EA036115B1 - Method of oil production process control - Google Patents

Abstract

The invention relates to oil production industry, in particular, to control technology, and can be used in centralized control systems for oil production wells. The objective of the invention is to improve quality (accuracy and reliability) of control. The essence of the invention consists in a method of controlling the oil production process, comprising automatic regulation, at a certain flow rate of the reservoir fluid, of the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic level of fluid in the production casing string. The invention allows quick and reliable monitoring and controlling of wells operation.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технике управления, и может быть использовано в системах централизованного управления добычей нефтяных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to control technology, and can be used in systems for centralized control of oil production.

Известен способ управления процессом добычи нефти (1), заключающийся в автоматическом регулировании стабильности подачи глубинного насоса с поддержанием постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Способ включает измерение усилия на сальниковом штоке и динамического уровня в эксплуатационной колонне. Для этого начальную скорость откачки пластовой жидкости подбирают так, чтобы при заданном дебите скважины динамограмма указывала бы на незначительное (порядка 5-7%) незаполнение цилиндра, так называемого хвостика незаполнения. При этом прием глубинного насоса располагают непосредственно у динамического уровня, соответствующего заданному дебиту скважины. Колебания динамического уровня, регистрируемые датчиком, через блок управления передаются сервоприводу вариатора, изменяющего число качаний балансира станка-качалки. Стабильность процесса контролируют по показаниям датчика усилия и датчика уровня, которые одновременно должны соответствовать заранее заданному дебиту скважины. При повышении уровня, вследствие снижения производительности насоса, в динамограмме хвостик незаполнения исчезает, что служит сигналом для увеличения скорости откачки. При снижении динамического уровня из-за падения пластового давления или образования песчаной пробки на забое незаполнение цилиндра увеличивается и скорость откачки автоматически снижается.There is a known method for controlling the oil production process (1), which consists in automatically regulating the stability of the submersible pump supply while maintaining a constant dynamic liquid level in the production string. The method includes measuring the force on the stuffing box rod and the dynamic level in the production string. To do this, the initial pumping rate of the formation fluid is selected so that at a given well flow rate, the dynamometer chart would indicate an insignificant (about 5-7%) cylinder underflow, the so-called underfill tail. In this case, the intake of the submersible pump is located directly at the dynamic level corresponding to the given flow rate of the well. The fluctuations of the dynamic level registered by the sensor are transmitted through the control unit to the variator servo-drive, which changes the number of oscillations of the rocker beam. The stability of the process is controlled by the readings of the force sensor and the level sensor, which must simultaneously correspond to a predetermined well flow rate. When the level rises, due to a decrease in pump performance, the underfill tail disappears in the dynamometer chart, which serves as a signal to increase the pumping speed. When the dynamic level decreases due to a drop in reservoir pressure or the formation of a sand plug at the bottom hole, the cylinder underfill increases and the pumping speed is automatically reduced.

Недостатком данного способа является то, что стабилизация уровня в эксплуатационной колонне не всегда обеспечивает стабильность подачи насоса, так как при постоянном уровне возможно изменение депрессии пласта, связанное с изменением пластового и забойного давления, что приводит к изменению коэффициента заполнения и подачи насоса.The disadvantage of this method is that level stabilization in the production casing does not always ensure the stability of the pump flow, since at a constant level, a change in the formation depression associated with a change in reservoir and bottomhole pressure is possible, which leads to a change in the filling factor and pump delivery.

Другим недостатком данного способа является то, что в нем не учитывается влияние кинематической вязкости пластовой жидкости, утечки в нагнетательном и всасывающем клапанах и между плунжером и втулками цилиндра, а также износа насоса во времени на величину подачи насоса, что также влияет на качество управления (точности и надежности).Another disadvantage of this method is that it does not take into account the effect of the kinematic viscosity of the formation fluid, leaks in the discharge and suction valves and between the plunger and cylinder liners, as well as pump wear over time on the pump flow rate, which also affects the quality of control (accuracy and reliability).

Основными функциональными узлами системы (устройства), реализующими известный способ, являются блок управления, датчик динамического уровня (эхомер), датчик усилия, установленный на сальниковом штоке, и вариатор скоростей с сервоприводом. Недостатком данного устройства является то, что оно не позволяет получить требуемого качества (точность и надежность) управления.The main functional units of the system (device) that implement the known method are a control unit, a dynamic level sensor (echometer), a force sensor mounted on a stuffing box rod, and a speed variator with a servo drive. The disadvantage of this device is that it does not provide the required quality (accuracy and reliability) of control.

Задача изобретения состоит в повышении качества (точности и надежности) управления.The objective of the invention is to improve the quality (accuracy and reliability) of control.

Предложен способ добычи нефти, включающий этапы, на которых автоматически регулируют стабильность подачи глубинного насоса.A method of oil production is proposed, which includes stages at which the stability of the submersible pump supply is automatically controlled.

Сущность изобретения состоит в способе добычи нефти, включающем этапы, на которых автоматически регулируют стабильность подачи глубинного насоса и поддерживают постоянный динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне при заданном дебите пластовой жидкости, измеряют усилие в сальниковом штоке и уровень жидкости в эксплуатационной колонне и регулируют изменение частоты качания балансира станка-качалки. Дополнительно измеряют давление в устье скважины датчиками, распложенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ), одна из которых находится в устье НКТ, а вторя ниже, на расстоянии, соответствующем 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, и рассчитывают дебит пластовой жидкости по следующему алгоритму:The essence of the invention consists in a method for oil production, which includes the stages at which the stability of the submersible pump feed is automatically controlled and a constant dynamic fluid level in the production string is maintained at a given flow rate of the formation fluid, the force in the stuffing box rod and the liquid level in the production string are measured and the swing frequency change is controlled rocker beam. Additionally, the pressure at the wellhead is measured by sensors located at two points of the tubing (tubing), one of which is located at the wellhead, and the second is lower, at a distance corresponding to 1/2 of the cylinder height of the pump used, and the flow rate of the formation fluid is calculated by the following algorithm:

Q = 1440F_H ns_nl а oc=-Z ₄ + Δ/ι 2 ^{ц 5}ni ^— к где Q - дебит пластовой жидкости (подачи насоса), м³/сут;Q = 1440F _H ns _nl a oc = -Z ₄ + Δ / ι 2 ^{c 5} ni ^- k where Q is the flow rate of the formation fluid (pump flow), m ³ / day;

к - коэффициент заполнения цилиндра насоса, долевая;k - filling factor of the pump cylinder, fractional;

n - число качания балансира, в минуту, 1/мин;n is the number of rocker swing, per minute, 1 / min;

s_n1 - длина хода плунжера в цилиндре насоса, м;s _n1 - length of the plunger stroke in the pump cylinder, m;

Δh - расстояние между датчиками давления м;Δh - distance between pressure sensors m;

FH - площадь поперечного сечения плунжера, м²;FH — cross-sectional area of the plunger, m ² ;

1_ц - высота цилиндра насоса, м;1 _c - the height of the pump cylinder, m;

Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемый способ отличается от известного новым существенным признаком: установление в устройство датчиков давления, установленных в двух точках НКТ, одна из которых находится в устье НКТ, а вторая ниже, на расстоянии, соответствующем 1/2 высоты цилиндра используемого насоса. Наличие новых существенных признаков заявляемого решения соответствует критерию новизна.Comparative analysis of the claimed invention and the prototype showed that the claimed method differs from the known one by a new essential feature: the installation of pressure sensors installed in two points of the tubing, one of which is located at the tubing mouth, and the second is lower, at a distance corresponding to 1/2 of the height cylinder of the pump used. The presence of new essential features of the proposed solution meets the criterion of novelty.

Сравнительный анализ с другими известными решениями в данной области показал, что не найдены решения, совпадающие с заявляемым. Так как основным параметром в регулировании стабилизации подачи насоса является дебит пластовой жидкости, то в отличие от прототипа, в котором указанный па- 1 036115 раметр определяется по динамограмме, в заявляемом изобретении расчет дебита пластовой жидкости осуществляется по алгоритму, разработанному авторами изобретения. Для более точного и надежного определения дебита пластовой жидкости снимается дополнительные параметр давлений в двух точках устья НКТ.Comparative analysis with other known solutions in this area showed that no solutions have been found that coincide with the claimed one. Since the main parameter in regulating the stabilization of the pump flow is the formation fluid flow rate, in contrast to the prototype, in which the specified parameter is determined by the dynamogram, in the claimed invention, the formation fluid flow rate is calculated according to the algorithm developed by the authors of the invention. For a more accurate and reliable determination of the formation fluid flow rate, an additional pressure parameter is taken at two points of the tubing wellhead.

Согласно разработанному алгоритму и параметрам, необходимым для его решения, в системе (устройстве) были дополнительно установлены датчики давления.According to the developed algorithm and the parameters necessary for its solution, pressure sensors were additionally installed in the system (device).

Совокупность всех существенных признаков, входящих в заявляемое изобретение, позволяет повысить качество управления процессом добычи нефти и, следовательно, заявляемое решение соответствует критерию технический уровень, а решение, в целом, может быть признано изобретением.The totality of all the essential features included in the claimed invention makes it possible to improve the quality of control of the oil production process and, therefore, the claimed solution meets the criterion of the technical level, and the solution, in general, can be recognized as an invention.

Сущность изобретения проиллюстрирована на чертеже - приведена принципиальная схема устройства управления процессом добычи нефти, которая содержит датчик усилия 1; преобразователь датчика усилия 2; датчик уровня 3; преобразователь уровня 4; датчики давления. 5; преобразователь давлений 6; вариатор 7; блок управления 8; полированный шток 9; эксплуатационную колонну 10; выкидную линию скважин 11.The essence of the invention is illustrated in the drawing - a schematic diagram of a device for controlling the oil production process is shown, which contains a force sensor 1; force sensor converter 2; level sensor 3; level 4 converter; Pressure Sensors. five; pressure transducer 6; variator 7; control unit 8; polished rod 9; production casing 10; well flow line 11.

Система (установка) работает следующим образом. В блоке управления с заданной частотой подключаются преобразователи 2, 4, 6 и опрашиваются значения датчиков усилий, установленных на сальниковом штоке 9; уровня жидкости, установленного на устье эксплуатационной колонны 10; давления, установленного на устья скважины. Датчики, установленные в системе, являются известными устройствами: датчик усилия - Dinamometer HT; датчик уровня - эхомер - Remote Fire Gaz Run, датчик перепада давления - типа САПФИР. На основании информации, полученной из преобразователей, по следующим формулам рассчитываются значения коэффициента заполнения насоса и дебит нефтяной скважины:The system (installation) works as follows. In the control unit with a given frequency, converters 2, 4, 6 are connected and the values of the force sensors installed on the stuffing box rod 9 are interrogated; the liquid level established at the mouth of the production casing 10; pressure set at the wellhead. The sensors installed in the system are known devices: force sensor - Dinamometer HT; level sensor - echometer - Remote Fire Gaz Run, differential pressure sensor - SAPFIR type. Based on the information received from the transducers, the pump fill factor and the oil well flow rate are calculated using the following formulas:

Q = 1440F_H ns_nl а ос=-/_ц + А/1 $п1 ~Q = 1440F _H ns _nl a os = - / _c + A / 1 $ n1 ~

Заявляемое изобретение позволяет оперативно и надежно контролировать и управлять эксплуатацией скважин.The claimed invention makes it possible to quickly and reliably monitor and control well operation.

Claims (1)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM Способ добычи нефти, включающий этапы на которых автоматически регулируют стабильность подачи глубинного насоса и поддерживают постоянный динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне при заданном дебите пластовой жидкости, измеряют усилие в сальниковом штоке и уровень жидкости в эксплуатационной колонне и регулируют изменение частоты качания балансира станкакачалки, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ), одна из которых находится в устье НКТ, а вторая - ниже, на расстоянии, соответствующем 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, и рассчитывают дебит пластовой жидкости по следующему алгоритму:The method of oil production, which includes the stages at which the stability of the submersible pump feed is automatically controlled and a constant dynamic fluid level in the production casing is maintained at a given flow rate of the formation fluid, the force in the stuffing box rod and the fluid level in the production casing are measured and the change in the oscillation frequency of the rocker arm of the pumping unit is , which additionally measures the pressure at the wellhead by sensors located at two points of the tubing, one of which is at the wellhead, and the second is lower, at a distance corresponding to 1/2 of the cylinder height of the pump used, and the flow rate is calculated formation fluid according to the following algorithm: Q = 1440F_w ns_nl аQ = 1440F _w ns _nl a 1 ос=-/_ц + Δ/ι ⁵П1 ^—^ц где Q - дебит пластовой жидкости (подачи насоса), м³/ч;1 os = - / _c + Δ / v ⁵ P1 ^- ^ c where Q is the flow rate of the formation fluid (pump flow), m ³ / h; х - коэффициент заполнения цилиндра насоса, долевое;x - filling factor of the pump cylinder, fractional; s_n1 - длина хода плунжера в цилиндре насоса, м;s _n1 - length of the plunger stroke in the pump cylinder, m; Δh - расстояние между датчиками давления м;Δh - distance between pressure sensors m; F_H - площадь поперечного сечения плунжера, м²;F _H - cross-sectional area of the plunger, m ² ; 1_ц - высота цилиндра насоса, м.1 _c - the height of the pump cylinder, m.