СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения текущего дебита нефтяной скважины, эксплуатируемой штанговой скважинной насосной установкой.

Известен объемный метод измерения дебита нефтяной скважины, реализованный в групповых замерных установках (ГЗУ «Спутник», установка «Квант») (Уразаков К.Р., Андреев В.В., Жулаев В.П. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. - М.: Недра, 1999. - 268 с.).

Недостатком известного способа является высокая погрешность измерения, особенно на малодебитных скважинах, и периодический характер (1-7 суток)измерения.

Известен способ определения дебита скважины, основанный на прямом измерении (взвешивании) жидкости скважины и измерении времени ее поступления (реализованный в установке АСМА-Т-03-180) (Установка автоматизированная измерения дебита скважины «АСМА-Т». Техническое описание).

Недостатком известного способа является высокая погрешность измерения, особенно на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанных способах измерения дебита, обладают общим недостатком - это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ определения дебита нефтяной скважины по динамограмме, принятый в качестве прототипа (Тахаутдинов Ш.Ф., Фархуллин Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Никашев О.А., Губайдуллин А.А. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ. - Казань: Новое Знание, 1997 г.).

Способ заключается в получении графического представления текущей практической динамограммы работы скважинной штанговой насосной установки, измерении на графике динамограммы расстояния между характерными точками, соответствующими эффективному ходу плунжера при движении с открытым нагнетательным клапаном и расчете дебита скважины, приравниваемого к производительности насоса, по формуле:

где f_пл - площадь сечения плунжера, м²; R_н - отношение объема газа к объему нефти в цилиндре при давлении нагнетания (при полном растворении газа во время сжатия в цилиндре R_н = 0), S_эф эффективный ход плунжера, n - число качаний, мин^-1.

Недостатком данного способа является низкая точность определения дебита из-за неоднозначности отсчета длины отрезка, соответствующего величине эффективного хода S_эф плунжера, по динамограмме, искаженной колебаниями штанг и труб.

Задача - повышение точности определения дебита нефтяной скважины за счет использования математической модели (ММ) для описания движения плунжера с открытым нагнетательным клапаном.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе определения дебита нефтяной скважины, в котором с помощью динамографа получают динамограмму работы скважинной штанговой насосной установки (СШНУ), определяют величину дебита по степени заполнения плунжера насоса установки при его движении с открытым нагнетательным клапаном, в отличие от прототипа дополнительно создают математическую модель (ММ) системы «скважина - штанговая насосная установка», на этапе идентификации параметров математической модели к конкретной скважинной штанговой насосной установке рассчитывают с помощью математической модели индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки, для чего последовательно изменяют параметры системы «скважина - штанговая насосная установка», сравнивают расчетную динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки с практической динамограммой нормальной работы скважинной штанговой насосной установки из базы данных динамограмм по этой скважине до достижения минимальной по заданному критерию степени их расхождения, на этапе использования математической модели для определения дебита имитируют работу установки с помощью математической модели, учитывая текущие величины усилия на штангах и хода плунжера, измеряемые динамографом, при достижении минимальной по заданному критерию степени их расхождения вычисляют точный момент закрытия нагнетательного клапана, соответствующий степени незаполнения насоса, пропорциональной дебиту нефтяной скважины.

Согласно изобретению в качестве изменяемых параметров системы «скважина - штанговая насосная установка» используют массогабаритные характеристики конкретной скважинной штанговой насосной установки, сокращение/удлинение штанг и труб, силы трения на изгибах труб.

Согласно изобретению в качестве заданных критериев сравнения динамограмм используют площади практической динамограммы и рассчитанной с помощью математической модели, а также максимальные и минимальные значения реального и расчетного усилий на полированном штоке установки.

Использование математической модели обеспечивает повышение точности определения дебита нефтяной скважины за счет более точной аналитической идентификации цикла работы СШНУ и точного определения момента закрытия нагнетательного клапана.

Существо изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 приведена обобщенная теоретическая динамограмма нормальной работы установки (без неисправностей). На фиг.2 показан пример практической динамограммы скважинной штанговой насосной установки. На фиг.3 приведены основные параметры модели системы «скважина - штанговая насосная установка». На фиг.4 приведена индивидуальная теоретическая динамограмма нормальной работы конкретной установки, где пунктиром показана обобщенная теоретическая динамограмма. На фиг.5 показан мгновенный дебит q(t) установки за цикл качания. На фиг.6 приведен пример определения эффективного хода плунжера по реальным динамограммам.

Динамометрирование скважин дает наиболее полную информацию о состоянии СШНУ и режимах ее работы путем получения зависимости усилия Р на полированном штоке от перемещения S в точке подвеса штанг за цикл работы:

Р=f(S)

Изменение нагрузки на полированном штоке за время одного полного цикла работы установки является результатом сложного взаимодействия большого числа различных факторов. При этом обобщенная теоретическая динамограмма нормальной работы насоса получается при соблюдении следующих условий:

- глубинный насос исправен и герметичен,

- погружение насоса под динамический уровень равно нулю,

- цилиндр насоса целиком заполняется дегазированной и несжимаемой жидкостью из скважины,

- движение полированного штока происходит настолько медленно, что обусловливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок,

- силы трения в подземной части установки равны нулю.

Этот цикл графически представляется в координатах: S - перемещение точки подвеса штанг, P - нагрузка на штанги в точке их подвеса (фиг.1). Цикл нормальной работы установки представляет собой параллелограмм АБВГ, у которого АБ и ВГ - участки восприятия и снятия нагрузки; БВ и ГА - участки неизменной нагрузки при ходе вверх и вниз; АБВ и ВГА - участки хода точки подвеса штанг вверх и вниз, S₀ длина хода точки подвеса штанг; S_пл - длина хода плунжера; λ - деформация штанг и труб; Р_ж - вес столба жидкости над плунжером; Р_шж - вес штанг в жидкости.

При определении дебита по динамограмме за дебит принимается количество жидкости в полости скважинного штангового насоса за время качания. Поэтому для точного определения дебита необходимо достоверно определить заполняемость насоса.

Практические нагрузки на динамограмме редко совпадают с расчетными теоретическими (чаще всего эти совпадения случайные), так как при расчете не учитываются невертикальность скважины, силы гидродинамического трения, силы инерции, колебания штанг и труб, давление на приеме насоса и т.п. Кроме того, даже при средних темпах качания на динамике изменения нагрузки сказываются силы инерции и динамические нагрузки. В невертикальных скважинах и ряде других случаев возможны большие силы трения по длине колонны подвески. Поэтому при определении эффективного хода плунжера в соответствии с прототипом путем графических построений по динамограмме вручную отсчет положения точки Г на динамограмме является неоднозначным (фиг.2).

Наиболее достоверно определение дебита системами динамометрирования может производиться лишь на вертикальных скважинах, где сводятся к минимуму неучтенные составляющие суммарной погрешности, возникающие из-за сил трения на изгибах насосно-компрессорных труб (НКТ) и сил инерции. Т.е. в тех случаях, когда условия работы установки близки к условиям, оговоренным в модели простейшего цикла работы установки (фиг.1).

Решением для достоверного определения дебита при любых реальных условиях работы представляется учет параметров системы «скважина - штанговая насосная установка», таких как:

- конструктивные особенности исследуемой скважины, трение штанг о колонну труб, силы инерции, силы гидродинамического трения и пр.;

- массогабаритные параметры используемого оборудования установки (общая длина, диаметр, вес, жесткость насосно-компрессорных труб и насосных штанг, диаметр плунжера насоса);

- режим работы установки (скорость качания, размах хода точки подвеса штанг);

- свойства скважины и скважинной жидкости (кривизна скважины, забойное давление, плотность откачиваемой жидкости)

Т.е. для каждой скважины необходимо рассчитывать индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы установки, учитывая указанные параметры.

Для этого согласно изобретению создают математическую модель системы «скважина - штанговая насосная установка».

Модель системы «скважина - штанговая насосная установкам - это система дифференциальных уравнений, количество и тип которых зависит от особенностей установки.

Система «скважина - штанговая насосная установка» состоит из следующих взаимосвязанных частей: станок-качалка, насосно-компрессорные трубы с прикрепленным к окончанию цилиндром насоса, насосные штанги, соединенные с плунжером насоса на одном конце и станком-качалкой на другом, независимо действующие нагнетательный и приемный клапаны, откачиваемая скважинная жидкость, находящаяся в полости НКТ (фиг.3). Здесь L, H - длина насосных штанг и труб; H_ж - уровень жидкости (статический); l₀,h₀ - удлинение штанг и труб в начальном положении; s - ход полированного штока; l, h - ход нижней точки штанг и труб; х - ход плунжера относительно цилиндра насоса; Р_буф - буферное давление жидкости; P_в - затрубное давление; Р_тp - давление жидкости над плунжером; Р_пл - давление жидкости в плунжере; Р_пр - давление на приеме насоса.

Начальные условия моделирования:

- полированный шток находится в нижнем положении (плунжер насоса соответственно тоже в нижнем положении);

- на насосные штанги действует только их собственный вес в жидкости;

- насосные трубы растянуты под действием собственного веса и веса столба жидкости;

- давление в плунжере равно давлению столба жидкости в НКТ.

Математическая модель движения системы «скважина - штанговая насосная установка» с учетом указанных начальных условий имеет вид:

где Р_пр Р_пл Р_тp - давление жидкости на приеме насоса, в плунжере и над плунжером соответственно; P_буф, - буферное давление жидкости; - силы упругости, сопротивления среды и инерции насосных штанг соответственно; - силы упругости, сопротивления среды и инерции НКТ соответственно; - сила трения плунжерной пары; F_ж -действие столба жидкости на цилиндр насоса; H_ин, - инерционный напор жидкости; - коэффициент потери скоростного напора по длине и местных сопротивлений; Q_mp, Q_п,кл, Q_н,кл - расход жидкости через НКТ, приемный клапан и нагнетательный клапан соответственно; - скорости движения нижней точки штанг и труб соответственно; β - коэффициент усадки нефти; S_тр, S_шт,

S_пл - площадь поперечного сечения насосных труб штанг и плунжера соответственно; L_шт - длина насосных штанг; P_ж - плотность откачиваемой жидкости; υ_тp - скорость движения жидкости в НКТ.

Технический результат изобретения достигается благодаря использованию в ММ тех параметров, которые непосредственно влияют на заполнение насоса, а именно моментов открывания - закрывания клапанов, утечек через клапаны.

Предварительным этапом определения дебита с помощью ММ является этап идентификации ММ. Неизвестные коэффициенты модели, такие как давление на приеме насоса, плотность откачиваемой жидкости и ряд других, определяются в процессе адаптации модели с помощью динамограммы работы СШНУ. Задавая режим работы установки, имитируют цикл ее работы, получая индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы конкретной установки (фиг.4), где 1 - обобщенная теоретическая динамограмма, 2 - индивидуальная теоретическая динамограмма.

При этом в расчетах учитывается влияние невертикальности скважины, сил трения и инерции.

Проверка степени адекватности математической модели конкретной реальной установки проводится по заданному критерию, например равенство площадей практической динамограммы и рассчитанной с помощью модели, а также равенство максимальных и минимальных значений реального и расчетного усилий на полированном штоке установки.

Этап идентификации завершается при достижении минимальной по заданному критерию (равенство площадей практической динамограммы и рассчитанной с помощью модели, а также максимальных и минимальных значений реального и расчетного усилий на полированном штоке установки) степени расхождения расчетной динамограммы нормальной работы скважинной штанговой насосной установки с практической динамограммой нормальной работы скважинной штанговой насосной установки из базы данных динамограмм по этой скважине.

Следующим этапом является использование математической модели для определения дебита скважины.

Для этого динамографом измеряют текущие значения усилия Р и хода S и получают практическую динамограмму работы установки. Имитируют работу установки с помощью ММ, для чего в ММ вводят текущие значения усилия Р на полированном штоке, хода S плунжера и начальную степень незаполнения насоса, которую изменяют путем подбора коэффициентов модели до тех пор, пока различие между практической и рассчитанной по ММ динамограммами не станет минимальным по заданному критерию. На следующем шаге при установленном коэффициенте незаполнения насоса, соответствующем минимальному расхождению, вычисляют точный момент закрытия нагнетательного клапана, соответствующий степени незаполнения насоса, пропорциональной дебиту нефтяной скважины.

Повышение точности оценки дебита по сравнению с известными способами достигается за счет более точной аналитической идентификации цикла работы СШНУ. Для расчета дебита важно точно определить момент закрытия нагнетательного клапана. При использовании предлагаемого подхода математическая модель позволяет четко разделить фазы цикла работы установки (восприятия нагрузки столба жидкости штангами, движения плунжера вверх, снятия нагрузки со штанг, движения плунжера вниз). Величина дебита определяется интегрированием мгновенных значений дебита за цикл качания, в то время как в известном графическом способе -прототипе - суммированием аппроксимированных значений за два полупериода (пунктирная линия на фиг.5).

Пример конкретной реализации заявленного способа

Для адаптации ММ системы «скважина - штанговая насосная установка» использовались данные, получаемые с динамографа, например, МИКОН-802 с интервалом в 10 мин. Обработка динамограмм осуществлялась по предложенному способу и по прототипу. Разброс значений S_эф, при графическом расчете по прототипу составил около 100 мм (фиг.6), где 1 - область рассеяния значений хода S_эф соответствующих моменту закрытия нагнетательного клапана, 2 - момент закрытия клапана, рассчитанный по математической модели.

По заявленному способу для определения дебита скважины создавали математическую модель системы «скважина - штанговая насосная установка» и осуществляли проверку адекватности модели путем сравнения действительного дебита скважины, измеренного с помощью измерителя дебита и рассчитанного по математической модели. В качестве эталонного средства измерения дебита скважины использовался счетчик количества жидкости СКЖ-60-40М, с помощью которого производилось измерение массы жидкости в составе газожидкостной смеси из нефтяной скважины.

Расчет дебита проводился для 15 СШНУ при нормальной работе. Результаты расчетов и замеров дебита скважин приведены в таблице 1.

Таблица 1.
Результаты определения дебита скважин Скважина, № Дебит, м³/сут действительный (по СКЖ) расчетный (по прототипу) расчетный (по MM) 106 8,8 12,75 9,33 108 19,6 21,09 19,95 1075Б 18,8 23,14 18,83 26772 5 5,81 5,33

Отклонение результатов определения дебита скважины от действительного составляет 0,81÷4,34 м³/сут для прототипа, в то время как отклонение результатов расчета по заявленному способу составило 0,03÷0,53 м³/сут.

В таблице 2 приведены относительные точности определения дебита скважины указанными методами.

Таблица 2.
Погрешность оценки дебита скважин Скважина, № Погрешность, % расчетная (по прототипу) расчетная (по MM) 106 44,8 6,0 108 7,6 1,8 1075Б 23,0 0,2 26772 16,2 6,7

Относительное отклонение результатов определения дебита скважины графическим способом и расчетным (по ММ) составило соответственно 7,6÷44,8% и 0,2÷6,7%.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить точность определения текущего дебита нефтяной скважины в реальном масштабе времени с учетом влияния невертикальности скважины, сил гидродинамического трения, сил инерции, давления на приеме насоса, плотности откачиваемой жидкости.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано в системах оперативного контроля режима работы скважинных штанговых насосных установок. Способ определения дебита нефтяной скважины заключается в том, что с помощью динамографа получают динамограмму работы скважинной штанговой насосной установки (СШНУ), определяют величину дебита по степени заполнения плунжера насоса установки при его движении с открытым нагнетательным клапаном. Дополнительно создают математическую модель системы «скважина - штанговая насосная установка». На этапе идентификации параметров математической модели к конкретной скважинной штанговой насосной установке рассчитывают с помощью математической модели индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки. Для этого последовательно изменяют параметры системы «скважина - штанговая насосная установка», сравнивают расчетную динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки с практической динамограммой нормальной работы скважинной штанговой насосной установки из базы данных динамограмм по этой скважине до достижения минимальной по заданному критерию степени их расхождения. На этапе использования математической модели для определения дебита имитируют работу установки с помощью математической модели, учитывая текущие величины усилия на штангах и хода плунжера, измеряемые динамографом. При достижении минимальной по заданному критерию степени расхождения практической и рассчитанной по математической модели динамограмм вычисляют точный момент закрытия нагнетательного клапана, соответствующий степени незаполнения насоса, пропорциональной дебиту нефтяной скважины. Техническим результатом является повышение точности определения текущего дебита скважины за счет более точной аналитической идентификации цикла работы СШНУ и точного определения момента закрытия нагнетательного клапана. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ определения дебита нефтяной скважины, заключающийся в том, что с помощью динамографа получают динамограмму работы скважинной штанговой насосной установки, определяют величину дебита по степени заполнения плунжера насоса установки при его движении с открытым нагнетательным клапаном, отличающийся тем, что дополнительно создают математическую модель системы «скважина - штанговая насосная установка», на этапе идентификации параметров математической модели к конкретной скважинной штанговой насосной установке рассчитывают с помощью математической модели индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки, для чего последовательно изменяют параметры системы «скважина - штанговая насосная установка», сравнивают расчетную динамограмму нормальной работы скважинной штанговой насосной установки с практической динамограммой нормальной работы скважинной штанговой насосной установки из базы данных динамограмм по этой скважине до достижения минимальной по заданному критерию степени их расхождения, на этапе использования математической модели для определения дебита имитируют работу установки с помощью математической модели, учитывая текущие величины усилия на штангах и хода плунжера, измеряемые динамографом, при достижении минимальной по заданному критерию степени расхождения практической и рассчитанной по математической модели динамограмм вычисляют точный момент закрытия нагнетательного клапана, соответствующий степени незаполнения насоса, пропорциональной дебиту нефтяной скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве изменяемых параметров системы «скважина - штанговая насосная установка» используют массогабаритные характеристики конкретной скважинной штанговой насосной установки, сокращение/удлинение штанг и труб, силы трения на изгибах труб.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве заданных критериев сравнения динамограмм используют площади практической динамограммы и рассчитанной с помощью математической модели, а также максимальные и минимальные значения реального и расчетного усилий на полированном штоке установки.