RU2652219C1 - Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units - Google Patents
Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652219C1 RU2652219C1 RU2017122778A RU2017122778A RU2652219C1 RU 2652219 C1 RU2652219 C1 RU 2652219C1 RU 2017122778 A RU2017122778 A RU 2017122778A RU 2017122778 A RU2017122778 A RU 2017122778A RU 2652219 C1 RU2652219 C1 RU 2652219C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- power consumed
- actual
- pressure
- viscosity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000013473 artificial intelligence Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 claims description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 210000002569 neuron Anatomy 0.000 description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to the field of the oil industry and can be used to determine the flow rate of wells equipped with electric centrifugal submersible pump installations with a variable frequency drive and a control station.
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.A known method for determining the flow rate of a well equipped with a downhole pump, including measuring the consumed power of the pump drive electric motor and wellhead pressure and determining the pump performance, provides for measuring the operating current of the electric motor and pressure at the pump intake when operating in the nominal mode with plotting the energy coefficient versus pump performance, which determine the flow rate of the well [a.s. USSR No. 1820668, publ. 09/20/95]. The disadvantages of this method are the technical complexity associated with measuring the power consumed by an electric motor, since it is located at a great depth from the wellhead, as well as the low accuracy of determining the flow rate of a well, due to the fact that the passport characteristics of the pump, taken on water, are used.
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].The closest in technical essence and the achieved result to the claimed one is the method adopted for the prototype for determining the flow rate of wells equipped with pumping units, including the construction of the passport pressure and flow characteristics and energy characteristics at the rated frequency, taking into account the actual parameters of the pumped formation fluid (density, viscosity) and pump installation (actual rotor speed of the pump, gas content at the pump intake, current, voltage pressure, load factor, pressure and temperature at the pump inlet, pressure and temperature at the pump outlet), recalculating and rebuilding the catalog (passport) working pressure and energy and energy characteristics of the well pump, determining the pump flow (well flow rate) by the specified pump performance and certain, taking into account the actual operating parameters of the pumping unit, the pressure and power of the pump [RU No. 2575785, E21B 47/10, publ. 03/20/2015].
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.The disadvantage of this method is the lack of accuracy in determining the flow rate of the well, due to the fact that the conversion to real fluid is based on the characteristics of the pump, taken on the water, such conversion algorithms have an error greater than that required for proper monitoring of oil production. In addition, measurements of electrical parameters of the pumping unit, such as current, voltage, and load factor, do not allow a high accuracy in calculating power consumption, since in the case of reactive load, which is represented by the motor, a non-zero phase difference occurs between the current and voltage. Also, in the indicated method, the assumption is made that the pump flow corresponds to the flow rate of the well, but due to various reasons, for example, degassing, these values may differ.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение точности определения дебита.The problem to which the present invention is directed, is to increase the accuracy of determining the flow rate.
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.The specified technical result is achieved by the fact that in the method for determining the flow rate of wells equipped with pumping units with a control station, including the construction of the characteristics of the pump used, the flow rate and energy characteristics, accounting for the power consumed by the pump, the actual values of the density and viscosity of the pumped gas-liquid mixture, the actual frequency rotation of the pump rotor, gas content at the pump intake, current, voltage, load factor, pressure and temperature at the pump intake, pressure and temperature at the outlet of the pump, according to the invention, the energy characteristics of the pump used are built on the basis of actual data obtained for different values of frequencies and viscosity, followed by the formation of a continuous space of characteristics using artificial intelligence technologies to obtain intermediate values and to determine the well flow rate by value the power consumed by the pump, the actual rotational speed of the pump rotor and the viscosity of the pumped gas-liquid with Mesi, while the power consumed by the pump is defined as the difference between the power of the entire pumping unit and its losses at additional nodes, calculated by energy measurements.
При этом расчет дебита скважины проводят с учетом обводненности и объемного коэффициента нефти, характеризующего процесс ее разгазирования.In this case, the calculation of the well flow rate is carried out taking into account the water cut and volumetric coefficient of oil characterizing the process of its degassing.
Кроме того, мощность, потребляемую всей установкой, определяют с помощью счетчика электроэнергии, установленного на станции управления.In addition, the power consumed by the entire installation is determined using an electricity meter installed at the control station.
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.To determine the intermediate characteristics of the pump, neural networks are used, in which the input values are the viscosity of the pumped gas-liquid mixture, the current speed of the pump rotor and the current value of the power consumed by the pump.
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.Replacing the recalculation of passport characteristics with the actual characteristics of the pump, taken on a bench using a model fluid with a variation in the characteristics of this fluid and obtaining a family of characteristics for subsequent interpolation of the results using artificial intelligence technologies to obtain intermediate values between the set of experimental points recorded on the bench, improves accuracy determine pump flow.
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.Taking into account the process of oil degassing, due to which the flow rate of the gas-liquid mixture through the pump differs from the flow rate at the surface, helps to more accurately determine the flow rate of oil wells with a high content of dissolved gas.
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.To illustrate the essence of the method, illustrative materials are shown, where in FIG. 1 shows a graph of the dependence of the viscosity of oil TM-05 on temperature; in FIG. 2 - structure of a neuron.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
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 vi по графику зависимости вязкости масла от температуры (фиг. 1) определяют температуру Ti (i - текущий индекс, в данном случае для температуры и вязкости), соответствующую требуемому значению вязкости vi, и данное значение температуры задают системе термостатирования. После того, как температура достигла выбранного значения в диапазоне Ti±0.5°C, устанавливают скорость вращения вала насоса 2400 об/мин и запускают насос. Испытания проводят для следующих значений скорости вращения вала ni насоса, об/мин: 2400, 2700, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500, 6000.1. The pump as part of the ESP unit, designed to be lowered into the well with the function of determining the flow rate, is preliminarily tested at the ST-20. Test bench for pumps on highly viscous liquids ”to build a family of energy characteristics (the dependence of the power consumed by the pump on the pump supply). As a model fluid simulating viscous oil, TM-5 oil is used, which has a viscosity of 400 cSt at a temperature of 20 ° C. To simulate various viscosity values, the temperature of the oil pumped through the pump is changed and maintained constant with an accuracy of ± 0.5 ° C due to the temperature control system included in the bench complex. The following viscosity values are simulated, in cSt: 400, 300, 200, 100, 60, 40, 30, 20, 1. To obtain the desired viscosity value v i , the temperature T i is determined from the temperature dependence of the viscosity of the oil (Fig. 1) ( i is the current index, in this case for temperature and viscosity), corresponding to the desired viscosity value v i , and this temperature value is set to the temperature control system. After the temperature has reached the selected value in the range of T i ± 0.5 ° C, set the rotation speed of the pump shaft 2400 rpm and start the pump. The tests are carried out for the following values of the shaft rotation speed n i of the pump, rpm: 2400, 2700, 3000, 3500, 4000, 4500, 5000, 5500, 6000.
Для всех комбинаций vi, ni 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.For all combinations v i , n i build the energy characteristic. To do this, fix the pressure value at the pump intake using a check valve and regulate the pressure on the pump discharge using a valve. The pressure developed by the pump is calculated as the difference between the pressure values at the pump side and at the pump intake. First, the pressures generated by the pump with the valve fully open and with the valve fully closed are measured. The result is the minimum and maximum pressure developed by the pump at a given frequency and viscosity. The difference between the maximum and minimum pressure values is divided into 10 parts and a step is obtained. After that, a series of tests is carried out with the obtained step, starting from the minimum pressure value to its maximum value, fixing the pump flow using a flow meter, and the power consumed by the pump using a torque meter included in the bench complex for each step.
В результате проведенных испытаний получают совокупность точек vi, ni, Ni, Qi, где vi - текущая вязкость, ni - текущая скорость вращения вала насоса, Ni - текущее значение мощности, потребляемой насосом, Qi - текущая подача насоса. Данная совокупность точек определяет пространство возможной работы насоса при испытанных параметрах, в котором гарантируется высокая точность определения дебита скважины.As a result of the tests, a set of points v i , n i , N i , Q i is obtained, where v i is the current viscosity, n i is the current rotation speed of the pump shaft, N i is the current value of the power consumed by the pump, Q i is the current supply pump. This set of points determines the space of possible pump operation with the tested parameters, in which high accuracy of determining the flow rate of the well is guaranteed.
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. 2.2. In order to determine intermediate values (between the points taken) inside this space, it is necessary to carry out an approximation. For the approximation, they use artificial intelligence technology, in particular neural networks, using the MATLAB application software from MathWorks, the Neural Network Toolbox. The general structure of the neuron is shown in FIG. 2.
Данные подготавливаются следующим образом. В качестве входных данных нейросети выбираются значения вязкости (vi), текущей скорости вращения насоса (ni), текущего значения мощности, потребляемой насосом (Ni). В качестве выходных данных подача насоса (Qi). 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).The data are prepared as follows. As input to the neural network, the values of viscosity (v i ), the current pump speed (n i ), and the current value of the power consumed by the pump (N i ) are selected. As output, pump flow (Q i ). After that, the Neural Network Toolbox provides network training. As a result, a neural network object is formed, at the output of which it is possible to obtain the pump supply value for arbitrary values of viscosity, rotation speed and power consumed by the pump within their ranges. This neural network in the form of program code is embedded in the software of the control station (SU).
3. Для вычисления мощности, потребляемой насосом при работе на скважине в составе УЭЦН, определяются потери мощности во всех узлах установки по следующим формулам.3. To calculate the power consumed by the pump when working in the well as part of the ESP, power losses are determined in all units of the installation according to the following formulas.
Потери (ΔNF) в выходном фильтре СУ:Losses (ΔN F ) in the SU output filter:
где I1 - ток первичной обмотки трансформатора;where I 1 is the current of the primary winding of the transformer;
ƒ - частота тока;ƒ - current frequency;
LF - индуктивность фильтра;L F is the filter inductance;
RF - сопротивление фильтра, Ом.R F - filter resistance, Ohm.
Потери (ΔNtr) в трансформаторе:Losses (ΔN tr ) in the transformer:
где NXX - потери холостого хода трансформатора;where N XX - idle loss of the transformer;
NK3 - потери короткого замыкания трансформатора;N K3 - short circuit loss of the transformer;
U1 - текущее напряжение первичной обмотки;U 1 - the current voltage of the primary winding;
U1H - номинальное напряжение первичной обмотки;U 1H is the rated voltage of the primary winding;
β1 - коэффициент загрузки по току.β 1 - load factor current.
Потери (ΔNcab) в кабельной линииLoss (ΔN cab ) in the cable line
где ncab - число жил в кабеле;where n cab is the number of cores in the cable;
U1H - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;U 1H - rated voltage of the primary winding of the transformer;
U2H - напряжение отпайки трансформатора;U 2H is the soldering voltage of the transformer;
ρCU - удельное сопротивление меди при температуре Т0=20°C (составляет 0,0175 Ом⋅мм2/м);ρ CU is the resistivity of copper at a temperature of T 0 = 20 ° C (is 0.0175 Ohm⋅mm 2 / m);
Lcab - длина кабеля, м;L cab - cable length, m;
Scab - площадь сечения жилы кабельной линии, мм;S cab - cross-sectional area of the cable line core, mm;
αT - температурный коэффициент сопротивления меди, равный 0,004 1/°C;α T is the temperature coefficient of resistance of copper equal to 0.004 1 / ° C;
Tпл - температура пласта, °С;T PL - reservoir temperature, ° C;
ТЗ - температура поверхностного слоя Земли, °C. W T - temperature of the surface layer of the Earth, ° C.
Потери в двигателе, в гидрозащите и в устройствах для борьбы с газом определяются по справочным значениям, которые считываются из интерфейса СУ.Losses in the engine, in hydraulic protection and in gas control devices are determined by reference values, which are read from the SU interface.
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:Pre-determine the power (N) consumed by the entire installation using an electricity meter, in its absence, the power can be calculated by the formula, taking into account the phase difference between current and voltage:
где U - линейное напряжение на выходе СУ;where U is the linear voltage at the output of the SU;
I - фазный (линейный) ток на выходе СУ;I - phase (linear) current at the output of the control system;
cos ϕ - косинус на выходе СУ.cos ϕ is the cosine at the output of the control system.
Суммируют потери мощности во всех узлах установкиSummarize power losses in all nodes of the installation
где ΔNF - потери выходного фильтра СУ, ΔNtr - потери в трансформаторе, ΔNcab - потери в кабельной линии, ΔNM - потери в двигателе, ΔNSeal - потери в гидрозащите, ΔNPU - потери в предвключенных устройствах.where ΔN F - losses of the SU output filter, ΔN tr - losses in the transformer, ΔN cab - losses in the cable line, ΔN M - losses in the motor, ΔN Seal - losses in hydraulic protection, ΔN PU - losses in upstream devices.
Мощность, потребляемая насосом, определяется по формулеThe power consumed by the pump is determined by the formula
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.The derivation of these formulas is described in detail in an article by I.V. Zolotarev, S.N. Pesherenko, E.V. Fee. Energy Efficiency Prediction of ESP // Drilling and Oil. 2013, No. 9, p. 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 QPump.4. Determination of pump flow. For this, the power consumed by the pump, calculated by the formula (6), the rotation speed of the pump shaft, measured in the control station, and the viscosity of the produced oil are substituted as input parameters of the neural network object. The viscosity of the produced oil is a reference value and its significance is known to the technologists of the oil companies. As a result of the operations performed at the output of the neural network object, the value of the pump Q Pump is obtained.
5. Определение дебита скважины с учетом процесса разгазирования. Для этого первоначально определяют долю воды, проходящей через насос5. Determining the flow rate of the well, taking into account the process of degassing. To do this, initially determine the proportion of water passing through the pump
и долю проходящей через насос нефти с растворенным газомand the proportion of dissolved gas passing through the pump
Рассчитывают долю нефти без газа на поверхностиCalculate the proportion of oil without gas on the surface
Определяют дебит на поверхностиSurface flow rate determined
где W - обводненность, В - объемный коэффициент нефти. Эти параметры являются справочными величинами и их значения известны технологам нефтяных компаний.where W is the water cut, B is the volumetric coefficient of oil. These parameters are reference values and their values are known to technologists of oil companies.
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.Thus, the use of pump characteristics obtained as close as possible to real conditions due to the use of model fluids with the proposed artificial intelligence technology, the actual accounting of the power consumed by the pump and accounting for oil degassing can significantly increase the accuracy of determining the well flow rate.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017122778A RU2652219C1 (en) | 2017-06-27 | 2017-06-27 | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017122778A RU2652219C1 (en) | 2017-06-27 | 2017-06-27 | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2652219C1 true RU2652219C1 (en) | 2018-04-25 |
Family
ID=62045298
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017122778A RU2652219C1 (en) | 2017-06-27 | 2017-06-27 | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2652219C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111980668A (en) * | 2020-09-25 | 2020-11-24 | 中国海洋石油集团有限公司 | Oil field well flow real-time metering system and method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1735607A1 (en) * | 1990-01-29 | 1992-05-23 | Нижегородский институт инженеров водного транспорта | Method of testing centrifugal pump |
| SU1820668A1 (en) * | 1988-04-27 | 1995-09-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Method for determination of production rate of well provided with bottom-hole oil pump |
| SU1832833A1 (en) * | 1988-05-25 | 1996-03-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Device for determination of well production rate |
| US20080257544A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores |
| RU2575785C2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Determination of flow rate of wells equipped with pump plants |
| RU2581180C1 (en) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
-
2017
- 2017-06-27 RU RU2017122778A patent/RU2652219C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1820668A1 (en) * | 1988-04-27 | 1995-09-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Method for determination of production rate of well provided with bottom-hole oil pump |
| SU1832833A1 (en) * | 1988-05-25 | 1996-03-20 | Самарский инженерно-строительный институт им.А.И.Микояна | Device for determination of well production rate |
| SU1735607A1 (en) * | 1990-01-29 | 1992-05-23 | Нижегородский институт инженеров водного транспорта | Method of testing centrifugal pump |
| US20080257544A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores |
| RU2575785C2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") | Determination of flow rate of wells equipped with pump plants |
| RU2581180C1 (en) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111980668A (en) * | 2020-09-25 | 2020-11-24 | 中国海洋石油集团有限公司 | Oil field well flow real-time metering system and method |
| CN111980668B (en) * | 2020-09-25 | 2023-07-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | Oilfield well flow real-time metering system and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106761681B (en) | Electric pump well fault real-time diagnosis system and method based on time sequence data analysis | |
| AU2016335457B2 (en) | Estimating flow rate at a pump | |
| Liang et al. | Electrical submersible pump systems: Evaluating their power consumption | |
| RU2581180C1 (en) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units | |
| RU2652219C1 (en) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units | |
| RU2652220C1 (en) | Method of determining flow rate of wells equipped with pumping units | |
| Alqahtani et al. | Electric Submersible Pump Setting Depth Optimization-A Field Case Study | |
| Takacs | How to improve poor system efficiencies of ESP installations controlled by surface chokes | |
| Morrison et al. | Evaluation of effect of viscosity on an electrical submersible pump | |
| Biazussi et al. | Experimental study and modeling of heating effect in electrical submersible pump operating with ultra-heavy oil | |
| Olsen et al. | Esp assisted production allocation in peregrino field | |
| RU2677313C1 (en) | Oil well operation method by the electric centrifugal pump unit | |
| WO2021137854A1 (en) | Predict brake horsepower for a pump for viscous applications | |
| Liang et al. | Power consumption evaluation for electrical submersible pump systems | |
| US11976954B2 (en) | Method of calculating viscous performance of a pump from its water performance characteristics and new dimensionless parameter for controlling and monitoring viscosity, flow and pressure | |
| Brazil et al. | Successful production allocation through esp performance in peregrino field | |
| Patil et al. | Predictive Model for Two-Phase Flow Performance of Mixed Flow Pumps | |
| Yin | CFD simulation of the influence of viscosity on an electrical submersible pump | |
| Ejim et al. | Physical Performance Testing of a Prototype Gerotor Pump Operating in Liquid and Gas/Liquid Conditions | |
| Bellarby | Artificial lift | |
| Nguyen et al. | Electrical Submersible Pump | |
| Herianto et al. | Re-design of electric submersible pump to increase production with variable stage and frequency sensitivity: Case study well “JTB-89” | |
| Barrios et al. | Surveillance Models of Large-Scale ESP With High Viscosity Fluids and Gas | |
| De Raeve et al. | Enabling Increased Oil Recovery from Deep-Water Viscous Oil Reservoirs by Improved Performance Prediction of Multiphase Viscous Pumps | |
| TAKÁCS | Detailed design of an esp installation for a geothermal well |