Устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита

Заявляемая полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти в фонтанных, компрессорных и эксплуатируемых другими механизированными способами скважинах с высоким газовым фактором добываемой продукции. Заявляется устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен первый датчик давления, а также помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, при этом оба датчика подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа. Новым является то, что выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью. Полезная модель включает 4 зависимых пункта формулы, 5 рисунков.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти в фонтанных, компрессорных и эксплуатируемых другими механизированными способами скважинах с высоким газовым фактором добываемой продукции.

Известно устройство для добычи нефти, содержащее размещенный на выкидном нефтепроводе скважины запорный орган, установленный на его входе датчик давления, и помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, соединенные через блок управления с запорным органом и имеющие возможность открытия запорного органа при повышении, по меньшей мере, одного из измеряемых давлений до соответствующего верхнего предельного значения и закрывания при понижении по меньшей мере одного из измеряемых давлений до соответствующего нижнего предельного значения, обеспечивающее поддержание оптимального забойного давления для максимального дебита скважины и нефтеотдачи пласта (RU 2165517, кл. Е 21 В 43/00, Е 21 В 43/12, 2001).

Устройству присущи следующие недостатки, а именно: устройство обеспечивает оптимизацию забойного давления скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых его значений, но не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и его измерения. Так, например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. Устройство целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что резко ограничивает область его применения.

Кроме того, для выбора оптимального режима работы скважины необходимо постоянно проводить исследования скважины, построение кривых разгазирования, определения зависимости дебита от забойного давления, забойного давления от устьевого и затрубного давлений. Учитывая сложность, трудоемкость этих работ и частоту их проведения, а также относительно широкий диапазон определяемого оптимального забойного давления, достоверность его поддержания с помощью известного устройства

является технически сложной задачей, имея в виду то, что параметры системы «пласт - забой - подъемник скважины» могут достаточно быстро меняться, а получение оперативных данных по текущему дебиту скважины и его динамике устройство не обеспечивает.

В основу данного технического решения поставлена задача создания универсального устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, свободного от вышеперечисленных недостатков прототипа за счет обеспечения регулирования и стабилизации заданного значения устьевого давления, регулирования затрубного давления при одновременном измерении дебита скважины в реальном режиме времени для скважин, работающих как в непрерывном, так и периодическом режиме эксплуатации, как фонтанных, так и компрессорных, как высокодебитных, так и малодебитных, а также возможности оперативного определения оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения ряда трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины.

Решение поставленной задачи в устройстве для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащем установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен первый датчик давления, а также помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, при этом оба датчика подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа, достигается тем, что выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью.

Выгодно для обеспечения температурной стабильности первый запорный орган со своим исполнительным механизмом расположить в термостатной измерительной камере, снабженной средствами измерения собственной температуры, температуры флюида и перепада давления флюида на клапане, при этом все измерительные средства подключить к блоку управления.

Целесообразно для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан первого запорного органа выполнить в виде электромеханического измерительного реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло, в которой линейное перемещение иглы пропорционально площади проходного сечения клапана.

Полезно для обеспечения температурной стабильности второй запорный орган со своим исполнительным механизмом расположить в термостатной измерительной камере, снабженной средствами измерения собственной температуры и давления газа в затрубье, при этом все измерительные средства подключить к блоку управления.

Целесообразно также для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан второго запорного органа выполнить в виде электромеханического реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло.

На фиг.1 представлена структурная схема заявляемого устройства. На фиг.2 приведена структурная схема блока управления на базе микропроцессорного контроллера.

На фиг.3 показан характер изменения устьевого и затрубного давлений при работе заявляемого устройства.

На фиг.4 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины.

На фиг.5 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины при разных режимах работы устройства.

Представленное на фиг.1 устройство для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу 1 нефтедобывающей скважины 2, выход которой соединен с входным термостатом 3, внутри которого расположен фрагмент нефтепровода 4 с установленными на нем запорным органом 5 и его электроприводом 6. Электропривод 6 механически соединен с запорным органом 5 и датчиком площади проходного сечения 7. Датчики давления 8 и 9, температуры 11 и площади проходного сечения 7 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а управляющий вход электропривода 6 и нагревательного элемента термостата 22 соединены с управляющим выходами блока управления 12. Выход затрубного пространства скважины 2 соединен с входным термостатом 13, внутри которого расположен фрагмент газопровода 14 с установленными на нем запорным органом 15 с электроприводом 16 и датчиком давления 17, а также датчик температуры 18 и нагревательный элемент 21 термостата, при этом электропривод 16 механически соединен с запорным органом 15, датчик давления 17 и датчик температуры 18 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а вход электропривода 16 и нагревательного элемента термостата 21 соединены с управляющими выходами блока управления 12. Выход термостата 13 через газопровод 14 и обратный клапан 19 соединен с выходом нефтепровода (нефтегазосбором) 20. Температурный режим термостатов 3 и 13 обеспечивается нагревательными элементами

22 и 21 соответственно.

Представленный на фиг.2 блок управления 12 состоит из микропроцессора 23, постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) 24, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 25, устройства ввода-вывода 26, аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 27, цифро-аналогового преобразователя (ЦАП) 28, выходных ключей 32, соединенных между собой посредством системной шины 29. С устройством ввода-вывода также соединены клавиатура 30 и индикатор 31.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений компрессорной скважины, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34, и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтегазосборе) - кривая 36.

Представленные на фиг.4 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник - М» (ГЗУ) -кривая 37 и заявляемым устройством (АСУ) - кривая 38, показывают, как отличаются результаты периодических «точечных» измерений штатным средством измерения и непрерывных в режиме реального времени - заявляемым устройством.

Представленные на фиг.5 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник - М» - кривая 39 и заявляемым устройством - кривая 40, показывают, как отличаются результаты измерений в режиме нестабилизированного устьевого давления - временной участок А-В и в режиме стабилизации устьевого давления заявляемым устройством - временной участок В-С.

Известно, что поступающая в забой скважины газонефтяная смесь даже при значительном снижении давления (0,30...0,35 от давления насыщения) остается тонкодисперсной с равномерно распределенной по потоку газовой фазой и в межлопаточных каналах центробежного насоса не происходит образования газовых каверн и нарушения спектра скоростей [см. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. М.ВНИИОЭНГ, 1972]. Непрерывный характер работы центробежного насоса позволяет допустить, что условия откачки в компрессорной скважине аналогичны

условиям работы фонтанного подъемника [см. Брискман А.А., Кезь А.Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. -Тр.ВНИИ, вып. 51, 1974]. Таким образом, в фонтанных и компрессорных скважинах поступающий на устье флюид при условии поддержания постоянного значения устьевого давления можно принять за некую условную гомогенную сжимаемую жидкость с постоянной плотностью и измерять ее дебит (расход), а затем по известным значениям обводненности и газового фактора расчетным путем определять дебит ее составных частей - нефти, воды и газа. При этом значения обводненности и газового фактора можно считать постоянными и периодически корректировать по данным промысловой геологической службы, а длительность периода между корректировками определять опытным путем.

Эти предпосылки использует для измерения дебита заявляемое устройство, которое работает следующим образом. В исходном положении запорно-регулирующие клапаны 5 и 15 закрыты. В блок управления 12 поступают данные о значениях следующих параметров: затрубного давления - с датчика 17, температуры в термостате 13 - с датчика 18, устьевого давления - с датчика 8, температуры на входе запорно-регулирующего клапана 5 - с датчика 10, давления на его выходе в нефтесборе 20 - с датчика 9, площади проходного сечения запорно-регулирующего клапана 5 (положения его иглы) - с датчика 7 и температуры в термостате 3 - с датчика 11. Если давление в нефтесборе 20 не превышает устьевого и затрубного, блок управления 12 подает сигнал через электропривод 16 на приоткрытие клапана 15, который начинает стравливать затрубный газ до достижения заданного уставкой значения предельного затрубного давления, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования. Одновременно подается сигнал на электропривод 6 и плавное приоткрытое клапана 5, через который продукция скважины начинает поступать в нефтегазосборе 20, при этом устьевое давление начинает плавно снижаться до заданного управляющей программой (уставкой) блока управления 12 предельного значения, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования путем стабилизации заданного уставкой значения. Одновременно по данным датчиков температуры 11 и 18 блок управления 12 поддерживает заданные соответствующими уставками температурные режимы термостатов 3 и 13. После стабилизации устьевого давления производят посредством измерительного средства - групповой замерной установки, тест-сепаратора или отбора проб измерение дебита скважины по жидкости Q, нефти Qн, воде Qв и газу Qг. Полученные данные по измеренным дебитам вводятся

в блок управления 12, по данным датчиков давления 8 и 9 он определяет перепад давления Р на дросселирующей паре седло-игла клапана 5, датчика 7 -относительную высоту положения иглы А в седле дроссельной пары и производит расчет дебита условной жидкости по формуле

где

Qуж - дебит условной жидкости,

Qн, Qв, Qг - дебиты нефти, воды и газа, измеренные измерительным средством,

Р - перепад давления на дросселирующей паре, равный разности давлений до и после нее,

Ру - устьевое давление,

Pa - атмосферное давление,

Кv макс - максимальный коэффициент расхода дросселирующей пары, зависящий от ее условного прохода,

А - относительная высота положения иглы в седле дросселирующей пары, изменяющаяся от 0 до 1,

рн - плотность нефти,

рв - плотность воды,

рг - плотность газа при нормальных условиях, после чего блока управления 12 переходит на непрерывное определение по текущему положению иглы, и перепаду давления на дроссельной паре текущего значения дебита условной жидкости, нефти, воды и газа в реальном режиме времени по формулам

Qн=Qуж×К1,

Qв=Qуж×К2,

Qг=Qуж×К3, где

Qуж - дебит условной жидкости при текущем измерении в режиме реального времени,

Q - дебит жидкости (нефть плюс вода), измеренный измерительным средством,

Qн, Qв, Qг - дебиты нефти, воды и газа соответственно при текущем измерении в режиме реального времени,

K1, K2, К3 - коэффициенты долевого содержания нефти, воды и газа в составе добываемого флюида, измеренные измерительным средством, при этом отношение дебита, измеренного измерительным средством, к дебиту условной жидкости считают постоянным и корректируют периодически с учетом реальных сроков изменения текущих значений обводненности и газосодержания продукции скважины.

Значение температуры флюида на входе запорного органа 5, измеренное датчиком температуры 10, может быть использовано для оперативного выбора уставки заданного устьевого, а значит и забойного, давления, исходя из условия соответствия максимально возможного на текущий момент дебита скважины максимальной температуре ее продукции. Выбор уставки устьевого (забойного) давления производится последовательной установкой устьевых давлений с шагом, например, 10% от диапазона его возможных предельных значений и с выдержкой на каждом шаге до момента стабилизации давления и температуры флюида на устье. Устьевое давление, при котором температура флюида будет максимальной, соответствует забойному давлению, при котором дебит скважины будет максимальным.

В дальнейшем отношение Q/Qуж периодически корректируют по результатам измерений дебита измерительным средством, длительность периода определяют опытным путем.

Указанные выше исходные данные заложены в алгоритм определения дебита скважины в программном обеспечении контроллера блока управления.

Далее приведен пример использования заявляемого устройства для реальных скважин.

Пример.

Работа заявляемого устройства подтверждены опытным путем на фонтанных и компрессорных скважинах двух кустов Южно-Тарасовского месторождения 000 «Геойлбент», Ямало-Ненецкий автономный округ. Тюменская обл.

Куст №101-13 скважин, из них 4 фонтанных и 9 компрессорных.

Куст №102-12 скважин, все компрессорные.

Пластовое давление - от 20,1 до 33,0 МПа.

Забойное давление - от 7,1 до 20,9 МПа.

Дебиты скважин по жидкости - от 13 до 443 м ³/сут.

Добыча нефти по фонду - ЭЦН - 85%, фонтан - 15%.

Газовый фактор - до 260 м³ /т.

Обводненность - от 1 до 91%.

Диапазон устьевых (буферных) давлений - от 1,0 до 3,0 МПа.

Диапазон затрубных давлений - от 0,9 до 10,2 МПа.

На всех скважинах кустов 101, 102 было установлено оборудование комплекса технических средств АСУТП добычи нефти, реализующее заявляемое устройство и включающее:

модули-термостаты с газожидкостными магистралями (трубопроводами) высокого давления из состава комплекса СИАНТ 10 20.00.00 (Россия);

запорно-регулирующие клапаны ЗРК-25 (Россия);

взрывозащищенный электропривод ЭПР 8/50 (Россия);

датчики давления типа ПТ-ЗМ (Россия);

датчики температуры типа ТСМУ 9418 (Россия);

кустовой блок автоматики (блок управления) реализован на базе контроллера типа RTU - 188МХ Fastwel (Россия);

блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод» (Россия).

Централизованное управления кустами осуществлялось диспетчерской цеховой, оборудование которой включает сервер визуализации и данных (персональная ЭВМ с источником бесперебойного питания), блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод».

Для каждой скважины были выбраны оптимальные значения уставок устьевого и затрубного давлений, после чего они были запущены в работу под управлением АСУТП и протестированы на измерение дебита путем использования штатного измерительного средства - групповой замерной установки дебита ГЗУ «Спутник-М». Дальнейшая работа скважин осуществлялась в соответствии с заданным программой алгоритмом управления.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений одной из компрессорных скважин, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34,

и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтегазосборе) - кривая 36.

Для этой скважины была выбрана уставка устьевого давления - 1,35 МПа, затрубного давления - 1,05 МПа, давление в нефтесборе составляло 0,8 МПа, изменение устьевого давления при работе ЭЦН в скважине при отключенном устройстве стабилизации составляло от 0,5 до 1,7 МПа, при работе заявляемого устройства - (1,35±0,05) МПа. Затрубное давление при работе заявляемого устройства поддерживалось в пределах (1,05±0,05) МПа.

В результате перевода двух кустов на эксплуатацию заявляемым устройством объем добычи вырос на 10-15%.

Эффективность работы заявляемого устройства в части технологического измерения дебита можно оценить по данным сравнительных измерений на той же скважине, которые показаны на фиг.4. Определение дебита скважины заявляемым устройством обеспечивается непрерывно в режиме реального времени с точностью, идентичной точности ГЗУ «Спутник-М».

Кроме изложенного, стабилизация устьевого давления для компрессорных скважин (см. фиг.3) позволяет считать весьма вероятным увеличение срока службы ЭЦН и его межремонтного периода (МРП).

Таким образом, заявляемое устройство позволяют расширить область применения и эксплуатационные возможности устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, повысить производительность скважин, нефтеотдачу пласта, обеспечить повышение уровня автоматизации технологического процесса нефтедобычи, минимизировать работы по исследованию скважин для выбора режима их эксплуатации и сократить эксплуатационные расходы.

1. Устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен первый датчик давления, а также помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, при этом оба датчика подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа, отличающееся тем, что выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что первый запорный орган со своим исполнительным механизмом расположен в термостатной измерительной камере, снабженной средствами измерения собственной температуры, температуры флюида и перепада давления флюида на клапане, при этом все измерительные средства подключены к блоку управления.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что клапан первого запорного органа выполнен в виде электромеханического измерительного реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло, в которой линейное перемещение иглы пропорционально площади проходного сечения клапана.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что второй запорный орган со своим исполнительным механизмом расположен в термостатной измерительной камере, снабженной средствами измерения собственной температуры и давления газа в затрубье, при этом все измерительные средства подключены к блоку управления.

5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что клапан второго запорного органа выполнен в виде электромеханического реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло.