СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ Российский патент 2018 года по МПК E21B47/10 

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 v_i по графику зависимости вязкости масла от температуры (фиг. 1) определяют температуру T_i (i - текущий индекс, в данном случае для температуры и вязкости), соответствующую требуемому значению вязкости v_i, и данное значение температуры задают системе термостатирования. После того, как температура достигла выбранного значения в диапазоне T_i±0.5°C, устанавливают скорость вращения вала насоса 2400 об/мин и запускают насос. Испытания проводят для следующих значений скорости вращения вала n_i насоса, об/мин: 2400, 2700, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500, 6000.

Для всех комбинаций v_i, n_i 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 v_i, n_i, N_i, Q_i, где v_i - текущая вязкость, n_i - текущая скорость вращения вала насоса, N_i - текущее значение мощности, потребляемой насосом, Q_i - 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 (v_i), текущей скорости вращения насоса (n_i), текущего значения мощности, потребляемой насосом (N_i). В качестве выходных данных подача насоса (Q_i). 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 (ΔN_F) в выходном фильтре СУ:

где I₁ - ток первичной обмотки трансформатора;

ƒ - частота тока;

L_F - индуктивность фильтра;

R_F - сопротивление фильтра, Ом.

Потери (ΔN_tr) в трансформаторе:

где N_XX - потери холостого хода трансформатора;

N_K3 - потери короткого замыкания трансформатора;

U₁ - текущее напряжение первичной обмотки;

U_1H - номинальное напряжение первичной обмотки;

β₁ - коэффициент загрузки по току.

Потери (ΔN_cab) в кабельной линии

где n_cab - число жил в кабеле;

U_1H - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;

U_2H - напряжение отпайки трансформатора;

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

L_cab - длина кабеля, м;

S_cab - площадь сечения жилы кабельной линии, мм;

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

T_пл - температура пласта, °С;

Т_З - 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 ΔN_F - потери выходного фильтра СУ, ΔN_tr - потери в трансформаторе, ΔN_cab - потери в кабельной линии, ΔN_M - потери в двигателе, ΔN_Seal - потери в гидрозащите, ΔN_PU - 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 Q_Pump.

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.

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.

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.