Способ определения коэффициента продуктивности скважины Советский патент 1989 года по МПК E21B47/10 

(21)4392966/23-03

(22)16.03.88

(46) 30.10.89. Бюл, № 40

(71)Специальное проектно-конструк- торское и технологическое бюро

по погружному электрооборудованию для бурения скважин и добычи нефти

(72)Д.Л.Шварц, Г.А.Гендельман. A.M.Гребень, В.А.Шевелев, В.М. Еру.химович, А.А Бучный и В.В. Гречмпкин (53) 622.276.2 (088.8)

(56)Авторское свидетельство СССР № 1049660, кл. Е 21 В 47/10, 1982.

Требин Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В,П. Гидромеханические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1965, с. 171.

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ

(57)Изобретение относится к добыче .нефти и может быть использовано при ; эксплуатации скважин, оборудованных

погружпым электронасосом. Цель изобретения - повьшение точности при оборудовании погружного электронасоса обратным клапаном. Поддерживают в затрубном пространстве скважины постоянное давление и фиксируют выходные значения датчика контроля давления во времени при отключенном

электронасосе. После установления статического давления Per при отключенном электронасосе последний включают на время до момента достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос. При этом фиксируют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключенного электронасоса до нулевого значения. По данным о восстановлении давления и времени изменения напряжения контролируют работу обратного клапана, а коэффициент К продуктивности вычисляют по формуле К F Acp/jr, где F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстановления давления, м ; -удельный вес влюида, Atp - установившееся значение величины AL Ai In C(Pcr )/(%.- Pi )/ Ati i Pol 9 PL значения давления в началь-- ной и конечной точках i-ro участка кривой восстановления давления, Па ati - интервал времени восстановления давления от Poi до Р; , с. Контроль работы обратного клапана осуществляют путем сравнения последовательных значений величин А(. и и по превьшению Ai. над Аср фиксируют неисправную работу клапана. 1 ил.

КЛ

ел

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при экспуатации скважин, оборудованных погружным электронасосом. Цель изобретения - повышение точности при оборудовании погружного электронасоса обратным клапаном. Поддерживают в затрубном пространстве скважины постоянное давление и фиксируют выходные значения датчика контроля давления во времени при отключенном электронасосе. После устрановления статического давления P_ст при отключенном электронасосе последний включают на время до момента достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос. При этом фиксируют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключенного электронасоса до нулевого значения. По данным о восстановлении давления и времени изменения напряжения контролируют работу обратного клапана, а коэффициент K продуктивности вычисляют по формуле K=F^.A_ср/γ, где F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстановления давления, м²

γ - удельный вес флюида, Н/м³

A_ср - установившееся значение величины A_I, A_I=LN[(P_ст-P_OI)/(P_ст-P_I)/ΔТ_I

P_OI, P_I - значение давления в начальной и конечной точках I-го участка кривой восстановления давления, Па

ΔТ_I - интервал времени восстановления давления от P_OI до P_I, с. Контроль работы обратного клапана осуществляют путем сравнения последовательных значений величин A_I и A_ср и по превышению A_I над A_ср фиксируют неисправную работу клапана. 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных погружным электронасосом.

Целью изобретения является повышение точности определения коэффици-

циента продуктивности при оборудовании погружного электронасоса обратным клапаном.

На чертеже представлена функциональная схема устройства, реализующая Описываемый способ.

10

15

20

В скважину 1 на колонне 2 насосно- Ьсомпрессорных труб спущена установка 1погружного электронасоса, включающая центробежный насос 3, погружной электродвигатель 3, токоподводящий кабель 5, обратный клапан 6, датчик 7 контроля давления флюида в скважине, например, погружной датчик ПДТ термоманометрической системы ТМС-3, установленный вблизи входа 8 в насос 3, На устье скважины 1 установлен клапан 9 предельного давления для поддержания постоянного давления газа в затрубном пространстве 10. Токоподводящий кабель 5 на поверхности подключен с помощью коммутационного аппарата 11 к источнику 12 питания, например промысловой.сети электроснабжения, с кабелем 5 электрически связаны преобразователь )3 напряжения, например, трансформатор напряжения и преобразователь 14 (например, наземный прибор системы ТМС-3 с АЦП) сигналов датчика 7 контроля давления, 25 имеющего электрическую связь с кабелем 5 через обмотки электродвигателя 4. Выходы преобразователей 13 и 14 электрически связаны соответственно с первым и вторым входами управляющего . микропроцессорного устройства 15, например, многоплатной микро-ЭВМ Электроника С5-02 . Третий вход микропроцессорного устройства 15 связан электрически с информационным выходом коммутационного аппарата I1. Четвер тый вход микропроцессорного устройства 15 электрически связан с устройством 16 ввода данных, например, пультом с клавиатурой для ввода данных. Управлякнций выход микропроцессорного устройства 15 электрически связан с управлякяцим входом коммутационного аппарата 11, а информационный выход

15185004

зана)i С помопфю устройства 16 ввода данных в память микропроцессорного устройства 15 вводят значения величин: F, - площадь поперечного сечения кольцевого затрубного пространства 10 скважины 1 за вычетом площади поперечного сечения кабеля 5; FJ - площадь внутреннего сечения насосно-компрессорных труб колонны 2j - удельный в.ес йкважин- ного флюида t et fi максимальное время выбега погружного насоса 3 после отключения коммутационным аппаратом 11 электродвигателя 4 при нормальной работе обратного клапана 6; вкл время повторного включения, достаточное для заполнения колонны 2 насосно-компрессорных труб скважинкой жидкостью после включения электронасоса.

При отключенном коммутационным аппаратом 11 э.пёктродвигателе 4 по достижении практически неизменного значения выходного сигнала преобразователя 14,допустимые отклонения которого выбираются исходя из точ- ности датчика 7 и преобразователя 14, например, когда отклонения этого сигнала за время, равное 0,25 ч. не превышают 0,5% от значения, соответствующего максимальному значению давления датчика 7, что контролируется путём сравнения текущих значений выходного сигнала преобразователя I4 за указанный интервал с помощью устройства 15, замеряют и запоминают .в памяти устройства 5 установивщееся значение сигнала преобразователя 14, соответствующее установившемуся значению сигнала датчика (Ры) при установивщем- ся статическом уровне жидкости в скважине и установившемся статиче35

40

микропроцессорного устройства 15 эле- д ском давлении. Включают электроктрически связан с индикатором 17, например, цифровым.

Способ осуществляется следующим образом.

В затрубиом пространстве 10 скважинасос коммутационным аппаратом 11 и контролируют во времени величину выходного сигнала преобразователя 14, как указано выше. По достиже- НИИ практически неизменного значени

ны I, оборудованной погружным насосом выходного сигнала этого преобразо3 с приводным электродвигателем 4 и датчиком 7 давления флюида в. скважине, поддерживают постоянное давление газа с помощью клапана 9 предельного дав- ;лен1ия, например, путем перепуска газа из затрубного пространства JO через клапан 9 в промысловую систему сбора нефти (на чертеже не покаском давлении. Включают электронасос коммутационным аппаратом 11 и контролируют во времени величину выходного сигнала преобразователя 14, как указано выше. По достиже- НИИ практически неизменного значения

вателя с принятой точностью при откачке флюида из скважины 1 насосом 3 фиксируют и запоминают в памяти устройства 15 установившееся значение выходного сигнала преобразователя 14, соответствующее установившемуся значению сигнала датчика (РЛИН) при установившемся динамическом

уровне и установившемся значении динамческого давления жидкости в скважине при включенном электронасосе. Зафиксированные значения Р,- и Рдим гут быть отображены на индикаторе 17 Отключают электронасос коммутационным аппаратом 11 и контролируют работу обратного клапана. Для этого контролируют во времени напряжение на обмотке электродвигателя 4 по сигналам на выходе преобразователя 13, что позволяет по ЭДС, наводимой в обмотке статора электродвигателя 4 от остаточного магнитного потока ротора, контролировать его вращение, фиксируют и запоминают, например, с помощью микропроцессорного устройства 15 время после отключения аппарата 1 1 до достижения установившегося нулевого значения величины напряжения на обмотке электродвигателя 4 пр достижению практически нулевого установившегося значения выходного сигнала преобразователя 13. Сравнивают, например, с помощью микропроцессорного устройства 15 это зафик- сированное время (окт) выбега электронасоса после его отключения аппаратом 11 с заданным максимальным временем выбега () при нормальной работе обратного клапана 6 и запоминают результат сравнения в памяти устройства 15.

Если Сфакт виб обратный клапан 6 работает нормально и колонна 2 насосно-компрессорньгх труб остается заполненной скважинной жидкостью после отключения электронасоса, или- слив жвдкости при нарушенной работе .обратного клапана не приводит к турбинному вращению насоса 3. Если нарушена нормальная работа обратного клапана и происходит турбинное вращение насоса 3 при сливе череэ него жидкости из колонны 2 в скважину 1 .

После достижения установившегося нулевого значения величины напряжения на обмотке электродвигателя 4, фиксируемого по величине выходного сигнала преобразователя 13, с помощью устройства 5 фиксируют и запоминают значение величины выходного сигнала преобразователя 1 4 f) о, ) и начинают производить с этого момента отсчет времени до достижения приращения выходного сигнала преобразователя 14 CiP), соответствующего заданному

приращению давления, например 0,05 (РСГ РЛИН) фиксируют и запоминают интервал времени dt,, за который достигается заданное приращение давления флюида в скважине по моменту времени, когда выходной сигнал преобразователя 14 достигает величины (Р,- Po -f-dP). С помощью устройства 15 вычисляют и запоминают величину:

1 1 РСТ POI

t

«In- Р,

СТ 1

Затем с помощью устройства 15 фиксируют, запоминают и вычисляют подобно описанному выше еще несколько последовательных значений Pi At- и

Pi

А;

1

4t,.

-In

. Per - Poi

P - P 1

5

0

5

0

5

0

где 1 РСТ FO; P-.

5 12

порядковый номер участка зависимости восстановления давления Р f (t) в скважи- Hei

установившееся значение статического давления выход ного сигнала преобразователя 1 4 при отключенном электронасосе, naj значение величины давления выходного сигнала преобразователя 14 в начальной точке i-ro участка зависимости восстановления давления. Па;

значение величины давления выходного сигнала преобразователя 14 в конечной точке 1-го участка зависимости восстановления давления (Р, Poi-t- 4Р), Па; интервал времени изменения давления от величины Р, до величины Р; выходного сигнала преобразователя 14 на -м участке зависимости восстановления давления,с. С помощью устройства 15 сравнивают каждое вычисленное значение А| с предьщущим и запоминают результат сравнения, после получения нескольких например не менее трех, равных между собой с заданной точностью, например 12, значений А- на соседних последовательных з частках зависимости восстановления давления среднюю величину (Аср) этих нескольких равных

4t.

с заданной точностью значений принимают, за установившееся, значение величин А.. Неисправная работа обратного клапана 6 фиксируется с помощью микропроцессорного устройства 15 если сфйкт t e«iS если при Сдкб значения величин А после llgne до достижения или установив шегося значения А ср превышают значение АСР что имеет место для отдель- ньтх погружных насосов 3, которые при нарушении работы обратного клапана 6 не вращаются при сливе жидкости из , колонны 2 через полость насоса 3 в скважину 1.

Нормальная работа обратного клапана 6 фиксируется устройством 15 при .aKT ви5 если значения величин А. после L gbif до достижения ими ус- тановившегося значения А ср не пре- вьш1ают значения .

Фиксируют момент окончания обратного слива жидкости через насос 3 в момент достижения установившегося значения Аср, например, по двум равным последовательным значениям А,. .

Вычисляют значение коэффициента продуктивности скважины по формуле

.А,,

где F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в скважине в процессе восстанов2

ления давления, м ,

Aj..- установившееся значение величин А i, 1/с .

Для вычисления значения коэффициента продуктивности К по приведен- ной вьШ1е формуле с помощью микропроцессорного устройства 3 5 при нормально работающем обратном клапане 6 в качестве величины Р принимают величину F (площадь поперечного сечения кольцевого затрубного пространства, 10 скважины 1 за вычетом площади поперечного сечения кя беля 5), при неисправной работе обратного клапана 6 в качестве величины F принимают сумму указанной пло-- щади F, и площади Е внутреннего сечения насосно-компрессорньпс. труб колонны 2.

С помощью устройства 15 после оп- ределения коэффициента продуктивности К скважины может быть вычислена величина ее дебита (Q) при уста

0

5

0

5

о

5

-

5

5

0

новившемся режиме откачки флюида по формуле:

Q К( РАИ«)

Ддтя визуального наблюдения вычисленные величины коэффициента продуктивности К и дебита скважины Q вьшо- дят с пересчетом на индикатор 17, например, в виде цифровых значений этих величин в десятичном коде в единицах измерения, например, м /сутл ; атм для коэффициента продуктивности Ким VcyT для дебита Q.

Для повьш1ения надежности определения коэффициента продуктивности можно дополнительно включать электро-. насос KOMMyTanHOHiTiiM аппаратом 1 1 на время t„„. , , достаточное для заfro or, рлл

полнения колонны 2 насосно-компрес- сорных труб скважинной жидкостью исходя из внутреннего объема колонны 2 от уровня жидкости в скважине до ее устья и производительности насоса 3, После отключения коммутационным аппаратом 11 электродвигателя 4 повторно определяют коэффициент продуктивности К и дебит Q скважины данным способом. ,

Предлагаемый способ позволяет повысить точность и обеспечить возможность автоматизации процесса определения коэффициента продуктивности и дебита скважины, оборудованной погружным электронасосом с обратным клапаном и датчиком давления флюида в скважине, что исключает необходимость замера дебита этих скважин с помощью наземных замерных устройств,

Формула изобретения

Способ определения коэффициента продуктивности скважины, оборудованной погружным электронасосом, включающий поддержание постоянного давления газа в затрубном пространстве скважштгы и замер давления з скважине во времени при отключенном электро-- насосе, отличающийся тем, что, с целью повьштения точности при оборудовании скважины погружным электронасосом с обратным клапаном, после установления статического давления при отключенном электронасосе последний включают на время до момента достижения установившегося значения динамического давления и отключают электронасос, при этом фиксипу91518500

ют время изменения напряжения в обмотке статора электродвигателя отключаемого электронасоса до нулевого значения, по данным о восстановлении давления и времени изменения напряже- ния контролируют работу обратного клапана, а коэффициент продуктивности вычисляют по формуле

10

к - -

гг

ср

К - коэффициент продуктивности, м /С Па ;

.15

F - площадь сечения столба флюида, поднимающегося в

- 3- .

ср

.

10

скважине в процессе восстановления давления, м

-удельный вес флюида, Н/м ,

-установившееся значение величины А;, 1/с,

1 1 Per - Ро In-

dt; Р,

ст

-р,

6

, .р i ut- установившееся значение статического давления. Па; значения давления в начальной и конечной точках i-ro участка кривой восстановления давления. Па; интервал времени восстановления давления от до Р,- , с.

13

/5

Э

10

5 6

8