СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ Российский патент 2016 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к горному делу, в частности, к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, и может быть применено на скважинах, осложненных сероводородной или углекислотной коррозией, а также существенным выносом песка и/или асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО).

Известно использование промышленно выпускаемых замерных установок для первичного учета продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы (см. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М.: Недра, 1990, с.402-411, прототип). Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной емкости с контрольно-измерительными приборами, элементами автоматики и управления, кроме того, они содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с контрольно-измерительными приборами и элементами автоматики, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек и т.п).

Эти установки работают в циклическом режиме наполнения-опорожнения мерной сепарационной емкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объем продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем - поочередно, по программе - скважинам группы.

Общими недостатками существующих устройств подобного назначения являются как трудоемкость и материало-, металлоемкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именно цикличность работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами «наполнение-опорожнение» мерной емкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней. А на скважинах, осложненных сероводородной или углекислотной коррозией, а также существенным выносом песка и/или АСПО, указанные установки довольно часто выходят из строя из-за быстрого износа.

Наиболее близким решением, принятым авторами за прототип к объекту-способу, является способ определения дебита скважин, оборудованных установками центробежных насосов, описанный авторами в публикациях (см. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти. Ивановский В.Н. РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №4, 2000; Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти. Ивановский В.Н. РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000).

Дебит скважины в данном случае считался равным подаче насоса, которая определялась по дифференциальному перепаду давления на штуцере (дросселе), установленном на выкидной линии скважинного монифольда, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера (дросселя):

Q=µ*f*√ΔP/ρ,

где Q - подача насосной установки, f - площадь поперечного сечения штуцера, ρ - плотность жидкости, µ - коэффициент расхода жидкости через штуцер, ΔP - перепад давления на штуцере.

Недостатком указанного способа является постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (изменение обводненности и содержания газа в нефти), что приводит к очень большим погрешностям в определении дебита скважины.

Для получения необходимых данных, используемых в способе определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, необходимо использовать специальное устройство.

Наиболее близким по техническому решению и исполнению к защищаемому устройству является комплекс, принятый авторами в качестве прототипа к объекту-устройству, содержащий установку электроприводного центробежного насоса, погружную систему телеметрии, кабельную линию передачи информации от погружной системы телеметрии, станцию управления с устройством приема и обработки информации от системы погружной телеметрии (Каталог фирм: Новомет (www.novomet.ru), Борец (www.boretscompany.ru), РИМЕРА-Алнас (www.rimera.com). Системы УЭЦН с погружной телеметрией).

Недостатком указанных устройств является то, что система телеметрии определяет давление и температуру на приеме насоса (или в другом сечении, расположенном ниже зоны нагнетания насоса, например - в сечении нижнего уровня погружного электродвигателя). Это не позволяет определять значения давления и температуры на линии нагнетания насоса, что снижает точность определения вязкости и плотности перекачиваемой жидкости и точность пересчета рабочей характеристики насоса при перекачке реальной жидкости.

Технический результат группы изобретений заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок.

Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включает определение фактических рабочих показателей скважинной насосной установки, в том числе - подачи скважинного насоса, которая равна дебиту скважины, при этом согласно изобретению, для определения подачи скважинного насоса определяют фактический напор насоса, учитывают информацию о фактических параметрах откачиваемого пластового флюида или газожидкостной смеси, проводят пересчет и перестроение каталожной - паспортной, рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса и по уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору насоса и мощности насоса определяют подачу насоса.

Кроме того, поставленный технический результат достигается тем, что устройство для определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающее скважинную насосную установку, погружную телеметрию, систему передачи информации, устройство приема и обработки информации от системы погружной телеметрии, при этом согласно изобретению устройство дополнительно оснащено датчиками давления и температуры на выходе из насоса, датчиками давления и температуры на устье скважины - на буфере и на затрубье, датчиком дифференциального давления на штуцере нагнетательного манифольда устьевого оборудования, датчиками рабочего тока, напряжения и коэффициента нагрузки электропривода.

На фиг.1 показана паспортная рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика ЭЦН.

На фиг.2 показана фактическая рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика скважинного насоса.

На фиг.3 и 4 показаны графики определения подачи насоса по фактическим напорно-расходной и энергетической характеристикам скважинного насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса.

На фиг.5 показано устройство для определения дебита скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

1. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте (в качестве неограничивающего примера будет рассмотрено осуществление заявленного способа на скважине, оборудованной ЭЦН, однако следует понимать, что может быть применена любая известная насосная установка (ШСНУ, ВШСНУ, УЭДН и др.) для подъема любого флюида (нефть, вода, ГЖС и др.)). Паспортная расходно-напорная характеристика ЭЦН показана на фиг.1.

2. Учитываются фактические параметры откачиваемого пластового флюида или ГЖС (плотность, вязкость) и насосной установки (фактическая частота вращения ротора насоса или частота вращения вала электродвигателя, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки (cos), давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса).

3. Проводится пересчет и перестроение каталожной (паспортной) рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. Фактическая рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика скважинного насоса показана на фиг.2.

4. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Графики определения подачи насоса по фактическим напорно-расходной и энергетической характеристикам скважинного насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса показаны на фиг.3 и 4.

Предложенный способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, позволяет минимизировать работу замерных установок и повысить точность определения дебита скважин за счет расчета производительности между замерами на замерных установках. Исключается погрешность определения дебита группы скважин, т.к. по каждой скважине дебит определяется индивидуально, исключается влияние погрешности замерной установки. Заявленный способ позволяет увеличить межремонтный период замерных установок, получить точные данные о работе системы «пласт-скважина-насосная установка» даже при отсутствии или неисправности замерных установок.

Предлагаемое устройство для обеспечения способа замера дебита скважин, оборудованных насосными установками, представленное на фиг.5, состоит из: 1 - станция управления УЭЦН, 2 - устройство кабельного ввода, 3 - фонтанная аппаратура, 4 - регулируемый штуцер, 5 - манометр, 6 - эксплуатационная колонна, 7 - насосно-компрессорные трубы (НКТ), 8 - кабельная линия, 9 - датчик давления и температуры системы ТМС на нагнетательной линии ЭЦН, 10 - ЭЦН, 11 - датчик давления и температуры системы ТМС на приеме насоса, 12 - ПЭД, 13 - пласт, 14 - датчик буферного давления, 15 - датчик затрубного давления, 16 - датчик температуры жидкости на устье скважины, 17 - нагнетательная линия манифольда.

Предложенное устройство для обеспечения способа определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, позволяет снизить зависимость от работоспособности только датчиков на приеме насоса или только на линии нагнетания, от работоспособности линий коммуникаций между системой погружной телеметрии и наземным устройством регистрации информации; минимизировать погрешность определения плотности и вязкости перекачиваемого флюида, повысить точность пересчета рабочей характеристики насосной установки, определения фактического напора (давления) насоса и потребляемой им мощности, определения подачи насоса. Исключается погрешность определения давления и температуры в линии нагнетания насоса, погрешность изменения плотности и вязкости жидкости, погрешность при передаче информации по линиям коммуникации, появляется возможность определять подачу насоса по нескольким независимым друг от друга методикам. Заявленное устройство позволяет увеличить межремонтный период работы системы замера дебита скважин за счет дублирования систем получения первичной информации.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, успешно прошли промышленные испытания на скважинах: №4924 куст №433, №37910 куст №1974, №5301 куст №394 Самотлорского месторождения, на кусте №519 Чумпаского месторождения и скважинах Поточного месторождения. На скважинах измеряли дебит замерными установками АГЗУ и определяли предложенными способом и устройством, при этом максимальное расхождение результатов составило 8,1%.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, соответствуют критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень», т.к. из уровня техники не выявлено информации о таком способе определения дебита скважин.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, соответствуют критерию патентоспособности «промышленная применимость», т.к. для их осуществления необходимо стандартное оборудование для определения фактических параметров применяемой насосной установки и откачиваемого флюида.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа и устройства определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, а также сопроводительных чертежей для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленной группы изобретений. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте. Учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса. Проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок. 5 ил.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению, отличающийся тем, что для повышения точности определения дебита скважин по паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте, после этого учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса, проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса, по уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса.