Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками

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 нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления.

Известен способ определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в котором дебит скважины считается равным подаче насоса, при этом подача насоса определяется по дифференциальному перепаду давления на штуцере, установленном на выкидной линии, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера [Ивановский В.Н. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти. РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000].

Недостатком указанного способа являются постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (обусловленные изменением обводненности и содержания газа в нефти). Кроме того, замеры происходят на поверхности, что способствует накоплению ошибки из-за отличия скважинных условий от поверхностных.

Известен также способ определения дебита скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, включающий измерение потребляемой мощности электродвигателя привода насоса, давления на приеме насоса, потерь мощности в кабеле и построение энергетической характеристики для разной производительности насоса, по которой определяют дебит скважины [SU 1820668, опубл. 20.09.1995].

Недостатком такого способа является невысокая точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что по мощности определяют количество жидкости на приеме насоса (забое скважины), которое отличается от количества жидкости на устье скважины - дебита скважины из-за сжимаемости жидкостной смеси, состоящей из нефти, воды и газа, и большой разницы давлений и температуры на приеме насоса и устье скважины, кроме того, при незначительном влиянии подачи насоса на его мощность одному и тому же значению мощности могут соответствовать разные значения подачи.

Наиболее близким техническим решением, принятым авторами за прототип, является способ определения дебита скважин, в котором дебит скважины считают равным подаче насоса и рассчитывают путем снятия характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определения плотности жидкостной смеси, определения фактического напора насоса, построения расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построения расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определения подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению [Патент RU 2581180 С1, опубл. 20.04.2016].

Недостатком указанного способа является низкая точность определения дебита, связанная с постоянным пересчетом параметров с характеристик насоса, полученных на воде, на реальную жидкость, что дает лишь приближенную модель реальных скважинных условий; использованием большого количества параметров для расчета, которые могут быть известны не на каждой скважине и также имеют свою погрешность измерения, которая суммарно отражается на точности результата работы алгоритма. Кроме того, пересчет характеристики насоса с паспортной на реальную происходит в несколько этапов, что чревато появлением и накапливанием бесконтрольной ошибки на каждом из них.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками с помощью методики, предполагающей минимальный набор входных данных, известных на подавляющем большинстве скважин.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающем построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактической частоты вращения ротора насоса, вычисление фактического напора и определение дебита по расчетной напорно-расходной характеристике, согласно изобретению для повышения точности определения подачи насоса используют его фактические напорно-расходные характеристики, полученные путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости для дискретного набора частот вращения ротора и интерполяции на промежуточные значения параметров с помощью технологий искусственного интеллекта, причем интерполяцию осуществляют в трехмерном пространстве безразмерных переменных Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), где Q - подача, n - частота вращения вала, v - вязкость, Н - напор, D - диаметр рабочего колеса, g - ускорение свободного падения.

Предлагаемый способ состоит из следующих этапов.

На подготовительном этапе выполняют измерения напорно-расходных характеристик насоса на ряде модельных жидкостей различной вязкости. Вязкости выбирают таким образом, чтобы перекрыть диапазон вязкостей скважинных жидкостей, например от 1 до 1000 сСт. Для выбранной рабочей жидкости вязкость регулируют температурой с постепенным изменением ее с заданным шагом. На каждом значении вязкости производится варьирование частот вращения ротора (например, в диапазоне частот вращения от 2000 до 6000 об/мин с шагом 1000 об/мин), создавая тем самым базу фактических характеристик конкретной ступени насоса в заданных диапазонах изменения значимых параметров. Для исчерпывающего описания дискретный набор характеристик следует объединить в единую функцию, т.е. построить аппроксимирующую гиперповерхность в пространстве пяти переменных (Н, Q, v, n, D). Такая задача является сложной, упрощение ее достигается переходом к безразмерным комбинациям, позволяющим уменьшить число аргументов искомой функции и тем самым облегчить и уточнить ее нахождение, вычисление, определение из опыта. Из имеющихся переменных составляют следующие безразмерные комбинации: Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), первая из них является аналогом безразмерной подачи, вторая - безразмерной вязкости, третья - безразмерного напора.

Далее, для получения промежуточных значений между совокупностью снятых на стенде экспериментальных точек используют технологию обучаемой нейросети. Для этого перестраивают измеренные напорно-расходные характеристики в 3-х мерном пространстве безразмерных напора, подачи, вязкости и используют их для обучения трехслойной нейросети, состоящей из входного, скрытого и выходного слоев. На входном слое нейросети задаются безразмерные нормированные напор и вязкость, на выходном - безразмерная подача. В результате обучения получают численные значения весовых коэффициентов, определяющих универсальную зависимость выходного параметра (безразмерной подачи) от входных параметров (безразмерных напора, вязкости). Дальнейшее варьирование входных параметров с любым сколь угодно мелким шагом и вычисление соответствующего выходного параметра позволяет получить непрерывную гладкую зависимость в пространстве безразмерных характеристик. Таким образом, разрозненные напорно-расходные характеристики конкретного насоса, измеренные для различных вязкостей перекачиваемой жидкости на разных частотах вращения вала становится возможным объединить в универсальную зависимость безразмерной подачи от безразмерного напора и безразмерной вязкости.

На втором этапе формируют базу данных насосов, задавая фактические напорно-расходные характеристики с помощью весовых коэффициентов по каждому из насосов. Далее база данных и программный код, вычисляющий подачу по известным напору, вязкости, частоте вращения вала, внедряются в программное обеспечение станции управления с функцией определения подачи. Для определения напора используют один из двух методов. При наличии датчиков давления на приеме и выкиде насоса осуществляют прямой замер напора. При отсутствии датчика давления на выкиде насоса замеряют буферное давление, используют существующие методики для расчета перепада давления в трубе НКТ по известным характеристикам скважинной жидкости (давление насыщения, объемный коэффициент нефти, обводненность жидкости, плотность нефти и др.) и вычисляют полный напор насоса как разницу между буферным давлением и потерями давления в трубе НКТ.

На последнем этапе при эксплуатации насосной установки, оборудованной станцией управления с функцией определения подачи, задают/считывают исходные данные (фактический напор, вязкость, частота вращения вала, габарит насоса), запускают в автоматическом режиме алгоритм определения подачи для заданного насоса и получают рассчитанное с минимальной погрешностью значение фактической подачи, выводимое на экран станции управления.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактической частоты вращения ротора насоса, вычисление фактического напора и определение дебита по расчетной напорно-расходной характеристике, отличающийся тем, что используют фактические напорно-расходные характеристики, полученные 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, причем интерполяцию осуществляют в пространстве безразмерных переменных Q/(n D3), v/(n D2), gH/(n2 D2), где Q - подача, n - частота вращения вала, v - вязкость, Н - напор, D - диаметр рабочего колеса, g - ускорение свободного падения.



 

Похожие патенты:

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.

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

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 оборудованию для добычи нефти, а именно к скважинным фильтрам, защищающим погружной насос от механических примесей. Устройство содержит несущий элемент, наружный и внутренний щелевые фильтроэлементы, обращенные опорными стержнями навстречу друг к другу, а навитыми профилями направленными в противоположные стороны с образованием продольных каналов, верхний переводник с отводящими отверстиями, соединенными с продольными каналами, и нижний фланец. Несущим элементом служит вал. В нижнем фланце выполнены отверстия, сообщающие внутренний щелевой фильтроэлемент со скважиной, а продольные каналы - с присоединенным к фланцу шламосборником. В верхнем переводнике размещен предохранительный клапан. Уменьшается металлоемкость скважинного фильтра без снижения несущей способности, увеличивается его пропускная способность при сохранении габаритов, а также повышается эксплуатационная надежность и технологичность изготовления. 2 ил.

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, v, gH, 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.

Наверх