EA000484B1 - System for controlling production from a gas-lifted oil well - Google Patents
System for controlling production from a gas-lifted oil well Download PDFInfo
- Publication number
- EA000484B1 EA000484B1 EA199800149A EA199800149A EA000484B1 EA 000484 B1 EA000484 B1 EA 000484B1 EA 199800149 A EA199800149 A EA 199800149A EA 199800149 A EA199800149 A EA 199800149A EA 000484 B1 EA000484 B1 EA 000484B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- production
- gas
- lift
- control module
- gas lift
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 94
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/122—Gas lift
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к системе управления добычей сырой нефти через эксплуатационную трубу, проходящую в газлифтную нефтяную скважину, при этом газлифт нагнетают в нисходящую скважину.The present invention relates to a system for controlling the production of crude oil through a production pipe that passes into a gas-lift oil well, while gas-lift is injected into a downhole well.
В таких газлифтных нефтяных скважинах давление в эксплуатационной трубе может колебаться, что может привести к нерегулярному впуску газлифта, нагнетаемого в эксплуатационную трубу. Такой нерегулярный впуск газлифта может случайно совсем прекратить добычу нефти. Поэтому такие неустойчивые газлифтные скважины имеют тенденцию колебаться между состоянием добычи нефти и состоянием не добычи нефти, в результате чего образуются пробки сырой нефти и газлифта.In such gas-lift oil wells, the pressure in the production pipe can fluctuate, which can lead to an irregular inlet of the gas-lift being injected into the production pipe. Such an irregular inlet gas lift can accidentally completely stop the production of oil. Therefore, such unstable gas-lift wells tend to oscillate between the state of oil production and the state of non-oil production, resulting in the formation of crude oil and gas-lift plugs.
Обычной практикой регулирования потока газлифта, нагнетаемого в скважину, является регулирование с помощью дросселя до такого уровня, при котором максимизируется и стабилизируется добыча сырой нефти.It is common practice to regulate the flow of gas-lift being injected into a well, it is to control it with a throttle to such a level that the production of crude oil is maximized and stabilized.
В статье Мониторы в устье скважины автоматизируют подачу газлифта на озере Маракаибо, опубликованной Х.С. Аджунта и А. Мэджек на стр. 64-67 журнала Нефть и газ 28 ноября 1994 г., раскрыто применение автоматического дросселя, изменяющего поток газлифта так, что он становится близким к вычисленному оптимальному значению.In the article, Wellhead monitors automate gas lift in Lake Maracaibo, published by H.S. Ajunta and A. Majack, pp. 64-67 of the Oil and Gas Journal, November 28, 1994, disclosed the use of an automatic choke that changes the gas lift flow so that it becomes close to the calculated optimal value.
В системе, известной из этой публикации, дроссель установлен на поверхности земли вблизи устья скважины, в которую нагнетают газлифт. Проблемой, с которой сталкиваются при применении этой известной системы, является то, что трубопровод для нагнетания газа, который обычно образуется кольцевым пространством между эксплуатационной трубой и обсадной трубой скважины, может иметь длину несколько километров и такой большой объем, что невозможно точно регулировать количество газлифта, вводимого через нисходящую скважину в эксплуатационную трубу, путем регулирования потока газлифта, входящего в трубопровод для инжекции газлифта через переменно действующий дроссель в устьи скважины.In the system known from this publication, the choke is installed on the ground near the wellhead into which gas-lift is injected. A problem encountered when using this known system is that the gas injection pipeline, which usually forms an annular space between the production pipe and the well casing, can be several kilometers long and such a large volume that it is impossible to precisely control the amount of gas lift, introduced through the downhole into the production pipe, by regulating the flow of gas lift entering the pipeline for the injection of gas lift through a variable current choke into the mouths wells.
Например, из международной заявки на патент РСТ/ЕР 95/00623, опубликованной 24.08.95, кл. Е 21В 43/12, 34/06, также известно, что поток газлифта, который нагнетают в эксплуатационную трубу для добычи нефти, регулируют посредством управляемого с поверхности земли регулируемого сопла в нисходящей скважине, через которое нагнетают газлифт в эксплуатационную трубу.For example, from the international patent application PCT / EP 95/00623, published 08/24/95, cl. E 21B 43/12, 34/06, it is also known that the gas-lift flow, which is injected into the production pipe for oil production, is regulated by means of an adjustable nozzle controlled from the ground surface in a downhole, through which gas-lift is injected into the production pipe.
Такое регулируемое сопло в нисходящей скважине позволяет регулировать количество газлифта в скважине так, что всегда нагнетается устойчивый поток газлифта и образуется устойчивый и оптимальный газлифт.Such an adjustable nozzle in a downhole allows you to adjust the amount of gas lift in the well so that a steady flow of gas lift is always injected and a steady and optimal gas lift is formed.
Однако установка, работа и обслуживание такого регулируемого сопла в нисходящей, скважине являются дорогостоящими. В частности, если скважина оснащена двойным комплектом, который может состоять из двух концентричных эксплуатационных труб, проходящих на различную глубину в скважине, а газ нагнетают через окружающее кольцевое пространство и сопла вблизи нижней части каждой из этих труб, установка группы из двух клапанов в нисходящей скважине может быть неэкономичной.However, the installation, operation and maintenance of such an adjustable nozzle in a downhole, well are expensive. In particular, if the well is equipped with a double kit, which may consist of two concentric production pipes extending to different depths in the well, and gas is injected through the surrounding annulus and nozzles near the bottom of each of these pipes, the installation of a group of two valves in the downhole may be uneconomical.
В международной заявке на патент PCT/AU 87/00201, опубликованной 14.01.88 за номером WO 88/00277, кл. Е 21В 43/12, 43/18, раскрыт способ начала газлифтной добычи нефти, в котором входящий поток нагнетаемого газа поддерживают по существу постоянным посредством вихревого расходомера.In the international patent application PCT / AU 87/00201, published 01/14/88 under WO 88/00277, Cl. E 21B 43/12, 43/18, discloses a method for initiating gas-lift oil production in which the incoming flow of injected gas is maintained substantially constant by means of a vortex flow meter.
В заявке на патент Великобритании № 2252797, опубликованной 19.08.92, кл. Е 21В 43/12, раскрыта система газлифтной добычи нефти, в которой эксплуатационный дроссель и впускной клапан в трубопроводе для нагнетания газа регулируют одновременно в предварительно запрограммированной параметрической логической последовательности для улучшения управления добычей нефти.In the application for patent of great Britain No. 2252797, published 08.19.92, cl. E 21B 43/12, a gas-lift oil extraction system is disclosed, in which the production throttle and the inlet valve in the gas injection pipeline are simultaneously controlled in a preprogrammed parametric logic sequence to improve the control of oil production.
Недостатком этой системы является то, что предварительно запрограммированная последовательность создает постоянный режим для работы двух клапанов, а для регулирования упомянутой последовательности не применяют обратную связь рабочих условий.The disadvantage of this system is that the pre-programmed sequence creates a constant mode for the operation of two valves, and operating conditions are not used to regulate this sequence.
Одновременно регулирование двух клапанов может также привести к колебаниям в потоке газлифта, особенно в том случае, если газлифт, выходящий из одного источника, нагнетают в несколько скважин.At the same time, the regulation of the two valves can also lead to fluctuations in the gas-lift flow, especially if the gas-lift coming from the same source is injected into several wells.
Целью настоящего изобретения является создание системы, повышающей точность регулирования нагнетания газа в скважину для газлифтной добычи нефти для увеличения и стабилизации добычи нефти и не требующей применения регулирующего оборудования в нисходящей скважине.The aim of the present invention is to create a system that improves the accuracy of the regulation of gas injection into the well for gas-lift oil production to increase and stabilize oil production and does not require the use of control equipment in the downhole well.
Система согласно настоящему изобретению содержит модуль управления, включающий в себя пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер, установленный для динамического регулирования открывания дросселя в эксплуатационной трубе таким образом, чтобы уменьшить и стабилизировать гидростатическое давление в трубопроводе для нагнетания газлифта. Следует понять, что пропорционально-интегрально-дифференциальным контроллером является контроллер, вырабатывающий выходной сигнал, пропорциональный входному сигналу, а также интегрирующий и дифференцирующий входной сигнал для регулирования характеристик выходного сигнала.The system according to the present invention comprises a control module including a proportional-integral-differential controller installed to dynamically control the opening of the throttle in the production pipe in such a way as to reduce and stabilize the hydrostatic pressure in the pipeline to discharge the gas lift. It should be understood that the proportional-integral-differential controller is a controller that generates an output signal proportional to the input signal, as well as an integrating and differentiating input signal to control the characteristics of the output signal.
Модуль управления может также содержать центральный контроллер, включающий в себя нечеткий логический алгоритм для формирования для указанного контроллера заданного значения давления в трубопроводе для нагнетания газлифта.The control module may also contain a central controller that includes a fuzzy logic algorithm for generating for a specified controller a predetermined pressure value in a pipeline for injecting gas lift.
Идея регулирования с применением нечеткого логического алгоритма и пропорционально-интегрально-дифференциального контроллера, управляемого нечетким логическим алгоритмом, известна сама по себе и описана, например, в главе 3 Справочника интеллектуального управления Нервный, размытый и адаптивный подходы, написанного Уайтом А. и Совге Д.А. и изданного ван Ностранд Рейнхолд, Нью-Йорк, 1992 г.The idea of regulation using a fuzzy logic algorithm and a proportional-integral-differential controller controlled by a fuzzy logic algorithm is known per se and is described, for example, in Chapter 3 of the Smart Control Directory Nervous, fuzzy and adaptive approaches written by White A. and Sovge D. BUT. and published by Van Nostrand Reinhold, New York, 1992
Регулируемый дроссель и модуль управления расположены соответственно на поверхности земли вблизи устья скважины для газлифтной добычи нефти.Adjustable throttle and control module are located respectively on the surface of the earth near the wellhead for gas-lift oil production.
Размещение дросселя и модуля управления на поверхности земли позволяет осуществлять их установку и обслуживание снаружи скважины и без прерывания операций по добыче нефти, что позволяет экономить значительные расходы и усилия. Это особенно уместно, если скважина содержит множество труб для добычи сырой нефти и если газлифт нагнетают в различных местах нисходящей скважины в различные эксплуатационные трубы через общий трубопровод для нагнетания газа, который образован, по меньшей мере, частично кольцевым пространством между эксплуатационными и обсадными трубами скважины, и где каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления добычей в соответствии с настоящим изобретением.Placing the throttle and control module on the ground allows them to be installed and serviced outside the well without interrupting oil production operations, which saves significant costs and effort. This is especially appropriate if the well contains a multitude of pipes for the extraction of crude oil and if gas-lift is injected at various downhole wells into various production pipes through a common gas injection pipeline, which is formed at least partially by an annular space between the production and casing wells. and where each production pipe is equipped with a production control system in accordance with the present invention.
Эти и другие признаки, цели и преимущества системы, согласно настоящему изобретению, станут очевидными из нижеследующего описания изобретения и чертежей, на которых:These and other features, objectives and advantages of the system according to the present invention will become apparent from the following description of the invention and the drawings, in which:
фиг. 1 представляет схематический вид в продольном разрезе скважины для добычи сырой нефти, в которой добыча сырой нефти управляется системой согласно настоящему изобретению;FIG. 1 is a schematic longitudinal sectional view of a crude oil production well, in which crude oil production is controlled by a system according to the present invention;
фиг. 2 - блок-схему логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1 ;FIG. 2 is a block diagram of the control logic for the control module of the control system shown in FIG. one ;
фиг. 3 - блок-схему, иллюстрирующую действие логических схем управления для модуля управления системы управления, показанной на фиг. 1;FIG. 3 is a flow chart illustrating the operation of the control logic for the control module of the control system shown in FIG. one;
фиг. 4 - график, иллюстрирующий результаты эксперимента, подтверждающие оптимизацию и стабилизацию добычи нефти из скважины, заполненной газлифтом при применении системы управления согласно изобретению.FIG. 4 is a graph illustrating the experimental results, confirming the optimization and stabilization of oil production from a well filled with a gas lift when using the control system according to the invention.
На фиг. 1 показана скважина для газлифтной добычи сырой нефти, содержащая регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ, согласно настоящему изобретению.FIG. 1 shows a well for gaslift production of crude oil, containing an adjustable choke 1 and a control module MU, in accordance with the present invention.
Дроссель 1 установлен в эксплуатационной трубе 2, проходящей от нижней части нефтяной скважины 3 через устье 4 скважины в сторону технологического оборудования (на чертеже не показано) на поверхности 5 земли.The choke 1 is installed in the production pipe 2, passing from the bottom of the oil well 3 through the wellhead 4 in the direction of the process equipment (not shown) on the surface 5 of the earth.
Нефть добывают через перфорации, образованные взрывом в нефтеносном пласте. Вблизи нижнего конца эксплуатационной трубы 2 установлен паккер 7, обеспечивающий заслон для текучей среды между зоной 8 притока на дне скважины и кольцевым пространством 9, образованным между наружной поверхностью эксплуатационной трубы 2 и внутренней поверхностью обсадной трубы 10 скважины.Oil is produced through perforations formed by an explosion in an oil-bearing formation. A packer 7 is installed near the lower end of the production pipe 2, providing a barrier for fluid between the inflow zone 8 at the bottom of the well and the annular space 9 formed between the outer surface of the production pipe 2 and the inner surface of the casing 10 of the well.
Для стимулирования добычи сырой нефти через эксплуатационную трубу 2 в нее нагнетают газлифт через кольцевое пространство 9 и отверстие 11 в нисходящей скважине.To stimulate the production of crude oil through the production pipe 2, gas-lift is injected into it through the annular space 9 and the opening 11 in the downhole.
Газлифт подают в кольцевое пространство через трубопровод 12 для нагнетания газа и кольцевую камеру 13 в устье 4 скважины. Трубопровод 1 2 для нагнетания газа оснащен дросселем 14 для регулирования потока газлифта. Однако результатом значительного объема и длины кольцевого пространства 9 является значительная задержка между моментом изменения положения дросселя 1 4 и моментом, когда это изменение приводит к изменению потока газа, проходящего через отверстие 11 нисходящей скважины.Gas lift is fed into the annular space through the pipeline 12 for gas injection and the annular chamber 13 at the mouth of the 4 wells. Pipeline 1 2 for the discharge of gas is equipped with a throttle 14 for regulating the flow of gas. However, the significant volume and length of the annular space 9 results in a significant delay between the moment of changing the position of the throttle 1 4 and the moment when this change leads to a change in the gas flow passing through the hole 11 of the descending well.
Регулируемый дроссель 1 и модуль управления МУ согласно настоящему изобретению служат для исключения тех быстрых изменений в гидростатическом давлении в эксплуатационной трубе 2, которые привели бы к режиму нестабильного нагнетания газлифта и, тем самым, газлифт вводился бы в пробки через отверстие 11 нисходящей скважины в эксплуатационную трубу 2, и в скважине начали бы образовываться нерегулярные пробки сырой нефти и газлифта.Adjustable throttle 1 and the control module MU according to the present invention serve to eliminate those rapid changes in hydrostatic pressure in the production pipe 2, which would lead to unstable gas lift mode and, thus, gas lift would be introduced into the plugs through the downhole hole 11 into the production pipe 2, and irregular plugs of crude oil and gas lift would begin to form in the well.
В модуль управления МУ согласно настоящему изобретению постоянно или периодически подаются данные, касающиеся давления напора в обсадной трубе Рнот, измеренного манометром наверху кольцевого пространства 9, и давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт, измеренного манометром наверху эксплуатационной трубы 2. В модуль управления МУ также посылаются данные температуры Т добываемой смеси текучей среды, т.е. смеси углеводородных скважинных текучих сред (в частности, сырой нефти) и газлифта, и скорости потока газлифта Qra и добываемой смеси текучей среды Сдоб. измеренной расходомерами, которые установлены в трубопроводе 1 2 для нагнетания газлифта и в эксплуатационной трубе 2 соответственно. В показанном варианте модуль управления МУ не только управляет открыванием дросселя 1 в эксплуатационной трубе, но также открыванием дросселя 1 4 в трубопроводе для нагнетания газлифта.The control module MU according to the present invention continuously or periodically provides data relating to the pressure of the pressure in the casing pipe P note , measured by a pressure gauge at the top of the annular space 9, and pressure pressure at the production pipe P net , measured by a pressure gauge at the top of the production pipe 2. The control module MU also Data T of the extracted fluid mixture is sent, i.e. a mixture of hydrocarbon downhole fluids (in particular, crude oil) and gas lift, and the flow rate of gas lift Q ra and the produced mixture of fluid C ext . measured by flow meters that are installed in the pipeline 1 2 for gas lift and in the production pipe 2, respectively. In the shown embodiment, the control module MU not only controls the opening of the throttle 1 in the production pipe, but also the opening of the throttle 1 4 in the pipeline for forcing gas lift.
Основная функция модуля управления МУ заключается в том, что он регулирует открывание дросселя 1 эксплуатационной трубы так, что поток газлифта через отверстие 11 нисходящей скважины остается примерно постоянным. Это достигается путем поддержания постоянного перепада давления через отверстие нисходящей скважины. На давление вниз по течению от отверстия можно влиять путем изменения противодавления в устье скважины, т.е. давления напора. Противодавление, создаваемое давлением напора в эксплуатационной трубе, изменяется этим способом таким образом, что противодавление увеличивается в ответ на снижение измеренного давления напора в обсадной трубе, и наоборот. Такое изменение давления напора в эксплуатационной трубе является соответствующим критерием для достижения, по существу, постоянной скорости инжекции газлифта через отверстие 11 нисходящей скважины.The main function of the control module MU is that it regulates the opening of the throttle 1 production pipe so that the flow of gas-lift through the hole 11 of the downhole remains approximately constant. This is achieved by maintaining a constant pressure drop through the hole of the downhole. The downstream pressure from the orifice can be influenced by changing the backpressure at the wellhead, i.e. head pressure. The back pressure created by the head pressure in the production pipe is changed in this way so that the back pressure increases in response to a decrease in the measured head pressure in the casing and vice versa. Such a change in head pressure in the production pipe is an appropriate criterion for achieving a substantially constant rate of gas-lift injection through the downhole hole 11.
Модуль управления МУ имеет своей целью уменьшить давление напора в обсадной трубе путем изменения открывания дросселя 1 эксплуатационной трубы.The control module MU aims to reduce the pressure of the pressure in the casing by changing the opening of the throttle 1 production pipe.
Однако дальнейшее неограниченное открывание дросселя 1 может привести к нестабильности. Поэтому модуль управления МУ устанавливают для подчинения другому правилу, диктующему то, что, чем ниже скорость нагнетания газлифта тем шире будет запас регулирования 3p(t) дросселя 1 в эксплуатационной трубе. Установка такого запаса регулирования дросселя 1 требует некоторого эмпирического подхода, включенного в блок управления с нечетким логическим алгоритмом, который описан более подробно со ссылкой на фиг. 2 и 3.However, further unlimited opening of the choke 1 can lead to instability. Therefore, the MU control module is installed to obey another rule, which dictates that the lower the gas-lift injection rate, the greater will be the regulation margin 3 p (t) of throttle 1 in the production pipe. Installing such a throttle control margin 1 requires some empirical approach included in the control unit with a fuzzy logic algorithm, which is described in more detail with reference to FIG. 2 and 3.
На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая работу модуля управления МУ.FIG. 2 is a block diagram illustrating the operation of the control module MU.
Основной частью модуля управления МУ является обычный пропорционально-интегрально-дифференциальный контроллер ПИД, который регулирует положение Д(Д) дросселя 1 в эксплуатационной трубе в ответ на изменения в измеренном давлении напора в обсадной трубе P А нот·The main part of the MU control module is the usual proportional-integral-differential PID controller, which adjusts the position D (D) of the choke 1 in the production pipe in response to changes in the measured pressure of the casing pressure P A notes ·
Блок-схема показывает, что давление напора в обсадной трубе Рнот зависит от давления напора в эксплуатационной трубе Рнэт, давления текучей среды в порах нефтеносного пласта Рнеф, а также от скорости нагнетания Qra газлифта через дроссель 14 для газлифта и отверстие 11 нисходящей скважины.The block diagram shows that the pressure of the pressure in the casing pipe P note depends on the pressure of the pressure in the production pipe P net , the pressure of the fluid in the pores of the oil-bearing reservoir P not f, as well as the discharge rate Q ra gas lift through the throttle 14 for gas lift and hole 11 downhole.
Блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ обеспечивает контроллер ПИД заданным значением Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот, а также он регулирует положение дросселя для нагнетания газлифта на основе эмпирических данных, показанных стрелкой 20, которые определяют разряды соответствующих положений дросселей 1 и 1 4 для различных скоростей добычи.The control unit with a fuzzy logic algorithm of the control unit provides the PID controller with a set value P o (t) of the head pressure in the casing pipe Rnot, and it also adjusts the throttle position to inject the gas lift based on empirical data shown by arrow 20, which determine the bits of the corresponding positions of the throttles 1 and 1 4 for different extraction rates.
Таким образом блок управления с нечетким логическим алгоритмом БУ действует в качестве центрального контроллера для контроллера ПИД.Thus, the control unit with a fuzzy logic algorithm of the CU acts as a central controller for the PID controller.
Взаимодействие между блоком управления БУ и контроллером ПИД будет описано более подробно со ссылкой на блок-схему, представленную на фиг. 3.The interaction between the CU control unit and the PID controller will be described in more detail with reference to the flowchart shown in FIG. 3
Блок-схема будет описана сверху вниз, действия блока управления с нечетким логическим алгоритмом БУ и контроллера содержатся внутри штрихпунктирных линий.The block diagram will be described from top to bottom, the actions of the control unit with a fuzzy logic algorithm of the CU and the controller are contained inside the dash-dotted lines.
Первый прямоугольник наверху показывает, что цикл управления начинается с измерения в определенный момент времени (t) скорости нагнетания газлифта Qn/t), давления напора в обсадной трубе РнотД) и истинного положения ДД) дросселя 1 в эксплуатационной трубе.The first rectangle at the top shows that the control cycle begins with a measurement at a certain point in time (t) of the gas lift injection rate Qn / t), head pressure in the casing pipe P note D) and true position DD) throttle 1 in the production pipe.
Следующий прямоугольник указывает, что на основе измеренной скорости потока газа Ql;l(t) блок управления БУ вычисляет запас регулирования дросселя 3p(t).The next rectangle indicates that, based on the measured gas flow rate Q l; l (t), the control unit of the CU calculates the throttle control margin 3 p (t).
Блок управления БУ затем проверяет, находится ли истинное положение дросселя ДД) ниже запаса регулирования дросселя 3p(t).The control unit of the CU then checks whether the true position of the throttle DD is below the throttle control margin 3 p (t).
Если это действительно так, то блок управления БУ будет уменьшать заданное значение Po(t) давления напора в обсадной трубе Рнот для контроллера ПИД, в противном случае, упомянутое заданное значение Po(t) будет увеличиваться.If this is true, the control unit CU will reduce the set value P o (t) of the head pressure in the casing pipe Rnot for the PID controller, otherwise, the said set value P o (t) will increase.
Контроллер ПИД затем проверяет, ниже ли измеренное давление напора в обсадной трубе Рнот, чем заданное значение Po(t), поданное блоком управления БУ.The PID controller then checks whether the measured head pressure in the casing pipe Rnot is lower than the set point Po (t) given by the control unit of the CU.
В том случае, если это действительно так, контроллер ПИД будет уменьшать открывание дросселя ДД), в противном случае, контроллер ПИД будет увеличивать открывание дросселя.In that case, if this is indeed the case, the PID controller will decrease the opening of the throttle (DD), otherwise, the PID controller will increase the opening of the throttle.
Цикл измерения и регулирования затем повторяют после выбранного интервала времени и осуществляют те же этапы процесса, представленные на блок-схеме.The measurement and regulation cycle is then repeated after the selected time interval and the same process steps shown in the flowchart are carried out.
Действие модуля управления согласно настоящему изобретению испытывали в миниатюризированной скважине, из которой добывали воду по вертикальной трубе высотой 18 м и в которую нагнетали воздух в качестве газлифта через кольцевое пространство, окружающее трубу, для усиления потока воды через вертикальную трубу.The control module of the present invention was tested in a miniaturized well from which water was extracted through a vertical pipe 18 m high and into which air was pumped as a gas lift through the annular space surrounding the pipe to enhance the flow of water through the vertical pipe.
Во время эксперимента скорость нагнетания газлифта QFJI составляла 15 м3 в день, а показатель производительности Пр, моделированный с переменным ограничением, составил 1 0 м3 в день/бар.During the experiment, the gas lift Q FJI injection rate was 15 m 3 per day, and the performance indicator П р , simulated with variable limitation, was 10 0 m 3 per day / bar.
График, представленный на фиг. 4, показывает реакцию давления напора в обсадной трубе Рнот и скорости добычи текучей среды Q^ на различные установки эксплуатационного дросселя наверху вертикальной трубы. Горизонтальная ось графика представляет время в секундах. Вертикальная ось содержит шкалу с 01 00 единицами, которые представляют открывание Д эксплуатационного дросселя (в процентах), измеренное давление напора в обсадной трубе Рнот, умноженное на коэффициент 50 (в барах) и скорость добычи текучей среды Сдоб. умноженную на коэффициент 10 (м3/день).The graph shown in FIG. 4 shows the response of the pressure of the head in the casing pipe P note and the rate of production of fluid Q ^ to the various installations of the production throttle at the top of the vertical pipe. The horizontal axis of the graph represents time in seconds. The vertical axis contains a scale with 01 00 units, which represent the opening D of the production throttle (in percent), the measured pressure of the pressure in the casing pipe P note multiplied by a factor of 50 (in bar) and the rate of production of the fluid C ext . multiplied by a factor of 10 (m 3 / day).
В начале эксперимента между t = 0 и 240 с положение Д дросселя в эксплуатационной трубе было установлено на 60% открывания. Для достижения стабильной добычи требовалась фиксированная установка дросселя на 60% открывания без динамического регулирования.At the beginning of the experiment between t = 0 and 240 with the position D of the throttle in the production pipe was set at 60% of the opening. To achieve stable production, a fixed throttle setting at 60% opening was required without dynamic control.
График показывает, что при такой установке дросселя скорость добычи Сдоб была стабильной и в среднем составляла 1,9 м3/день.The graph shows that with such a throttle installation, the extraction rate C ext was stable and averaged 1.9 m 3 / day.
При t = 240 с включали модуль управления согласно настоящему изобретению и достигалась оптимальная установка дросселя Д = 91% открывания при t = 420 с.At t = 240 s, the control module according to the present invention was turned on, and an optimal throttle setting of D = 91% opening at t = 420 s was achieved.
На этом этапе средняя скорость добычи Сдоб составила 3 м3 в день, что означает повышение производительности на 55%.At this stage, the average production rate of C ext was 3 m 3 per day, which means an increase in productivity of 55%.
При t = 660 с модуль управления согласно настоящему изобретению выключали и установка дросселя оставалась постоянно на 91% открывания. График показывает, что добыча становилась нестабильной и скорость добычи Сдоб снизилась до примерно 1,4 м3 в день.At t = 660 s, the control module according to the present invention was turned off and the throttle installation remained constant at 91% opening. The graph shows that mining was becoming unstable and the rate of extraction from ext decreased to about 1.4 m 3 per day.
При t = 960 с снова включили модуль управления согласно настоящему изобретению. Он обнаружил, что отсутствует нагнетание газа в нисходящую скважину, поскольку давление напора в обсадной трубе Рнот увеличилось, и модуль управления полностью открыл дроссель в эксплуатационной трубе. Когда снова началось нагнетание газлифта в нисходящую скважину и, следовательно, давление напора в обсадной трубе Рнот понизилось, модуль управления частично закрыл дроссель и снова его открыл для достижения стабильной и оптимальной добычи со скоростью снова примерно 3 м3 в день.At t = 960 s, the control module according to the present invention was switched on again. He found that there was no gas injection into the downhole, since the head pressure in the casing pipe Rnot increased, and the control module completely opened the throttle in the production pipe. When the gas lift to the downhole began again and, consequently, the casing pressure in the casing pipe decreased, the control module partially closed the throttle and opened it again to achieve stable and optimal production at a rate of about 3 m 3 per day.
Понятно, что непрерывное или периодическое изменение открывания дросселя в эксплуатационной трубе потребует значительное количество энергии.It is clear that a continuous or periodic change in the opening of the throttle in the production pipe will require a significant amount of energy.
Если скважина расположена в удаленном месте и электрическая энергия не легко доступна, энергию для привода дросселя в эксплуатационной трубе можно получить путем позитивного смещения двигателя или другого вращающегося генератора энергии, который использует повышенное давление газлифта в трубопроводе для нагнетания газлифта в качестве источника энергии. Ввод двигателя или генератора предпочтительно соединен с трубопроводом для газлифта, а его вывод соединен с эксплуатационной трубой для добычи нефти.If the well is located at a remote location and electrical energy is not easily available, energy to drive the throttle in the production pipe can be obtained by positive displacement of the engine or other rotating power generator, which uses increased gas lift pressure in the pipeline to force the gas lift as an energy source. The input of the engine or generator is preferably connected to a gas lift pipeline, and its output is connected to a production pipe for oil production.
Система управления согласно настоящему изобретению пригодна также для применения на скважине, которая содержит множество эксплуатационных труб для добычи сырой нефти из различных мест нефтеносного пласта. Такая скважина с множеством комплектов труб обеспечивает добычу сырой нефти из различных зон притока вдоль одной скважины или из различных зон притока вдоль различных ответвлений нисходящей скважины. В таком случае различные эксплуатационные трубы могут быть расположены концентрично в верхней части скважины, а газлифт можно нагнетать на различную глубину в эксплуатационные трубы через кольцевое пространство, образованное между самыми дальними трубами и обсадными трубами скважины. В таком случае, если каждая эксплуатационная труба оснащена системой управления согласно настоящему изобретению, которая регулирует открывание эксплуатационного дросселя вблизи верхней части рассматриваемой эксплуатационной трубы способом, описанным со ссылкой на чертежи, тогда в каждой эксплуатационной трубе достигаются стабильное нагнетание газа и оптимальная добыча сырой нефти.The control system of the present invention is also suitable for use in a well that contains a plurality of production pipes for the extraction of crude oil from various places in an oil-bearing formation. Such a well with multiple pipe bundles provides crude oil production from different inflow zones along one well or from different inflow zones along different downhole branches. In this case, the various production pipes can be located concentrically in the upper part of the well, and the gas lift can be injected at different depths into the production pipes through the annular space formed between the outermost pipes and the casing of the well. In this case, if each production pipe is equipped with a control system according to the present invention, which regulates the opening of the production throttle near the top of the production pipe in question, using the method described with reference to the drawings, then each production pipe achieves stable gas injection and optimum crude oil production.
Claims (6)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP95202038A EP0756065A1 (en) | 1995-07-24 | 1995-07-24 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
| PCT/EP1996/003285 WO1997004212A1 (en) | 1995-07-24 | 1996-07-23 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199800149A1 EA199800149A1 (en) | 1998-08-27 |
| EA000484B1 true EA000484B1 (en) | 1999-08-26 |
Family
ID=8220529
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199800149A EA000484B1 (en) | 1995-07-24 | 1996-07-23 | System for controlling production from a gas-lifted oil well |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (2) | EP0756065A1 (en) |
| CA (1) | CA2226289C (en) |
| EA (1) | EA000484B1 (en) |
| MY (1) | MY119607A (en) |
| NO (1) | NO311450B1 (en) |
| OA (1) | OA10655A (en) |
| WO (1) | WO1997004212A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (en) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Crossover valve system and method for gas production |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO982973D0 (en) * | 1998-06-26 | 1998-06-26 | Abb Research Ltd | Oil well device |
| FR2783559B1 (en) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | METHOD FOR CONDUCTING A HYDROCARBON TRANSPORT DEVICE BETWEEN PRODUCTION MEANS AND A TREATMENT UNIT |
| FR2783557B1 (en) | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | CONDUCT METHOD OF AN ACTIVE HYDROCARBON PRODUCTION WELL BY GAS INJECTION |
| US6182756B1 (en) | 1999-02-10 | 2001-02-06 | Intevep, S.A. | Method and apparatus for optimizing production from a gas lift well |
| NO313677B3 (en) | 2000-12-06 | 2005-10-24 | Abb Research Ltd | Sly control |
| FR2822191B1 (en) | 2001-03-19 | 2003-09-19 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR NEUTRALIZING BY CONTROLLED GAS INJECTION, THE FORMATION OF LIQUID CAPS AT THE FOOT OF A RISER CONNECTING TO A POLYPHASIC FLUID CONDUIT |
| MY129058A (en) * | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| WO2006067151A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Controlling the flow of a multiphase fluid from a well |
| GB2429797B (en) * | 2005-08-31 | 2010-09-08 | Genesis Oil And Gas Consultant | Pipeline control system |
| FR2942265B1 (en) | 2009-02-13 | 2011-04-22 | Total Sa | HYDROCARBON PRODUCTION FACILITY DRIVING METHOD |
| FR3011874B1 (en) * | 2013-10-14 | 2015-11-06 | Total Sa | HYDROCARBON PRODUCTION FACILITY, PRODUCTION METHOD AND UPGRADE METHOD |
| WO2016084054A1 (en) | 2014-11-30 | 2016-06-02 | Abb Technology Ltd. | Method and system for maximizing production of a well with a gas assisted plunger lift |
| WO2016153544A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Landmark Graphics Corporation | Fuzzy logic flow regime identification and control |
| MX2020002900A (en) | 2017-09-15 | 2020-09-03 | Intelligas Csm Services Ltd | System and method for low pressure gas lift artificial lift. |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2298834A (en) * | 1940-05-24 | 1942-10-13 | Standard Oil Dev Co | Means for producing oil wells |
| US5014789A (en) * | 1986-07-07 | 1991-05-14 | Neville Clarke | Method for startup of production in an oil well |
| US5172717A (en) * | 1989-12-27 | 1992-12-22 | Otis Engineering Corporation | Well control system |
| FR2672936B1 (en) * | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | METHOD FOR CONTROLLING THE PRODUCTION FLOW OF AN OIL WELL. |
-
1995
- 1995-07-24 EP EP95202038A patent/EP0756065A1/en not_active Withdrawn
-
1996
- 1996-07-22 MY MYPI96003001A patent/MY119607A/en unknown
- 1996-07-23 WO PCT/EP1996/003285 patent/WO1997004212A1/en active IP Right Grant
- 1996-07-23 EA EA199800149A patent/EA000484B1/en not_active IP Right Cessation
- 1996-07-23 EP EP96927604A patent/EP0840836B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-07-23 CA CA002226289A patent/CA2226289C/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-01-23 OA OA9800009A patent/OA10655A/en unknown
- 1998-01-23 NO NO19980301A patent/NO311450B1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671370C2 (en) * | 2013-10-11 | 2018-10-30 | Рейз Продакшн Инк. | Crossover valve system and method for gas production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO980301L (en) | 1998-03-24 |
| CA2226289C (en) | 2008-01-15 |
| OA10655A (en) | 2002-09-19 |
| EP0840836B1 (en) | 2000-10-11 |
| NO311450B1 (en) | 2001-11-26 |
| EP0840836A1 (en) | 1998-05-13 |
| NO980301D0 (en) | 1998-01-23 |
| EP0756065A1 (en) | 1997-01-29 |
| CA2226289A1 (en) | 1997-02-06 |
| MY119607A (en) | 2005-06-30 |
| WO1997004212A1 (en) | 1997-02-06 |
| EA199800149A1 (en) | 1998-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111512017B (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| EA000484B1 (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| US5413175A (en) | Stabilization and control of hot two phase flow in a well | |
| US7172020B2 (en) | Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio | |
| WO2006020590A1 (en) | Method of and system for production of hydrocarbons | |
| CA2961469C (en) | Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well | |
| US7147058B1 (en) | Method of and system for production of hydrocarbons | |
| EA005350B1 (en) | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well | |
| RU2455469C2 (en) | Method of automatic adjustment of gas well operation mode | |
| AU708875C (en) | Gas lift flow control device | |
| RU2239696C1 (en) | Method for gas-lifting operation of well - continuous-discontinuous gas-lift and device for realization of said method | |
| US6260628B1 (en) | Use of static mixing element in connection with flow of gas and liquids through a production tubing | |
| RU2235904C1 (en) | Method of operation of well pumps with automatically maintaining preset dynamic level of pumping out liquid medium in well (versions) | |
| RU2068492C1 (en) | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation | |
| RU1779798C (en) | Method of fluid feed from well by gas-lift | |
| RU2731727C2 (en) | Method of well operation mode control equipped with electric centrifugal pump installation | |
| RU2193648C2 (en) | Method of periodic operation of marginal wells by deep-well pumping unit | |
| RU2250985C2 (en) | Method for extracting oil from a well and device for realization of said method | |
| RU2208135C2 (en) | Method of gas-lift oil production with automatic control of well production potentialities | |
| RU2211916C1 (en) | Method of well operation | |
| RU2233968C1 (en) | Method for gas-lift operating wells | |
| RU2157448C2 (en) | Method of periodic running of wells with two end pressure controllers | |
| SU1229449A1 (en) | Method of gas lift liquid delivery in column from well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KG RU |