СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ Российский патент 1994 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к способам контроля и диагностирования работы скважин, оборудованных насосными установками с гидроприводом, и может быть использовано при эксплуатации скважин в нефтегазодобывающих отраслях промышленности.

Известен способ обнаружения нарушений режима работы скважин, основанный на контроле изменений перепада давления между штуцерами, установленными на устье скважины и шлейфе перед системой сбора. Указанный способ не позволяет контролировать нарушения в работе глубинного насосного оборудования.

Известен способ диагностирования [1] насосов по величине напора и мощности, однако он позволяет диагностировать только механический износ уплотнений насоса.

Наиболее близким техническим решением является способ контроля работы скважины, оборудованной насосом, включающий замер дебита и давления в линии отбора скважины [2] . Способ позволяет контролировать изменение динамического уровня жидкости в скважине, но не позволяет контролировать другие виды нарушений режимов работы скважины, такие как изменение газосодержания добываемого продукта, изменение зазора между цилиндрами плунжерной группы скважинного насоса.

Целью изобретения является расширение функциональных возможностей способа контроля работы скважины, оборудованной глубинным насосом.

Цель достигается тем, что в известном способе контроля работы скважины, оборудованной глубинным насосом, включающем измерение давления в линии отбора скважины, дополнительно измеряют давление в линии нагнетания скважины, определяют разность давлений в линиях нагнетания и отбора, находят зависимость указанной разности давлений от времени, определяют по ней моменты начала и конца циклов подачи рабочей жидкости в линии нагнетания и отбора, ходов плунжерной группы скважинного насоса вверх и вниз и значения давления и времени, соответствующие указанным моментам времени, затем определяют отношения: Х1, Х2 - интервалов времени и приращений давления, соответственно, от начала до конца движения плунжерной группы вверх и от начала до конца движения плунжерной группы вниз, после чего находят значение критерия исправности А_i для (i = 0, . . . , n) различных типов нарушения работы скважин по формуле:
A_i=

_ , где X1_зо, Х2_зо, Х3_зо, Х4_зо - значения, соответствующие нормальному режиму, которые могут быть определены в начале эксплуатации скважины; Х1_зi, Х2_зi, Х3_зi, Х4_зi - типовые заданные значения для i-го типа нарушения работы скважины, и фиксируют минимальное значение критерия исправности, по которому определяют тип нарушения.

Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что дополнительно измеряют давление в линии нагнетания насосной установки, определяют разность давлений в линиях нагнетания и отбора, зависимость указанной разности давлений от времени, определяют по ней моменты начала и конца циклов подачи рабочей жидкости в линии нагнетания и отбора, ходов плунжерной группы скважинного насоса вверх и вниз и значения давления и времени, соответствующие указанным моментам времени, определяют отношения Х1, Х2 - интервалов времени и приращений давления от начала цикла подачи рабочей жидкости в линию нагнетания до начала плунжерной группы вверх и от начала цикла подачи рабочей жидкости в линию отбора до начала хода плунжерной группы вниз, и отношения Х3, Х4 - интервалов времени и приращений давления от начала до конца движения плунжерной группы вверх и вниз; по указанным параметрам находят значение критерия исправности, фиксируют его минимальное значение и по нему определяют вид исправности. Таким образом, заявляемое решение соответствует критерию "Новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое техническое решение от прототипа, не были выявлены и потому они обеспечивают заявленному техническому решению соответствие критерию "Существенные отличия".

На фиг. 1 представлена скважинная гидроштанговая насосная установка (схема управления не показана); на фиг. 2 - временные диаграммы изменения давления в линиях отбора Р_о и нагнетания Р_н; на фиг. 3 - график временной зависимости разности давлений в линиях отбора и нагнетания (кривая 1) и кусочно-линейная зависимость (кривая 2), соединяющая точки, соответствующие моментам начал и конца циклов подачи рабочей жидкости в линии отбора и нагнетания, ходов плунжерной группы скважинного насоса вверх и вниз; на фиг. 4 - графическая интерпретация определения критерия исправности А_i для трех типов нарушения работы скважины, оборудованной глубинным насосом.

Предлагаемый способ контроля работы скважины, оборудованной глубинным насосом, реализован на гидроштанговой насосной установке. Установка (фиг. 1) содержит распределитель 1 потоков в линиях отбора 2 и нагнетания 3 с установленными в них датчиками 4 и 5 давления с соответствующими выходами (не обозначены). Распределитель 1 потоков связывает гидродвигатель 6 скважинного насоса 7 с силовым насосом 8 постоянной подачи и баком 9 с рабочей жидкостью. В линиях отбора 2 и нагнетания 3 перед датчиками 4 и 5 давления установлены разделители 10.

При работе гидроштанговой насосной установки на выходах датчиков 4 и 5 давления формируются электрические сигналы с амплитудами, пропорциональными изменению давления (фиг. 2) в линиях отбора и нагнетания. Из сигнала с выхода датчика 5 вычитают сигнал с выхода датчика 4 и формируют сигнал зависимости разности давлений (фиг. 3) от времени. По форме этого сигнала осуществляют контроль и диагностирование работы скважины.

На каждом цикле подачи рабочей жидкости в линию нагнетания или линию отбора выделяют три фазы: 1) начало подачи рабочей жидкости силовым насосом и сжатие столба жидкости в скважине до начала движения плунжерной группы скважинного насоса; 2) движение плунжерной группы скважинного насоса от одного предельного положения до другого предельного положения; 3) сжатие столба жидкости после остановки плунжерной группы скважинного насоса в предельном положении. Определяют моменты начала и конца циклов подачи рабочей жидкости в линии отбора 2 и нагнетания 3 по моменту изменения знака разностного сигнала давления. По изменению знака разностного сигнала от минуса к плюсу определяют момент начала цикла подачи рабочей жидкости в линию 3 нагнетания и окончания подачи в линию 2 отбора. По изменению знака разностного сигнала давления от плюса к минусу определяют момент начала цикла подачи рабочей жидкости в линию 2 отбора и окончание подачи в линию 3 нагнетания.

Определяют моменты начала и конца движения плунжерной группы скважинного насоса путем кусочно-линейной аппроксимации тремя участками сигнала разностного давления (по отдельности) на циклах подачи рабочей жидкости в линии отбора и нагнетания (фиг. 3). Узлы кусочно-линейной функции соответствуют моментам начала и конца движения плунжерной группы скважинного насоса вверх для положительной части кусочно-линейной функции и вниз для ее отрицательной части.

Находят значения давления и времени (Р1, Т1) (Р4, Т4), соответствующие моментам начала подачи рабочей жидкости в линии нагнетания 3 и отбора 2 (Р2, Т2) (Р5, Т5), соответствующие началам движения плунжерной группы вверх и вниз: (Р3, Т3), (Р6, Т6) - соответствующие окончаниям движения плунжерной группы вверх и вниз.

Находят приращения давлений:
ΔР1 = Р2 - Р1 за интервал времени ΔТ1 = Т2 - Т1;
ΔР2 = Р3 - Р2 за интервал времени ΔТ2 = Т3 - Т2;
ΔР3 = Р5 - Р4 за интервал времени ΔТ3 = Т5 - Т4;
ΔР4 = Р6 - Р5 за интервал времени ΔТ4 = Т6 - Т5.

Определяют отношения соответственных приращений давлений и отношений соответственных интервалов времени для циклов подачи рабочей жидкости в линии нагнетания и отбора;
X1 = ; X2 = ; X3 = ; X4 = , которые используют в качестве параметров диагностирования.

Сформированные параметры диагностирования инвариантны к масштабу графиков давления. Из параметров диагностирования формируют признаки Y и Z по формулам:
Y = (Х1 - Х1_зо)(Х2 - Х2_зо), Z = (Х1 - Х1_зо)(Х2 - Х2_зо)(Х3 - Х3_зо)(Х4 - Х4_зо), где Х1_зо, Х2_зо, Х3_зо, Х4_зо - значения параметров Х1, Х2, Х3, Х4 исправно работающей скважины, которые могут быть получены в начале ее эксплуатации.

Состояние скважины можно представить графически в виде положения точки в пространстве с координатами (Y, Z).

На фиг. 4 представлена графическая интерпретация четырех состояний скважины, оборудованной глубинным насосом. Точка с координатами (Y0, Z0) соответствует исправному состоянию скважины, которое зарегистрировано в начале эксплуатации, точка с координатами (Y1, Z1) соответствует изменению динамического уровня жидкости в скважине на 500 М, точка с координатами (Y2, Z2) соответствует появлению свободного газа в линии отбора скважины, точка с координатами (Y3, Z3) соответствует изменению зазора между цилиндрами плунжерной пары скважинного насоса на 70 мкм. Значения координат указанных точек получают по экспериментальным данным в ходе натурального или математического моделирования нарушений режима работы скважины. Вид нарушения работы скважины определяют по значению критерия исправности А_i, который вычисляют по отношению к каждому из n типов нарушения режима работы скважины. Значение критерия исправности А_iинтерпретируется графически как расстояние от точки с координатами (Y, Z), полученными в ходе формирования диагностических признаков на момент контроля работы скважины до точек с координатами (Y0, Z0), (Y1, Z1), (Y2, Z2), (Y3, Z3), определяющими i-й тип нарушения режима работы скважины (фиг. 3). Объекту контроля приписывают характеристику той точки (тип нарушения работы скважины), значение критерия исправности для которой будет минимально.

Использование предложенного способа позволяет проводить идентификацию нарушений работы скважин по параметрам сигналов давления, которые используют для управления работой скважинной насосной установкой.

Способ позволяет идентифицировать значительное число нарушений режимов работы скважины при достаточных экспериментальных данных о нарушении работы скважины.

Способ контроля работы скважины не чувствителен к изменению масштаба входных сигналов давления работы в линиях насосной установки.

Использование: в области добычи нефти, в частности при контроле и диагностировании работы скважин, оборудованных насосными установками с гидроприводом. Сущность изобретения: измеряют давление в линиях отбора и нагнетания скважины. Определяют разность давлений в линиях нагнетания и отбора. Находят зависимость указанной разности давлений от времени. Определяют по ней моменты начала и конца циклов подачи рабочей жидкости в линии нагнетания и отбора и моменты начала и конца ходов плунжерной группы скважинного насоса вверх и вниз и значения давления и времени, соответствующие указанным моментам времени. Затем определяют отношения интервалов времени и приращений давления, соответственно, от начала цикла подачи рабочей жидкости в линию отбора до начала хода плунжерной группы вниз, и отношения интервалов времени и приращений давления, соответственно, от начала до конца движения плунжерной группы вверх и от начала до конца движения плунжерной группы вниз. После чего находят значения критерия исправности для различных типов нарушений скважины по формуле и фиксируют минимальное значение критерия исправности, по которому определяют тип нарушения. 4 ил.

СПОСОБ КОНТРОЛЯ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ, включающий измерение давления в линии отбора продукции скважины, отличающийся тем, что, с целью обеспечения идентификации нарушений работы скважины, измеряют давление в линии нагнетания скважины, определяют разность давлений в линиях нагнетания и отбора, находят зависимость указанной разности давлений от времени, определяют по ней моменты начала и конца циклов подачи рабочей жидкости в линиях нагнетания и отбора и моменты начала и конца ходов плунжерной группы скважинного насоса вверх и вниз, а также значения давления и времени, соответствующие указанным моментам времени, затем определяют отношения: X1, X2 - интервалов времени и приращений давления соответственно от начала цикла подачи рабочей жидкости в линию нагнетания до начала хода плунжерной группы вверх и от начала цикла подачи рабочей жидкости в линию отбора до начала хода плунжерной группы вниз и отношения; X3, X4 - интервалов времени и приращений давления соответственно от начала до конца движения плунжерной группы вверх и от начала до конца движения плунжерной группы вниз, после чего находят значения критерия исправности A для i различных типов нарушения работы скважины по формуле
A_i=
,
где X1_j0, X2_j0, X3_j0, X4_j0 - значения, соответствующие нормальному режиму эксплуатации скважины;
X1_ji, X2_ji, X3_ji, X4_ji - заданные значения для каждого i-го типа нарушения работы скважины,
и определяют минимальное значение критерия исправности, по которому судят о типе нарушения работы скважины.