СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
METHOD OF DETERMINING FLOW RATE OF WELLS EQUIPPED WITH PUMPING UNITS

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.
Известен способ определения дебита скважин, оборудованных установками центробежных насосов, в котором дебит скважины считается равным подаче насоса, при этом подача насоса определяется по дифференциальному перепаду давления на штуцере (дросселе), установленном на выкидной линии скважинного манифольда, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера (Ивановский В.Н. «Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти». РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000).
Недостатком указанного способа являются 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.
Известен также способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом, включающий измерение потребляемой мощности электродвигателя привода насоса, давления на приеме насоса, потерь мощности в кабеле и построение энергетической характеристики для разной производительности насоса, по которой определяют дебит скважины (SU 1820668, опубл. 20.09.95).
Недостатком указанного способа является невысокая точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что по мощности определяют количество жидкости на приеме насоса (забое скважины), которое отличается от количества жидкости на устье скважины - дебита скважины из-за сжимаемости жидкостной смеси, состоящей из нефти, воды и газа, и большой разницы давлений и температуры на приеме насоса и устье скважины, кроме того, при незначительном влиянии подачи насоса на его мощность одному и тому же значению мощности могут соответствовать разные значения подачи.
Наиболее близким техническим решением, принятым авторами за прототип, является способ определения подачи насоса, включающий снятие характеристики подача - напор насоса на жидкости (воде), определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси и по расчетной характеристике определение подачи насоса (дебита скважины), соответствующей фактическому напору (SU 1735607, опубл. 23.05.1992).
Недостатком указанного способа является невысокая точность определения подачи насоса при перекачке жидкостной смеси с растворенным в ней газом, обусловленная тем, что количество газа в жидкостной смеси зависит от давления и температуры и будет меняться по мере подъема жидкостной смеси в подъемных трубах, следовательно, будет меняться плотность жидкостной смеси и напор, развиваемый насосом. Кроме того, на фактическую подачу и напор насоса влияет вязкость жидкости, а также реальная частота вращения вала насоса, которая может меняться в зависимости от частоты тока, подаваемого на электродвигатель.
Технический результат изобретения заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины.
Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости (например, 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, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению, при этом согласно изобретению дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике, при этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости, а плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса, кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины.
1
1
1
1
1
1
На фиг. 1 показаны снятая (паспортная) характеристика подача - напор (кривая Q-H) установки центробежного насоса на воде, расчетная характеристика подача - напор, учитывающая частоту вращения вала насоса, плотность перекачиваемой жидкостной смеси с учетом кривой разгазирования и вязкость жидкости (кривая Q-H) и энергетическая характеристика насоса на воде, включающая мощность насоса (кривая N-Q) и его коэффициент полезного действия КПД (кривая η-Q) и пересчетные характеристики N-Q и η-Q.
На фиг. 2 показано распределение жидкости и газа в насосных трубах по глубине скважины и кривые разгазирования.
На фиг. 3 пример реализации способа на скважине.
Далее рассмотрен пример осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).
1. Снимается характеристика подача - напор (Q-H) насоса энергетическая характеристика (мощность - подача N-Q и КПД - подача η-Q) на воде при номинальной частоте вращения вала насоса (паспортная характеристика).
2. По следующим скважинным данным - обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, давление и температура на приеме насоса и кривая разгазирования определяется плотность жидкостной (газожидкостной) смеси. При давлениях ниже давления насыщения - Рнас из нефти начинает выделятся свободный газ. Этот процесс называется «разгазирование». Выделение газа из нефти может проходить по разным законам (Фиг. 2) - кривым разгазирования, на форму которых оказывает влияние давление и температура и их изменение по стволу скважины. Для точного расчета плотности газожидкостной смеси используется выражение:
смi
в
нi
i
гi
i
ρ=(ρ·b+ρ·(1-b))(1-Г)+ρ·Г,
нi
3
где: ρ - плотность сепарированной нефти на i-й глубине скважины, кг/м;
b - обводненность продукции (объемное содержание воды, которое содержится в откачиваемой жидкости), доли ед.;
в
3
ρ - плотность пластовой воды, кг/м;
ri
3
ρ - плотность газа на i-й глубине скважины, кг/м;
i
Г - объемное содержание свободного газа на i-й глубине скважины, которое находится в виде пузырьков в откачиваемой жидкости, доли ед.
i
Величина Г может меняться по глубине скважины от «0» до «1,0» в зависимости от текущего давления и температуры.
3. По частоте тока установленной на станции управления УЭЦН пересчитывается частота вращения ротора насоса.
нас
n=60f(1-S),
где: f - частота тока;
S - коэффициент скольжения.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4. По снятой на воде характеристике подача-напор, энергетической характеристике (мощность - подача N-Q и КПД - подача n**-Q) производим перерасчет подачи Q, напора Н, мощности N и КПД n** с учетом плотности жидкостной смеси, частоты вращения ротора насоса и вязкости жидкости, строим расчетные характеристики подача-напор (Q-H). При этом напор Н подача Q, мощность и КПД η определяются по
формулам:
1
H
H=KH
1
q
Q=KQ
1
N
N=KN
H
где: К - пересчетный коэффициент напора, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
Q
K - пересчетный коэффициент подачи, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
N
K - пересчетный коэффициент мощности, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
η
K - пересчетный коэффициент КПД, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;
буф
пр.н
сп
ф
5. По данным замера буферного давления Р на устье скважины и замера давления на приеме насоса Р, зная глубину спуска насоса L рассчитывают фактический напор насоса Н по формуле:
ф
сп
пр.н
смi
буф
cмi
зат
cмi
Н=L-P/pg+Р/pg-Р/Pg
сп
где: L - глубина спуска насоса.
ф
1ф
6. По расчетной характеристике подача - напор (фиг. 1) находят соответствующую фактическому напору Н подачу насоса Q.
7. По значениям силы тока I, напряжения U, cosφ и частоты тока, замеряемым на станции управления УЭЦН, рассчитывается мощность насоса. При расчете мощности учитываются потери мощности в кабеле с учетом изменения температуры в скважине, потери мощности на предвключенных устройствах (например, станции управления, трансформаторе, гидрозащите), КПД погружного электродвигателя и КПД самого насоса.
1
1
ф
2фN
2фN
1
2фN
ф
i
i
8. По энергетической характеристике N-Q находят соответствующую фактической мощности N подачу на приеме насоса Q. Полученное значение Q уточняется по кривой η-Q на основе соотношения Q/η. Значение Q/η является «уникальным» для каждого значения мощности N и исключает ошибку расчета дебита по энергетической характеристике насоса в случаях незначительного изменения мощности от подачи насоса.
2ф
9. Вычисляют значение подачи насоса на устье скважины Q, полученной на основе энергетической характеристики по формуле:
2ф
qn
2фN
Q=KQ,
QN
где: K - объемный коэффициент, учитывающий изменение объема жидкостной смеси с растворенным в ней газом при снижении давления и температуры до давления и температуры на устье скважины.
скв
1ф
1фN
10. Дебит скважины Q определяется как среднее квадратичное значение подач, полученных по расчетной характеристике подача - напор Q и по энергетической характеристике Q и вычисляется по формуле:
При реализации предложенного способа на скважине (фиг. 3) установка электроприводного центробежного насоса 1 оборудуется блоком ТМС 2, который служит для замера давления и температуры на приеме насоса и сигнал от которого поступает по кабелю 3 на станцию управления (СУ) УЭЦН 4. На устье скважины установлены манометры для замера буферного давления 5, затрубного давления 6 и датчик температуры 7, связанные с контроллером станции управления 4. В контроллер станции управления (на фиг. 3 не показан) вносятся следующие данные по скважине: обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная характеристика подача - напор насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса. Контроллер станции управления программируется в соответствии с алгоритмом, изложенным в пунктах 2-10 примера осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) настоящей заявки. На основе заложенного в контроллер алгоритма по данным блока ТМС, манометров 5 и 6 на устье скважины, датчика температуры, силы тока, напряжения и частоты тока контроллер рассчитывает значение дебита скважины в реальном времени. Данные по дебиту скважины, а также другие параметры работы УЭЦН передаются СУ в диспетчерский пункт для оперативного контроля, что существенно повышает надежность работы оборудования.
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. 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.