пересчета имеют погрешность больше, чем требуется для осуществления надлежащего контроля добычи нефти. Кроме того, измерения таких электрических параметров насосной установки, как ток, напряжение и коэффициент загрузки, не позволяют с высокой точностью вычислить потребляемую мощность, т.к. в случае реактивной нагрузки, которая представлена двигателем, возникает ненулевая разность фаз между током и напряжением. Также в указанном способе введено допущение, что подача насоса соответствует дебиту скважины, но вследствие различных причин, например, разгазирования, данные величины могут отличаться.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение точности определения дебита.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения дебита скважин, оборудованных насосными установками со станцией управления, включающем построение по характеристикам используемого насоса напорно-расходной и энергетической характеристик, учет мощности, потребляемой насосом, фактических значений плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактических частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса, согласно изобретению построение энергетических характеристик используемого насоса осуществляют на основе фактических данных, полученных для разных значениях частот и вязкости с последующим формированием непрерывного пространства характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений и для определения дебита скважины по величине мощности, потребляемой насосом, фактической частоты вращения ротора насоса и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, при этом мощность, потребляемую насосом, определяют как разницу между мощностью всей насосной установки и ее потерями на дополнительных узлах, рассчитанными по энергетическим замерам.

При этом расчет дебита скважины проводят с учетом обводненности и объемного коэффициента нефти, характеризующего процесс ее разгазирования.

Кроме того, мощность, потребляемую всей установкой, определяют с помощью счетчика электроэнергии, установленного на станции управления.

Для определения промежуточных характеристик работы насоса используют нейронные сети, в которых входными данными служат значения вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, текущей частоты вращения ротора насоса и текущего значения мощности, потребляемой насосом.

Замена пересчета паспортных характеристик фактическими характеристиками насоса, снятыми на стенде, использующим модельную жидкость с вариацией характеристик этой жидкости и с получением семейства характеристик для последующей интерполяции результатов с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений между совокупностью экспериментальных точек, снятых на стенде, позволяет повысить точность определения подачи насоса.

Учет процесса разгазирования нефти, вследствие которого скорость потока газожидкостной смеси через насос отличается от скорости потока на поверхности, способствует более точному определению дебита нефтяных скважин с высоким содержанием растворенного газа.

Для пояснения сущности способа приведены иллюстрационные материалы, где на фиг. 1 показан график зависимости вязкости масла ТМ-05 от температуры; на фиг. 2 - структура нейрона.

Способ реализуется в следующей последовательности.

1. Насос в составе установки УЭЦН, предназначенной для спуска в скважину с функцией определения дебита, предварительно испытывают на стендовом комплексе «СТ-20. Стенд для испытания насосов на высоковязких жидкостях» для построения семейства энергетический характеристик (зависимости мощности, потребляемой насосом, от подачи насоса). В качестве модельной жидкости, имитирующей вязкую нефть, используют масло ТМ-5, которое имеет вязкость 400 сСт при температуре 20°C. Для моделирования различных значений вязкости изменяют температуру перекачиваемого через насос масла и поддерживают ее постоянной с точностью ±0.5°C за счет системы термостатирования, входящей в стендовый комплекс. Моделируются следующие значения вязкости, в сСт: 400, 300, 200, 100, 60, 40, 30, 20, 1. Для получения требуемого значения вязкости vi по графику зависимости вязкости масла от температуры (фиг. 1) определяют температуру Ti (i - текущий индекс, в данном случае для температуры и вязкости), соответствующую требуемому значению вязкости vi, и данное значение температуры задают системе термостатирования. После того, как температура достигла выбранного значения в диапазоне Ti±0.5°C, устанавливают скорость вращения вала насоса 2400 об/мин и запускают насос. Испытания проводят для следующих значений скорости вращения вала ni насоса, об/мин: 2400, 2700, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500, 6000.

Для всех комбинаций vi, ni строят энергетическую характеристику. Для этого фиксируют значение давления на приеме насоса с помощью обратного клапана и регулируют давление на выкиде насоса с помощью задвижки. Давление, развиваемое насосом, вычисляют как разность между значениями давления на выкиде насоса и на приеме насоса. Сначала измеряют давления, создаваемые насосом при полностью открытой задвижке и при полностью закрытой задвижке. В результате получают минимальное и максимальное давление, развиваемое насосом при данной частоте и вязкости. Разницу между максимальным и минимальным значениями давления разбивают на 10 частей и получают шаг. После чего с полученным шагом проводят серию испытаний, начиная от минимального значения давления до его максимального значения, фиксируя подачу насоса с помощью расходомера, а мощность, потребляемую насосом, с помощью измерителя крутящего момента, входящего в стендовый комплекс, для каждого шага.

В результате проведенных испытаний получают совокупность точек vi, ni, Ni, Qi, где vi - текущая вязкость, ni - текущая скорость вращения вала насоса, Ni - текущее значение мощности, потребляемой насосом, Qi - текущая подача насоса. Данная совокупность точек определяет пространство возможной работы насоса при испытанных параметрах, в котором гарантируется высокая точность определения дебита скважины.

2. Для того чтобы внутри этого пространства определять промежуточные значения (между снятыми точками), необходимо провести аппроксимацию. Для проведения аппроксимации используют технологию искусственного интеллекта, в частности нейронные сети, с применением прикладного программного обеспечения MATLAB фирмы MathWorks, инструмент Neural Network Toolbox. Общая структура нейрона приведена на фиг. 2.

Данные подготавливаются следующим образом. В качестве входных данных нейросети выбираются значения вязкости (vi), текущей скорости вращения насоса (ni), текущего значения мощности, потребляемой насосом (Ni). В качестве выходных данных подача насоса (Qi). После чего средствами инструмента Neural Network Toolbox проводится обучение сети. В результате формируется объект нейросети, на выходе которого можно получить значение подачи насоса при произвольных значениях вязкости, скорости вращения и мощности, потребляемой насосом внутри их диапазонов. Данная нейросеть в виде программного кода внедряется в программное обеспечение станции управления (СУ).

3. Для вычисления мощности, потребляемой насосом при работе на скважине в составе УЭЦН, определяются потери мощности во всех узлах установки по следующим формулам.

Потери (ΔNF) в выходном фильтре СУ:

где I1 - ток первичной обмотки трансформатора;

ƒ - частота тока;

LF - индуктивность фильтра;

RF - сопротивление фильтра, Ом.

Потери (ΔNtr) в трансформаторе:

где NXX - потери холостого хода трансформатора;

NK3 - потери короткого замыкания трансформатора;

U1 - текущее напряжение первичной обмотки;

U1H - номинальное напряжение первичной обмотки;

β1 - коэффициент загрузки по току.

Потери (ΔNcab) в кабельной линии

где ncab - число жил в кабеле;

U1H - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;

U2H - напряжение отпайки трансформатора;

ρCU - удельное сопротивление меди при температуре Т0=20°C (составляет 0,0175 Ом⋅мм2/м);

Lcab - длина кабеля, м;

Scab - площадь сечения жилы кабельной линии, мм;

αT - температурный коэффициент сопротивления меди, равный 0,004 1/°C;

Tпл - температура пласта, °С;

ТЗ - температура поверхностного слоя Земли, °C.

Потери в двигателе, в гидрозащите и в устройствах для борьбы с газом определяются по справочным значениям, которые считываются из интерфейса СУ.

Предварительно определяют мощность (N), потребляемую всей установкой с помощью счетчика электроэнергии, при его отсутствии мощность можно вычислить по формуле, учитывающей разность фаз между током и напряжением:

где U - линейное напряжение на выходе СУ;

I - фазный (линейный) ток на выходе СУ;

cos ϕ - косинус на выходе СУ.

Суммируют потери мощности во всех узлах установки

где ΔNF - потери выходного фильтра СУ, ΔNtr - потери в трансформаторе, ΔNcab - потери в кабельной линии, ΔNM - потери в двигателе, ΔNSeal - потери в гидрозащите, ΔNPU - потери в предвключенных устройствах.

Мощность, потребляемая насосом, определяется по формуле

Вывод данных формул подробно описан в статье И.В. Золотарев, С.Н. Пещеренко, Е.В. Пошвин. Прогнозирование энергоэффективности УЭЦН // Бурение и нефть. 2013, №9, с. 62-65.

4. Определение подачи насоса. Для этого мощность, потребляемую насосом, вычисленную по формуле (6), скорость вращения вала насоса, измеренную в станции управления, и вязкость добываемой нефти подставляют в качестве входных параметров объекта нейросети. Вязкость добываемой нефти является справочной величиной и ее значение известно технологам нефтяных компаний. В результате проделанных операций на выходе объекта нейросети получают значение подачи насоса QPump.

5. Определение дебита скважины с учетом процесса разгазирования. Для этого первоначально определяют долю воды, проходящей через насос

и долю проходящей через насос нефти с растворенным газом

Рассчитывают долю нефти без газа на поверхности

Определяют дебит на поверхности

где W - обводненность, В - объемный коэффициент нефти. Эти параметры являются справочными величинами и их значения известны технологам нефтяных компаний.

Таким образом, использование характеристик насоса, полученных с максимальным приближением к реальным условиям за счет применения модельных жидкостей с предложенной технологией искусственного интеллекта, фактический учет мощности потребляемой насосом и учет разгазирования нефти позволяют существенно повысить точность определения дебита скважины.

1. Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками со станцией управления, включающий построение по характеристикам используемого насоса напорно-расходной и энергетической характеристик, учет мощности, потребляемой насосом, и фактических значений плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактических частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса, отличающийся тем, что построение энергетических характеристик используемого насоса осуществляют на основе фактических данных, полученных для разных значений частот и вязкостей, с последующим формированием непрерывного пространства характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений и для определения подачи насоса по величине мощности, потребляемой насосом, фактической частоты вращения ротора насоса и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, при этом мощность, потребляемую насосом, определяют как разницу между мощностью всей насосной установки и ее потерями на дополнительных узлах, рассчитанными по энергетическим замерам, а вычисление дебита скважины производят по величине подачи насоса с учетом разгазирования нефти.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что мощность, потребляемую всей установкой, определяют с помощью счетчика электроэнергии, установленного на станции управления и учитывающего сдвиг фаз между током и напряжением.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве технологии искусственного интеллекта используют нейронные сети, в которых входными данными служат значения вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, текущей частоты вращения ротора насоса и текущего значения мощности, потребляемой насосом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей. Способ включает размещение скважинного средства геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение дебита каждой скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии добычи нефтепродуктов погружными насосными установками в условиях возникновения высоковязких эмульсий вода-нефть.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в устройствах для перекрытия ствола скважины при производстве ремонтных работ. Клапан состоит из корпуса, золотника с обратным клапаном, уплотнительного элемента тороидальной формы, механизма фиксации золотника.

Группа изобретений относится к нефтедобывающему оборудованию и, в частности, к управлению скважинами для добычи пластовой жидкости. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Группа изобретений касается системы нескольких электрических пар проводов для симметричного питания потребителя. Cистема нескольких электрических пар проводов для симметричного питания петли провода с емкостной компенсацией для индуктивного нагревания и покрывающей их экранной трубы, при этом прямые и обратные провода пар проводов расположены, соответственно чередуясь, будучи конциклически и равномерно распределены по периметру круга внутри экранной трубы, покрывающей эти несколько пар проводов.

Предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию.

Изобретение касается лопастного насоса с по меньшей мере одной насосной ступенью (14). Эта насосная ступень (14) имеет установленное без возможности поворота на валу (26) насоса рабочее колесо (18).

Группа изобретений относится к вариантам вентиляционного короба для выпуска газов, присутствующих на силовом кабеле, используемом для подачи электроэнергии к электрической погружной насосной установке.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно водогазонефтяных эмульсий. Технический результат - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции.
Изобретение относится к нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления. Способ включает построение фактических напорно-расходных характеристик используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактической частоты вращения ротора насоса, вычисление фактического напора и определение подачи насоса, равной дебиту скважины по напорно-расходной характеристике. Фактические напорно-расходные характеристики получают путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости для дискретного набора частот вращения ротора и интерполяции на промежуточные значения этих характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта. Интерполяцию осуществляют в пространстве безразмерных переменных Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), где Q - подача, n - частота вращения вала, v - вязкость, H - напор, D - диаметр рабочего колеса, g - ускорение свободного падения. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления. Способ включает построение по характеристикам используемого насоса напорно-расходной и энергетической характеристик, учет мощности, потребляемой насосом, и фактических значений плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактических частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса. Построение энергетических характеристик используемого насоса осуществляют на основе фактических данных, полученных для разных значений частот и вязкостей, с последующим формированием непрерывного пространства характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений. Подачу насоса определяют по величине мощности, потребляемой насосом, фактической частоты вращения ротора насоса и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси. Мощность, потребляемую насосом, определяют как разницу между мощностью всей насосной установки и се потерями на дополнительных узлах, рассчитанными по энергетическим замерам, а вычисление дебита скважины производят по величине подачи насоса с учетом разгазирования нефти. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх