KR102599305B1

KR102599305B1 - Test method for esp and tubing monitoring system reflecting production conditions and obstacle elements in oil and gas wells(esp mapping and surging)

Info

Publication number: KR102599305B1
Application number: KR1020210123280A
Authority: KR
Inventors: 이승재
Original assignee: 광성지엠(주)
Priority date: 2021-09-15
Filing date: 2021-09-15
Publication date: 2023-11-07
Also published as: KR20230040096A

Abstract

본 발명은 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 이를 위한 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계와, 상기 유가스 공급 모사부와 상기 유가스 생산 모사부를 동작시키는 단계와, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계 및 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 포함한다.The present invention relates to a test method for an ESP and tubing monitoring system that reflects oil gas well underground production conditions and obstacles. More specifically, ESP and tubing that reflect the oil gas well underground production conditions and obstacles can be derived from the productivity improvement mechanism and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for the oil gas well production system including ESP and tubing. This relates to testing methods for monitoring systems. For this purpose, the test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention includes setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles, operating the oil gas supply simulation unit and the oil gas production simulation unit, Confirming the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit and calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit.

Description

TEST METHOD FOR ESP AND TUBING MONITORING SYSTEM REFLECTING PRODUCTION CONDITIONS AND OBSTACLE ELEMENTS IN OIL AND GAS WELLS(ESP MAPPING AND SURGING) }

본 발명은 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a test method for an ESP and tubing monitoring system that reflects oil gas well underground production conditions and obstacles. More specifically, ESP and tubing that reflect the oil gas well underground production conditions and obstacles can be derived from the productivity improvement mechanism and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for the oil gas well production system including ESP and tubing. This relates to testing methods for monitoring systems.

일반적으로 저류층의 생산성을 향상시키기 위한 인공채유법은 전 세계 생산정의 95%에 적용되고 있으며, 특히 ESP(Electrical Submersible Pump)는 전통 유전, 가스전뿐만 아니라 비전통 유전, 가스전에서도 많이 활용되고 있다.In general, artificial oil extraction methods to improve reservoir productivity are applied to 95% of production wells around the world, and in particular, ESP (Electrical Submersible Pump) is widely used in traditional oil and gas fields as well as unconventional oil and gas fields.

이러한 ESP는 과열, 마모, 부식 등에 의해 펌프 성능과 수명이 감소하며, 노후된 펌프 교체에 따른 추가 비용과 생산 중단이 발생하기 때문에 ESP 수명 예측이 중요하다.The pump performance and lifespan of these ESPs decrease due to overheating, wear, corrosion, etc., and replacement of old pumps results in additional costs and production interruption, so predicting ESP lifespan is important.

또한, 튜빙(Tubing)의 경우에도 노후화로 인해 예상하지 못한 누설(Leakage) 등의 문제가 생기게 되면 생산량의 손실 및 튜빙 교체에 따른 추가 비용과 생산 중단이 발생하기 때문에 이를 사전에 파악하는 것이 중요하다.Additionally, in the case of tubing, if unexpected problems such as leakage occur due to aging, loss of production, additional costs due to tubing replacement, and production interruption may occur, so it is important to identify this in advance. .

이에 다양한 고장사례 조사를 통해 ESP 및 튜빙의 고장 발생 메커니즘과 성능저하 영향인자를 분석하는 것이 필요하다. 이러한 ESP 및 튜빙의 정상상태 및 고장에 따른 성능저하를 파악하기 위해서는 실험실 규모의 플로우 루프(Flow Loop) 실험이 이루어져야 하며, 또한 ESP 및 튜빙의 성능 분석에 필요한 유동 실험변수를 분류하고 실험 범위를 설계하는 것이 필요하다.Accordingly, it is necessary to analyze the failure mechanisms and performance degradation factors of ESP and tubing by investigating various failure cases. In order to determine the normal state of the ESP and tubing and the performance degradation due to failure, a laboratory-scale flow loop experiment must be conducted. Additionally, the flow experiment variables required for performance analysis of the ESP and tubing must be classified and the experiment range designed. It is necessary to do

다만, 현재까지는 이러한 ESP 및 튜빙의 성능 분석이 가능한 설비 및 이를 이용한 시험 방법이 없으므로 이에 대한 마련이 시급한 실정이다.However, to date, there is no equipment capable of analyzing the performance of such ESP and tubing, nor a test method using the same, so preparation for this is urgently needed.

본 발명에서 해결하고자 하는 기술적 과제는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 제공하는 것이다.The technical problem to be solved by the present invention is the underground production conditions and obstacles of an oil gas well that can derive productivity improvement mechanisms and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for an oil gas well production system including ESP and tubing. It provides a test method for the ESP and tubing monitoring system that reflects the

본 발명에서 해결하고자 하는 기술적 과제는 여기에 제한되지 않으며, 언급되지 않은 다른 기술적 과제는 아래의 기재로부터 통상의 기술자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.The technical problem to be solved by the present invention is not limited to this, and other technical problems not mentioned will be clearly understood by those skilled in the art from the description below.

상기한 기술적 과제를 해결하기 위한 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 유가스 공급 상태를 모사하는 유가스 공급 모사부와, 상기 유가스 공급 모사부를 통해 공급되는 유가스를 생산하는 생산 부재 및 생산된 상기 유가스를 전송하는 전송 부재가 구비된 유가스 생산 모사부와, 유가스 생산 시 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 감지하는 감지부와, 상기 감지부로부터 전송되는 신호를 이용해서 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 모니터링부를 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 있어서, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계와, 상기 유가스 공급 모사부와 상기 유가스 생산 모사부를 동작시키는 단계와, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계 및 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 포함한다.The test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention to solve the above technical problems includes an oil gas supply simulation unit that simulates the oil gas supply state, and a production unit that produces oil gas supplied through the oil gas supply simulation unit. An oil gas production simulation unit equipped with a transmission member for transmitting the member and produced oil gas, a detection unit for detecting the state of the oil gas production simulation unit when producing oil gas, and a signal transmitted from the detection unit In the test method of the ESP and tubing monitoring system including a monitoring unit for checking the status of the oil gas production simulation unit, setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles, the oil gas supply simulation unit and the It includes the step of operating the oil gas production simulation unit, checking the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit, and calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit. .

이때, 상기 유가스 공급 모사부에는 액체 상태의 제1 유체를 공급하는 제1 유체 공급 부재와, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재, 및 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재가 구비되고, 상기 생산 부재는 상기 유가스 공급 모사부를 통해 공급되는 상기 제1 유체, 상기 제2 유체, 및 상기 이물질이 포함된 상기 유가스를 생산하되, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the oil gas supply simulation unit includes a first fluid supply member for supplying a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member for supplying a second fluid in a gaseous state, and a foreign material supply member for supplying foreign materials in a solid state. A member is provided, and the production member produces the oil gas containing the first fluid, the second fluid, and the foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit, and reflects the underground production conditions and obstacles. The step of setting the test conditions as much as possible may include first setting the basic operating conditions of the production member.

이때, 상기 유가스 공급 모사부에는 상기 유가스가 흐르는 공급 파이프 부재가 구비되고, 상기 생산 부재에는 상기 공급 파이프 부재를 통해 공급되는 상기 유가스가 내부로 직접 공급되도록 상기 공급 파이프 부재가 직접 연결되는 공급 포트와, 가압된 상기 유가스가 배출되도록 배출 파이프 부재와 직접 연결되는 배출 포트가 구비되며, 상기 전송 부재에는 상기 배출 파이프 부재와 연통되어 상기 유가스가 이동하는 내측 튜브와, 상기 내측 튜브의 외부에 구비되어 상기 내측 튜브를 승온 및 가압하는 외측 튜브가 구비되되, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는, 상기 제1 유체 공급 부재를 통해 액체 상태의 상기 제1 유체만 공급하는 상태에서 상기 공급 포트를 통과하는 상기 유가스의 공급 압력과 상기 배출 포트를 통과하는 상기 유가스의 배출 압력의 차이인 상승 압력을 통해 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the oil gas supply simulation unit is provided with a supply pipe member through which the oil gas flows, and the production member has a supply port to which the supply pipe member is directly connected so that the oil gas supplied through the supply pipe member is directly supplied to the inside. and a discharge port directly connected to the discharge pipe member so that the pressurized oil gas is discharged. The transmission member is provided with an inner tube in communication with the discharge pipe member through which the oil gas moves, and is provided on the outside of the inner tube. An outer tube is provided to heat and pressurize the inner tube, and the step of setting basic operating conditions of the production member includes supplying only the first fluid in a liquid state through the first fluid supply member to the supply port. It may include setting the basic operating conditions of the production member through the rising pressure that is the difference between the supply pressure of the oil gas passing through and the discharge pressure of the oil gas passing through the discharge port.

이때, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는, 상기 생산 부재에 공급되는 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인해서 상기 생산 부재에 공급될 수 있는 상기 제1 유체의 최대 유량과, 상기 상승 압력의 최대값을 상기 생산 부재의 기본 동작 조건으로 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting the basic operating conditions of the production member includes checking the tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the first fluid supplied to the production member to determine the first fluid that can be supplied to the production member. It may further include setting the maximum flow rate of fluid and the maximum value of the rising pressure as basic operating conditions of the production member.

이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 제1 유체 공급 부재와 상기 제2 유체 공급 부재를 통해 액체 상태의 상기 제1 유체와 기체 상태의 상기 제2 유체를 동시에 공급하되, 상기 제2 유체의 공급 유량은 제1 기체 유량으로 일정하게 고정하고, 상기 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles includes the first fluid in a liquid state and the second fluid in a gaseous state through the first fluid supply member and the second fluid supply member. The method may further include setting test conditions such that the supply flow rate of the second fluid is fixed to a constant level of the first gas flow rate, and the supply flow rate of the first fluid gradually increases.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인하고, 상기 상승 압력이 증가하다가 감소하게 되는 제1-1 변곡점을 통해 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit includes checking the tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the first fluid, and the rising pressure increasing. It may include calculating stable operating conditions of the production member through the 1-1 inflection point that decreases.

이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 제2 유체의 공급 유량을 상기 제1 기체 유량보다 큰 제2 기체 유량으로 증가시킨 상태에서 상기 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles includes supplying the first fluid while increasing the supply flow rate of the second fluid to a second gas flow rate greater than the first gas flow rate. A step of setting test conditions so that the flow rate gradually increases may be further included.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제2 유체의 공급 유량이 상기 제2 기체 유량인 상태에서 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인하고, 상기 상승 압력이 증가하다가 감소하게 되는 제1-2 변곡점을 통해 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit includes increasing the supply flow rate of the first fluid in a state where the supply flow rate of the second fluid is the second gas flow rate. It may further include confirming a trend of the rising pressure and calculating a stable operating condition of the production member through a first-second inflection point at which the rising pressure increases and then decreases.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제1-1 변곡점과 상기 제1-2 변곡점을 통해 상기 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인해서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit is performed according to an increase in the supply flow rate of the second fluid through the 1-1 inflection point and the 1-2 inflection point. The method may further include calculating a stable operating condition of the production member by checking a trend of the rising pressure.

이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 제1 유체 공급 부재와 상기 제2 유체 공급 부재를 통해 액체 상태의 상기 제1 유체와 기체 상태의 상기 제2 유체를 동시에 공급하되, 상기 제1 유체의 공급 유량은 제1 액체 유량으로 일정하게 고정하고, 상기 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles includes the first fluid in a liquid state and the second fluid in a gaseous state through the first fluid supply member and the second fluid supply member. The method may further include setting test conditions such that the supply flow rate of the first fluid is fixed to a constant level of the first liquid flow rate and the supply flow rate of the second fluid gradually increases.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인하고, 상기 상승 압력이 급격히 감소하게 되는 제2-1 변곡점을 통해 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit includes checking the trend of the rising pressure as the supply flow rate of the second fluid increases, and the rising pressure rapidly decreases. It may include calculating stable operating conditions of the production member through the 2-1 inflection point.

이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 제1 유체의 공급 유량을 상기 제1 액체 유량보다 큰 제2 액체 유량으로 증가시킨 상태에서 상기 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles includes supplying the second fluid while increasing the supply flow rate of the first fluid to a second liquid flow rate greater than the first liquid flow rate. A step of setting test conditions so that the flow rate gradually increases may be further included.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제1 유체의 공급 유량이 상기 제2 액체 유량인 상태에서 상기 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인하고, 상기 상승 압력이 급격히 감소하게 되는 제2-2 변곡점을 통해 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit includes increasing the supply flow rate of the second fluid in a state where the supply flow rate of the first fluid is the second liquid flow rate. The method may further include confirming a trend of the rising pressure and calculating stable operating conditions of the production member through a 2-2 inflection point at which the rising pressure rapidly decreases.

이때, 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계는, 상기 제2-1 변곡점과 상기 제2-2 변곡점을 통해 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인해서 상기 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit is performed according to an increase in the supply flow rate of the first fluid through the 2-1 inflection point and the 2-2 inflection point. The method may further include calculating a stable operating condition of the production member by checking a trend of the rising pressure.

상기한 구성을 갖는 본 발명의 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 의하면 실제 생산 현장과 동일하게 액체 상태 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재로 공급된 후 전송 부재를 통해 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.According to the test method of the ESP and tubing monitoring system of the present invention having the above configuration, a process in which liquid and gaseous fluids and solid foreign substances are supplied to the production member and then move through the transmission member, just as in an actual production site. It is possible to accurately derive factors affecting performance degradation that may occur, and by reflecting this, it is possible to derive a mechanism for improving productivity.

또한, 모래와 같은 고체 상태의 이물질로 인해 생산 부재가 손상될 때의 신호를 확인하고, 실제 생산 현장에서 확인되는 신호의 유사성을 비교하여 생산 부재의 고장 및 교체 시기를 예측함으로써 유가스 생산 현장과 같은 높은 단가에서의 시간 손실 및 비용 손실을 최소화하여 운영의 극대화를 도모할 수 있게 된다.In addition, signals when production members are damaged due to solid foreign substances such as sand are confirmed, and the similarity of signals confirmed at the actual production site is compared to predict the failure and replacement time of the production member, thereby It is possible to maximize operations by minimizing time and cost losses at the same high unit price.

본 발명의 효과는 상기한 효과로 한정되는 것은 아니며, 본 발명의 상세한 설명 또는 청구범위에 기재된 발명의 구성으로부터 추론 가능한 모든 효과를 포함하는 것으로 이해되어야 한다.The effects of the present invention are not limited to the effects described above, and should be understood to include all effects that can be inferred from the configuration of the invention described in the detailed description or claims of the present invention.

도 1은 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 도시한 순서도이다.
도 2는 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 개략도이다.
도 3은 본 발명에 따른 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이다.
도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이다.
도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이다.
도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이다.
도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.
도 9는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 10은 본 발명에 따른 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하되, 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력의 경향을 통해 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 11은 본 발명에 따른 생산 부재의 최대 유량에 대한 제1 유체의 비율(qld)에 따른 상승 압력의 경향을 도시한 그래프이다.
도 12는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 13은 본 발명에 따른 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하되, 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력의 경향을 통해 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 14는 본 발명에 따른 생산 부재에 공급되는 제2 유체의 가스 체적률(λ)에 따른 상승 압력의 경향을 도시한 그래프이다.1 is a flowchart showing a test method for an ESP and tubing monitoring system according to the present invention.
Figure 2 is a schematic diagram of an ESP and tubing monitoring system according to the present invention.
Figure 3 is a flowchart showing the steps of first setting the basic operating conditions of the production member according to the present invention.
Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention.
Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention.
Figure 6 is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention.
Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention.
Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.
Figure 9 is a flow chart showing the steps of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention, and setting the test conditions so that the supply flow rate of the first fluid gradually increases.
Figure 10 shows the step of calculating the stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit according to the present invention, and calculating the stable operating conditions through the tendency of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the first fluid. This is a flowchart.
Figure 11 is a graph showing the trend of rising pressure according to the ratio (qld) of the first fluid to the maximum flow rate of the production member according to the present invention.
Figure 12 is a flow chart showing the steps of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention, and setting the test conditions so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases.
Figure 13 shows the step of calculating the stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit according to the present invention, and calculating the stable operating conditions through the tendency of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the second fluid. This is a flowchart.
Figure 14 is a graph showing a trend of rising pressure according to the gas volume ratio (λ) of the second fluid supplied to the production member according to the present invention.

이하, 첨부한 도면을 참고로 하여 본 발명의 실시예에 대하여 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 상세히 설명한다. 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며 여기에서 설명하는 실시예에 한정되지 않는다. 도면에서 본 발명을 명확하게 설명하기 위해서 설명과 관계없는 부분은 생략하였으며, 명세서 전체를 통하여 동일 또는 유사한 구성요소에 대해서는 동일한 참고부호를 붙였다.Hereinafter, with reference to the attached drawings, embodiments of the present invention will be described in detail so that those skilled in the art can easily implement the present invention. The present invention may be implemented in many different forms and is not limited to the embodiments described herein. In order to clearly explain the present invention in the drawings, parts not related to the description are omitted, and identical or similar components are given the same reference numerals throughout the specification.

본 명세서에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성 요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성 요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다. 또한, 층, 막, 영역, 판 등의 부분이 다른 부분 "위에" 있다고 할 경우, 이는 다른 부분 "바로 위에" 있는 경우뿐만 아니라 그 중간에 또 다른 부분이 있는 경우도 포함한다. 반대로 층, 막, 영역, 판 등의 부분이 다른 부분 "아래에" 있다고 할 경우, 이는 다른 부분 "바로 아래에" 있는 경우뿐만 아니라 그 중간에 또 다른 부분이 있는 경우도 포함한다.In this specification, terms such as “comprise” or “have” are intended to designate the presence of features, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof described in the specification, but are not intended to indicate the presence of one or more other features. It should be understood that this does not exclude in advance the possibility of the existence or addition of elements, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof. Additionally, when a part of a layer, membrane, region, plate, etc. is said to be “on” another part, this includes not only cases where it is “directly above” the other part, but also cases where there is another part in between. Conversely, when a part of a layer, membrane, region, plate, etc. is said to be “beneath” another part, this includes not only cases where it is “immediately below” another part, but also cases where there is another part in between.

도 1은 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 도시한 순서도이고, 도 2는 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 개략도이고, 도 3은 본 발명에 따른 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이고, 도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이고, 도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이고, 도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이며, 도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.Figure 1 is a flowchart showing a test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention, Figure 2 is a schematic diagram of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention, and Figure 3 is the basic operating conditions of the production member according to the present invention. is a flowchart showing the steps of first setting, Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention, Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention, and Figure 6 is a schematic diagram showing the second fluid supply member according to the present invention. It is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention, Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention, and Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.

도 1에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)와, 유가스 공급 모사부(100)와 유가스 생산 모사부(200)를 동작시키는 단계(S200)와, 모니터링부(300)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S300) 및 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)를 포함한다. 이때, ESP 및 튜빙 모니터링 시스템은 액체 상태의 제1 유체를 공급하는 제1 유체 공급 부재(110)와, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재(120), 및 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재(130)가 구비된 유가스 공급 모사부(100)와, 이러한 유가스 공급 모사부(100)를 통해 공급되는 제1 유체, 제2 유체, 및 이물질이 포함된 유가스를 생산하는 생산 부재(210)와, 생산 부재(210)를 통해 생산된 유가스를 전송하는 전송 부재(220)가 구비된 유가스 생산 모사부(200)와, 유가스 생산 시 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 감지하는 감지부(400), 및 이러한 감지부(400)로부터 전송되는 신호를 이용해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 확인하는 모니터링부(300)를 포함할 수 있다.As shown in Figure 1, the test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention includes the steps of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100), an oil gas supply simulation unit 100, and A step of operating the oil gas production simulation unit 200 (S200), a step of checking the status of the oil gas production simulation unit 200 through the monitoring unit 300 (S300), and the oil gas production simulation unit 200 It includes a step (S400) of calculating stable operating conditions of the production member 210 while checking the state of . At this time, the ESP and tubing monitoring system includes a first fluid supply member 110 that supplies a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member 120 that supplies a second fluid in a gaseous state, and foreign substances in a solid state. An oil gas supply simulation unit 100 provided with a foreign matter supply member 130 that supplies, and oil gas containing the first fluid, second fluid, and foreign substances supplied through this oil gas supply simulation unit 100. An oil gas production simulation unit 200 provided with a production member 210 that produces a production member 210 and a transmission member 220 that transmits the oil gas produced through the production member 210, and a production member 210 during oil gas production. ) and a detection unit 400 that detects the status of the transmission member 220, and a monitoring unit that checks the status of the production member 210 and the transmission member 220 using the signal transmitted from the detection unit 400. It may include (300).

전술한 유가스 공급 모사부(100)는 전통 유전/가스전뿐만 아니라 셰일 가스와 같은 비전통 유전/가스전을 모사할 수 있도록 구성될 수 있다.The above-described oil and gas supply simulation unit 100 may be configured to simulate not only traditional oil and gas fields, but also non-traditional oil and gas fields such as shale gas.

셰일 가스의 경우 탄화수소가 풍부한 셰일층에서 개발, 생산되는 천연가스로서, 보통의 천연가스는 셰일층에서 생성된 뒤 지표면으로 이동해서 한 군데에 고여 있는 반면, 셰일 가스는 가스가 투과하지 못하는 암석층에 막혀서 이동하지 못한 채 셰일층에 갇혀 있는 가스이므로 유가스 공급 모사부(100)는 이러한 환경을 모사할 수 있도록 구성되는 것이 바람직하다.In the case of shale gas, it is a natural gas developed and produced from a shale layer rich in hydrocarbons. While ordinary natural gas is produced in a shale layer and then moves to the surface and is stagnant in one place, shale gas moves after being blocked by a rock layer that does not allow gas to permeate. Since the gas is trapped in the shale layer without being able to do so, it is preferable that the oil gas supply simulation unit 100 is configured to simulate this environment.

유가스 공급 모사부(100)를 통해 이러한 환경이 모사된 상태에서 유가스 생산 모사부(200)는 제1 유체, 제2 유체, 및 이물질이 포함된 유가스를 생산해서 전송하게 되며, 이를 위해 유가스 생산 모사부(200)는 유가스를 생산하는 생산 부재(210)와, 생산 부재(210)를 통해 생산된 유가스를 전송하는 전송 부재(220)가 구비된다. 이러한 생산 부재(210)는 앞서 살펴본 ESP(Electrical Submersible Pump)가 사용될 수 있으나, 셰일 가스와 같은 기체 상태의 가스와 액체 상태의 유체가 혼합된 상태에서 생산이 가능한 구성이라면 다른 종류의 펌프를 사용하는 것도 가능하다.In a state where this environment is simulated through the oil gas supply simulation unit 100, the oil gas production simulation unit 200 produces and transmits oil gas containing the first fluid, the second fluid, and foreign substances, and for this purpose, The oil gas production simulation unit 200 is provided with a production member 210 that produces oil gas, and a transmission member 220 that transmits the oil gas produced through the production member 210. For this production member 210, the ESP (Electrical Submersible Pump) discussed earlier can be used, but if it is configured to produce in a mixture of gaseous gas such as shale gas and liquid fluid, a different type of pump can be used. It is also possible.

또한, 셰일 가스를 생산하는 과정에서 성능에 영향을 미칠 수 있는 인자를 도출하기 위해서는 실제 셰일 가스 생산 상태를 정확하게 모사할 필요가 있다. 즉, 셰일 가스는 암석의 미세한 틈새에 넓게 퍼져 있는 것이 특징이므로 기존의 천연 가스와 같은 수직 시추는 불가능하고, 수평 시추와 같은 방식으로 생산이 가능하므로 유가스 공급 모사부(100)를 통해 이와 같은 수평 시추 상황을 정확하게 모사한 상태에서 유가스 생산 모사부(200)를 통해 유가스 생산이 가능하도록 구성하는 것이 바람직하다.Additionally, in order to derive factors that may affect performance during the shale gas production process, it is necessary to accurately simulate actual shale gas production conditions. In other words, shale gas is characterized by being widely spread in the fine crevices of rocks, so vertical drilling like existing natural gas is impossible, and it can be produced in a manner such as horizontal drilling, so it can be produced through the oil gas supply simulation unit 100. It is desirable to configure the oil gas production simulation unit 200 to enable oil gas production while accurately simulating the horizontal drilling situation.

특히, 기체 상태의 제2 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재(210)로 공급될 수 있도록 함으로써 지중 장애요소에 해당하는 가스의 양(Gas Volume), 모래(Sand) 등의 이물질 양을 모사하여 생산 부재(210)와 전송 부재(220)에 어떠한 영향을 미치는지에 대한 확인이 가능하게 된다.In particular, by allowing the second fluid in gaseous state and foreign matter in solid state to be supplied to the production member 210, the gas volume corresponding to the underground obstacle and the amount of foreign matter such as sand are simulated. It is possible to check what effect it has on the production member 210 and the transmission member 220.

이때, 유가스 생산 시 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 감지하는 감지부(400), 및 이러한 감지부(400)로부터 전송되는 신호를 이용해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 확인하는 모니터링부(300)가 구비되며, 이를 통해 실제 생산 현장과 동일하게 액체 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 포함된 상태에서 유가스를 생산하면서 이를 모니터링 할 수 있으므로 실제 생산 현장에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.At this time, during oil gas production, a detection unit 400 detects the status of the production member 210 and the transmission member 220, and a signal transmitted from the detection unit 400 is used to detect the production member 210 and the transmission member 220. A monitoring unit 300 is provided to check the status of (220), and through this, it is possible to produce and monitor oil gas containing liquid and gaseous fluids and solid foreign substances in the same way as in an actual production site. Therefore, it is possible to accurately derive factors affecting performance degradation that may occur in actual production sites, and by reflecting this, it is possible to derive a mechanism to improve productivity.

아울러 전술한 모니터링부(300)는 전송되는 신호를 컴퓨터에 연결하여 데이터 저장 신호를 PCL(Programmable Logic Controller)로 받아서 컴퓨터에 데이터를 저장하도록 구성하는 것도 가능하다.In addition, the above-described monitoring unit 300 can be configured to connect the transmitted signal to a computer to receive a data storage signal through a PCL (Programmable Logic Controller) and store the data in the computer.

이때, 상기한 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계(S110)를 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the above-described underground production conditions and obstacles (S100) may include the step of first setting the basic operating conditions of the production member 210 (S110).

도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이고, 도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이며, 도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이다.Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention, Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention, and Figure 6 is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention.

도 4에 도시된 바와 같이, 전술한 생산 부재(210)에는 액체 상태의 제1 유체, 기체 상태의 제2 유체, 및 고체 상태의 이물질이 모두 혼합된 상태로 공급되며, 이를 위해 도 5에 도시된 바와 같이, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재(120)와, 도 6에 도시된 바와 같이, 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재(130)가 구비될 수 있다.As shown in FIG. 4, the first fluid in a liquid state, the second fluid in a gaseous state, and foreign substances in a solid state are all supplied to the above-described production member 210 in a mixed state, and for this purpose, as shown in FIG. 5 As shown, a second fluid supply member 120 that supplies a second fluid in a gaseous state and, as shown in FIG. 6, a foreign material supply member 130 that supplies a foreign material in a solid state may be provided.

이때, 이물질 공급 부재(130)는 모래 기타 이물질이 수용된 이물질 탱크(131)를 포함할 수 있다. 이러한 이물질 탱크(131)는 내부를 개폐할 수 있도록 분리 가능한 커버가 구비되는 것이 바람직하며, 커버를 통해 이물질의 종류를 달리하면서 지중 생산 조건을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.At this time, the foreign matter supply member 130 may include a foreign matter tank 131 containing sand or other foreign substances. This foreign matter tank 131 is preferably provided with a detachable cover so that the interior can be opened and closed, and the cover makes it possible to more accurately simulate underground production conditions while varying the types of foreign substances.

도 4에 도시된 바와 같이, 유가스 공급 모사부(100)에는 유가스가 흐르는 공급 파이프 부재(140)가 구비되고, 전술한 생산 부재(210)에는 공급 파이프 부재(140)를 통해 공급되는 유가스가 내부로 직접 공급되도록 공급 파이프 부재(140)가 직접 연결되는 공급 포트(211)가 구비될 수 있다.As shown in FIG. 4, the oil gas supply simulation unit 100 is provided with a supply pipe member 140 through which oil gas flows, and the oil gas supplied through the supply pipe member 140 is provided to the above-described production member 210. A supply port 211 to which the supply pipe member 140 is directly connected may be provided so that it is directly supplied inside.

즉, 생산 부재(210)에 구비된 공급 포트(211)에는 유가스 공급 모사부(100)를 통해 공급되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 직접 공급되도록 공급 파이프 부재(140)가 직접 연결되는 것이다. 만일 유가스 및 이물질을 별도의 탱크 부재에 수용한 상태에서 생산 부재(210)를 통해 흡입하는 방식으로 시스템을 구성하게 되면 유가스가 흡입되는 과정에서 형성되는 와류 현상으로 인해 오차가 발생할 수 있으나, 전술한 바와 같이, 공급되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 공급 포트(211)를 통해 생산 부재(210)에 직접 공급되도록 구성하면 상기한 오차 발생을 최소화할 수 있게 되어 지중 생산 조건을 정확하게 모사할 수 있으며, 지중 생산 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.That is, the supply pipe member 140 is provided to the supply port 211 provided in the production member 210 so that liquid and gaseous oil gas and solid foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit 100 are directly supplied. It is directly connected. If the system is configured to suction oil gas and foreign substances through the production member 210 while they are contained in a separate tank member, errors may occur due to the vortex phenomenon formed during the oil gas suction process. As described above, if the liquid and gaseous oil gas and solid foreign substances are supplied directly to the production member 210 through the supply port 211, the occurrence of the above-mentioned errors can be minimized, thereby improving underground production conditions. It can be accurately simulated, and the status of the production member 210 and the transmission member 220 according to underground production conditions can be more accurately confirmed and quantified.

도 5에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 제2 유체 공급 부재(120)를 통해 공급되는 제2 유체의 유량을 감지하는 유량 감지 부재(410)를 포함할 수 있다. 이를 통해 지중 장애요소에 해당하는 가스의 양을 더욱 정확하게 조절할 수 있게 된다.As shown in FIG. 5 , the sensing unit 400 may include a flow sensing member 410 that senses the flow rate of the second fluid supplied through the second fluid supply member 120. This makes it possible to more accurately control the amount of gas corresponding to the underground obstacle.

또한, 도 6에 도시된 바와 같이, 유가스 공급 모사부(100)에는 이물질 공급 부재(130)를 통해 공급되는 이물질이 승온 및 가압된 상태로 공급되도록 제1 승온 부재(150)와 제1 가압 부재(160)가 구비될 수 있다. 즉, 공급되는 이물질이 지중 생산 조건에 맞게 승온 및 가압된 상태로 공급되므로 이러한 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.In addition, as shown in FIG. 6, the oil gas supply simulation unit 100 is provided with a first temperature increasing member 150 and a first pressurizing device so that the foreign material supplied through the foreign material supply member 130 is supplied in an elevated temperature and pressurized state. A member 160 may be provided. That is, since the supplied foreign matter is supplied in an elevated temperature and pressurized state to suit the underground production conditions, the states of the production member 210 and the transmission member 220 according to these conditions can be more accurately confirmed and quantified.

도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이다.Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention.

도 7에 도시된 바와 같이, 전송 부재(220)는 생산 부재(210)를 통해 생산되는 유가스가 이동하는 내측 튜브(221), 및 이러한 내측 튜브(221)의 외부에 구비되며, 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 외측 튜브(222)를 포함할 수 있다.As shown in FIG. 7, the transmission member 220 is provided on the inner tube 221 through which the oil gas produced through the production member 210 moves, and on the outside of this inner tube 221, and the inner tube 221 ) may include an outer tube 222 that raises and pressurizes the temperature.

이러한 내측 튜브(221)는 생산 부재(210)에 직접 연통 설치되어 생산되는 유가스가 이동하도록 구성된다.This inner tube 221 is installed in direct communication with the production member 210 so that the produced oil gas moves.

이때, 셰일 가스의 경우 일반적인 천연 가스와는 다르게 훨씬 깊은 위치에 존재하게 되며, 깊은 위치에서 생산되는 셰일 가스가 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 다양한 성능저하 영향인자를 정확하게 도출하기 위해서는 내측 튜브(221)에도 셰일 가스가 매장된 깊은 위치를 반영할 필요가 있으며, 이를 위해 전술한 바와 같이, 외측 튜브(222)를 이용해서 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하게 된다.At this time, in the case of shale gas, unlike general natural gas, it exists in a much deeper location. In order to accurately derive various performance degradation factors that may occur during the movement of shale gas produced in a deep location, the inner tube 221 is used. It is also necessary to reflect the deep location where shale gas is buried, and for this purpose, as described above, the inner tube 221 is heated and pressurized using the outer tube 222.

아울러 외측 튜브(222)에는 복수 개의 분할 영역이 형성될 수 있으며, 이러한 각각의 분할 영역 별로 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 정도를 달리함으로써 셰일 가스 생산 시의 상황을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.In addition, a plurality of divided areas may be formed in the outer tube 222, and the degree of temperature increase and pressurization of the inner tube 221 is varied for each of these divided areas, so that the situation during shale gas production can be more accurately simulated. do.

이때, 도 4에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)에는 내부로부터 배출되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 내측 튜브(221)로 이동하도록 내측 튜브(221)와 연통된 배출 파이프 부재(214)가 직접 연결되는 배출 포트(212)가 구비될 수 있다. 이와 같이 구성하면 배출되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 배출 포트(212)를 통해 직접 배출 파이프 부재(214)로 배출되므로 배출 과정에서 발생할 수 있는 오차 발생을 최소화할 수 있게 되며, 지중 생산 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 4, the production member 210 has a discharge pipe in communication with the inner tube 221 so that liquid and gaseous oil gas and solid foreign substances discharged from the inside move to the inner tube 221. A discharge port 212 to which the member 214 is directly connected may be provided. With this configuration, the discharged liquid and gaseous oil gas and solid foreign substances are discharged directly to the discharge pipe member 214 through the discharge port 212, thereby minimizing errors that may occur during the discharge process. It is possible to more accurately check and quantify the status of the production member 210 and the transmission member 220 according to underground production conditions.

이때, 도 4에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 공급 파이프 부재(140)를 통해 공급되는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제1 온도 감지 부재(420)와 제1 압력 감지 부재(430), 및 배출 파이프 부재(214)를 통해 배출되는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제2 온도 감지 부재(440)와 제2 압력 감지 부재(450)를 더 포함할 수 있다. 이와 같이 구성하면 공급 포트(211)와 배출 포트(212) 상호 간의 차압(Differential Pressure)을 의미하는 상승 압력(ΔP)과 온도 차이(Differential Temperature)를 통해 생산 부재(210)의 동작 상태를 정확하게 확인할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 4, the sensing unit 400 includes a first temperature sensing member 420 and a first pressure sensing member ( 430), and may further include a second temperature sensing member 440 and a second pressure sensing member 450 that sense the temperature and pressure of the oil gas discharged through the discharge pipe member 214. If configured in this way, the operating state of the production member 210 can be accurately confirmed through the rising pressure (ΔP), which refers to the differential pressure between the supply port 211 and the discharge port 212, and the temperature difference (Differential Temperature). It becomes possible.

이때, 도 7에 도시된 바와 같이, 외측 튜브(222)의 내부에는 내측 튜브(221)를 감싸면서 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 작동 유체가 수용되고, 유가스 생산 모사부(200)에는 작동 유체를 승온 및 가압하기 위한 제2 승온 부재(230)와 제2 가압 부재(240)가 구비될 수 있다.At this time, as shown in FIG. 7, the working fluid that surrounds the inner tube 221 and raises the temperature and pressurizes the inner tube 221 is accommodated inside the outer tube 222, and the oil gas production simulation unit 200 may be provided with a second temperature increasing member 230 and a second pressing member 240 for increasing the temperature and pressurizing the working fluid.

이러한 내측 튜브(221)를 승온하기 위한 작동 유체로는 비열이 큰 물을 사용할 수 있다. 이와 같이 물을 사용할 경우 비열이 크므로 세팅 초기에는 물의 온도를 셰일 가스가 매장된 지하 상황에 맞게 일정 온도까지 승온하는데 시간이 다소 소요될 수 있으나, 일단 물을 일정 온도까지 승온하게 되면 온도 변화 폭이 크지 않으므로 지하 상황에 맞게 유지하는 것이 용이해진다.Water, which has a high specific heat, can be used as a working fluid for raising the temperature of the inner tube 221. When using water in this way, the specific heat is large, so it may take some time at the beginning of setting to raise the temperature of the water to a certain temperature according to the underground situation where the shale gas is buried. However, once the water is heated to a certain temperature, the range of temperature change is small. Since it is not large, it becomes easy to maintain it according to underground conditions.

또한, 내측 튜브(221)를 가압하기 위한 작동 유체로는 질소를 사용할 수 있으며, 외측 튜브(222)의 내부에 수용되는 질소의 양을 조절하여 내측 튜브(221)의 가압 정도를 조절할 수 있게 된다.In addition, nitrogen can be used as a working fluid to pressurize the inner tube 221, and the degree of pressurization of the inner tube 221 can be adjusted by adjusting the amount of nitrogen contained inside the outer tube 222. .

이때, 제2 가압 부재(240)는 외측 튜브(222)의 내부에 작동 유체를 추가 공급해서 내측 튜브(221)를 가압하기 위한 인렛(241)을 포함할 수 있다.At this time, the second pressing member 240 may include an inlet 241 for pressurizing the inner tube 221 by additionally supplying working fluid to the inside of the outer tube 222.

전술한 바와 같이, 제2 승온 부재(230)를 이용해서 외측 튜브(222) 내부에 수용된 작동 유체의 승온 온도를 조절할 수 있으며, 인렛(241)을 이용해서 질소와 같은 유체가 추가 공급되는 정도를 조절해서 내측 튜브(221)가 가압되는 정도를 조절할 수 있게 된다. 이러한 제2 승온 부재(230)는 외측 튜브(222)를 감싸는 히터일 수 있다.As described above, the temperature increase of the working fluid contained within the outer tube 222 can be adjusted using the second temperature increasing member 230, and the degree to which fluid such as nitrogen is additionally supplied can be adjusted using the inlet 241. It is possible to adjust the degree to which the inner tube 221 is pressurized. This second temperature increasing member 230 may be a heater surrounding the outer tube 222.

또한, 외측 튜브(222)에 복수 개의 분할 영역이 형성되는 경우 이러한 각각의 분할 영역에 대응되도록 제2 승온 부재(230)와 인렛(241)이 각각 구비될 수 있으며, 이를 통해 셰일 가스의 지하 매장 상황을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.In addition, when a plurality of divided areas are formed in the outer tube 222, a second temperature raising member 230 and an inlet 241 may be provided to correspond to each of these divided areas, and through this, shale gas can be stored underground. The situation can be simulated more accurately.

도 7에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 내측 튜브(221)를 통해 이동하는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 7, the sensing unit 400 includes a third temperature sensing member 480 and a third pressure sensing member 490 that sense the temperature and pressure of oil gas moving through the inner tube 221. More may be included.

이러한 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)로서, FBG(Fiber Bragg Grating) 센서가 사용될 수 있다. 이러한 FBG 센서의 내부에는 광섬유 무늬가 형성되어 있으며, 내측 튜브(221)를 따라 이동하는 유가스와 이물질의 온도 압력에 의해 광섬유 무늬 사이의 간격 등이 달라지는 것을 감지하는 방식으로 온도와 압력을 감지할 수 있으며, 이러한 온도와 압력 신호를 모니터링부(300)에 전달하기 위해 광섬유 케이블을 사용할 수 있다.As the third temperature sensing member 480 and the third pressure sensing member 490, a Fiber Bragg Grating (FBG) sensor may be used. An optical fiber pattern is formed inside this FBG sensor, and temperature and pressure can be detected by detecting changes in the spacing between optical fiber patterns depending on the temperature and pressure of oil gas and foreign substances moving along the inner tube 221. And an optical fiber cable can be used to transmit these temperature and pressure signals to the monitoring unit 300.

이와 같이 내측 튜브(221)에 구비된 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 교체할 필요가 있거나, 다른 인자를 측정하기 위해 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 교체할 필요가 있는 경우 이와 같이 내측 튜브(221)에 구비된 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 분리하기 위해서는 다음과 같은 절차로 교체하는 것이 가능하다.In this way, it is necessary to replace the third temperature sensing member 480 and the third pressure sensing member 490 provided in the inner tube 221, or the third temperature sensing member 480 and the third pressure sensing member 490 are used to measure other factors. 3 If it is necessary to replace the pressure sensing member 490, in order to separate the third temperature sensing member 480 and the third pressure sensing member 490 provided in the inner tube 221, use the following procedure. It is possible to replace it.

먼저, 외측 튜브(222)의 내부에 구비된 물과 질소와 같은 유체를 배출시켜야 하며, 이를 위한 별도의 아웃렛이 형성될 수 있다. 아웃렛을 통해 외측 튜브(222)의 내부에 구비된 유체가 배출되면 외측 튜브(222)를 고정하고 있는 플랜지의 볼트를 풀어서 외측 튜브(222)의 고정 상태를 해제하게 되면 외측 튜브(222)를 분리할 수 있게 된다. 이와 같이 외측 튜브(222)가 분리되면 내측 튜브(221)가 외부로 노출되므로 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)의 교체가 가능하게 되는 것이다.First, fluids such as water and nitrogen provided inside the outer tube 222 must be discharged, and a separate outlet may be formed for this. When the fluid contained inside the outer tube 222 is discharged through the outlet, the bolt of the flange that secures the outer tube 222 is loosened to release the fixed state of the outer tube 222, and the outer tube 222 is separated. You can do it. When the outer tube 222 is separated in this way, the inner tube 221 is exposed to the outside, so that the third temperature sensing member 480 and the third pressure sensing member 490 can be replaced.

또한, 도 4에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 생산 부재(210)에 구비된 구동 모터(213)의 진동을 감지하는 진동 감지 부재(460), 및 공급 포트(211)와 배출 포트(212)를 경유하는 유가스의 소리를 감지하는 음향 감지 부재(470)를 더 포함할 수 있으며, 이러한 음향 감지 부재(470)는 내측 튜브(221)의 선단과 후단에 각각 더 구비되어 내측 튜브(221)를 경유하는 유가스의 소리를 감지하도록 구성될 수 있다.In addition, as shown in FIG. 4, the detection unit 400 includes a vibration detection member 460 that detects vibration of the drive motor 213 provided in the production member 210, and a supply port 211 and a discharge port. It may further include an acoustic sensing member 470 that detects the sound of oil gas passing through (212), and this acoustic sensing member 470 is further provided at the front and rear ends of the inner tube 221, respectively, to detect the sound of oil gas passing through the inner tube 221. It may be configured to detect the sound of oil gas passing through (221).

이러한 음향 감지 부재(470)는 일 예로, AE(Acoustic Emission) 센서를 사용할 수 있다. 이러한 AE 센서는 유가스가 이동하면서 발생시키는 마이크로 단위의 음향을 감지하게 되며, 액체 상태의 제1 유체 이외에 기체 상태의 제2 유체와 고체 상태의 이물질의 비율이 달라지는 경우 발생하는 음향 패턴을 확인해서 다양한 지중 생산 조건에 따른 음향 변화를 정량화 할 수 있다.For example, the acoustic sensing member 470 may use an Acoustic Emission (AE) sensor. This AE sensor detects the micro-unit sound generated by oil gas as it moves, and checks the acoustic pattern that occurs when the ratio of the second fluid in the gaseous state and the foreign matter in the solid state changes in addition to the first fluid in the liquid state, thereby providing various Acoustic changes according to underground production conditions can be quantified.

즉, 진동 감지 부재(460)와 음향 감지 부재(470)를 통해 얻어지는 진동 및 음향 신호를 확인해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인할 수 있게 된다.That is, by checking the vibration and sound signals obtained through the vibration detection member 460 and the sound detection member 470, the status of the production member 210 and the transmission member 220 can be confirmed more accurately.

도 7에 도시된 바와 같이, 내측 튜브(221)에는 내측 튜브(221)를 통해 이동하는 유가스가 외부로 유출되도록 누설 테스트 부재(250)가 구비되고, 누설 테스트 부재(250)에는 내측 튜브(221)의 내부와 외부를 연통시키는 연통홀(251)이 구비될 수 있다.As shown in FIG. 7, the inner tube 221 is provided with a leakage test member 250 so that the oil gas moving through the inner tube 221 flows out to the outside, and the leakage test member 250 includes the inner tube 221. ) may be provided with a communication hole 251 that communicates the inside and outside of the device.

이러한 연통홀(251)은 작업자가 직접 개폐할 수 있도록 구성될 수 있으며, 작업자가 연통홀(251)을 개방하는 경우 내측 튜브(221)를 따라 이동하는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 일부 누설됨에 따라 발생하는 신호를 통해 전송 부재(220)의 상태를 확인하고, 이를 정량화 할 수 있게 된다.This communication hole 251 can be configured to be opened and closed directly by the worker, and when the worker opens the communication hole 251, oil gas in liquid and gaseous states and foreign substances in solid state move along the inner tube 221. The state of the transmission member 220 can be confirmed and quantified through the signal generated as a result of partial leakage.

일 예로, 내측 튜브(221)를 관통하는 탭을 형성하고, 이러한 부분에 나사산이 형성된 누설 테스트 부재(250)를 나사 결합하는 방식으로 설치하는 것이 가능하며, 연통홀(251)의 직경이 다르게 형성된 누설 테스트 부재(250)를 이용하면 누설되는 다양한 상황을 모사할 수 있게 된다.As an example, it is possible to form a tab penetrating the inner tube 221 and install a threaded leakage test member 250 by screwing this part, and the communication hole 251 is formed with a different diameter. Using the leak test member 250, it is possible to simulate various leak situations.

도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.

도 8에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)를 통해 제1 유체와 제2 유체가 동시에 전송되는 경우 액체 상태의 제1 유체만 다시 상기 유가스 공급 모사부(100)로 회수하기 위한 순환부(500)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 8, when the first fluid and the second fluid are simultaneously transmitted through the oil gas production simulation unit 200, only the first fluid in a liquid state is recovered back to the oil gas supply simulation unit 100. It may further include a circulation unit 500 for.

즉, 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 테스트가 반복되는 과정에서 기체 상태의 제2 유체는 외부로 배출하더라도 액체 상태의 제1 유체는 순환부(500)를 통해 유가스 공급 모사부(100)로 회수될 수 있도록 구성하는 것이다.That is, in the process of repeating the test of the production member 210 and the transmission member 220, even if the second fluid in the gaseous state is discharged to the outside, the first fluid in the liquid state is supplied to the oil gas supply simulation unit through the circulation unit 500. It is configured so that it can be recovered as (100).

이러한 순환부(500)는 내측 튜브(221)와 연통되어 제1 유체와 제2 유체가 동시에 이동하는 상부 순환 배관(510), 이러한 상부 순환 배관(510)과 연통되되, 제2 유체는 제거하고, 제1 유체만 분리하여 전송하는 버퍼 탱크(520), 및 버퍼 탱크(520)로부터 전송되는 제1 유체가 유가스 공급 모사부(100)로 회수되도록 버퍼 탱크(520)와 제1 유체 공급 부재(110)를 연통시키는 하부 순환 배관(530)을 포함할 수 있다.This circulation unit 500 communicates with the inner tube 221 and communicates with the upper circulation pipe 510 through which the first fluid and the second fluid move simultaneously, and communicates with this upper circulation pipe 510, but removes the second fluid. , a buffer tank 520 for separating and transmitting only the first fluid, and a buffer tank 520 and a first fluid supply member so that the first fluid transmitted from the buffer tank 520 is recovered to the oil gas supply simulation unit 100. It may include a lower circulation pipe 530 communicating with (110).

상부 순환 배관(510)의 경우 내측 튜브(221)와 동일한 직경을 갖도록 형성됨으로써 직경 감소로 인해 불필요한 저항이 발생하게 되는 것을 효과적으로 방지할 수 있게 된다.In the case of the upper circulation pipe 510, it is formed to have the same diameter as the inner tube 221, thereby effectively preventing unnecessary resistance from occurring due to a decrease in diameter.

이와 같이 상부 순환 배관(510)을 통해 제1 유체와 제2 유체가 버퍼 탱크(520)로 전송된 후 기체 상태의 제2 유체는 제거하고, 액체 상태의 제1 유체만 하부 순환 배관(530)을 통해 유가스 공급 모사부(100)로 회수되도록 구성하는 것이다. 이때, 하부 순환 배관(530)을 통해 고체 상태의 이물질도 함께 이동하도록 구성할 수 있으나, 이러한 고체 상태의 이물질도 제거된 상태에서 액체 상태의 제1 유체만 회수되도록 구성하는 것도 가능하다.In this way, after the first fluid and the second fluid are transferred to the buffer tank 520 through the upper circulation pipe 510, the second fluid in a gaseous state is removed, and only the first fluid in a liquid state is returned to the lower circulation pipe 530. It is configured to be recovered to the oil gas supply simulation unit 100 through. At this time, it can be configured to move solid foreign substances together through the lower circulation pipe 530, but it is also possible to configure it so that only the first fluid in a liquid state is recovered while these solid foreign substances are also removed.

이때, 버퍼 탱크(520)의 상부에는 상부 순환 배관(510)을 통해 전송된 제1 유체와 제2 유체 중에서 제2 유체를 외부로 배출하기 위한 가스 배출 부재(521)가 구비될 수 있다. 이러한 가스 배출 부재(521)가 상부에 구비되므로 기체와 같은 제2 유체는 비중이 작아서 가스 배출 부재(521)를 통해 제거되고, 액체와 같은 제1 유체는 비중이 커서 하부 순환 배관(530)을 통해 회수되는 것이다.At this time, a gas discharge member 521 may be provided at the upper part of the buffer tank 520 to discharge the second fluid to the outside among the first fluid and the second fluid transmitted through the upper circulation pipe 510. Since this gas discharge member 521 is provided at the top, the second fluid, such as gas, has a small specific gravity and is removed through the gas discharge member 521, and the first fluid, such as liquid, has a large specific gravity and is removed through the lower circulation pipe 530. It is recovered through

이때, 하부 순환 배관(530)의 직경(d2)은 상부 순환 배관(510)의 직경(d1)보다 상대적으로 크게 형성되는 것이 바람직하다. 이는 버퍼 탱크(520) 내부에 수용된 제1 유체가 버퍼 탱크(520)에 머무르지 않고, 바로 내려갈 수 있도록 하기 위함이며, 이와 같이 구성할 경우 버퍼 탱크(520)에서 유체가 넘치는 것을 효과적으로 방지할 수 있게 된다.At this time, the diameter d2 of the lower circulation pipe 530 is preferably formed to be relatively larger than the diameter d1 of the upper circulation pipe 510. This is to ensure that the first fluid contained within the buffer tank 520 does not stay in the buffer tank 520 but goes directly down. When configured in this way, it is possible to effectively prevent the fluid from overflowing from the buffer tank 520. There will be.

한편, 도 3에 도시된 바와 같이, 상기한 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S110)는 제1 유체 공급 부재(110)를 통해 액체 상태의 제1 유체만 공급하는 상태에서 공급 포트(211)를 통과하는 유가스의 공급 압력(PE1)과 배출 포트(212)를 통과하는 유가스의 배출 압력(PE2)의 차이인 상승 압력(ΔP)을 통해 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S111)를 포함할 수 있다.Meanwhile, as shown in FIG. 3, the step (S110) of setting the basic operating conditions of the production member 210 is performed in a state in which only the first fluid in a liquid state is supplied through the first fluid supply member 110. The basic pressure of the production member 210 is generated through the rising pressure (ΔP), which is the difference between the supply pressure (PE1) of the oil gas passing through the supply port 211 and the discharge pressure (PE2) of the oil gas passing through the discharge port 212. It may include setting operating conditions (S111).

또한, 도 3에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S110)는 생산 부재(210)에 공급되는 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인해서 생산 부재(210)에 공급될 수 있는 제1 유체의 최대 유량과, 상승 압력(ΔP)의 최대값을 생산 부재(210)의 기본 동작 조건으로 설정하는 단계(S112)를 더 포함할 수 있다.In addition, as shown in FIG. 3, the step (S110) of setting the basic operating conditions of the production member 210 is the increase in pressure (ΔP) according to the increase in the supply flow rate of the first fluid supplied to the production member 210. It further includes a step (S112) of checking the trend and setting the maximum flow rate of the first fluid that can be supplied to the production member 210 and the maximum value of the rising pressure (ΔP) as the basic operating conditions of the production member 210. can do.

일 예로, 생산 부재(210)가 고정된 RPM 조건으로 동작하는 상태에서 제1 유체로서, 물을 공급할 수 있다. 제1 유체의 공급 유량은 쵸크 밸브의 개도(opening)가 1%/min 씩 증가하도록 조절할 수 있다. 상승 압력(ΔP)이 음수(0 이하)인 경우 시험을 종료하게 된다. 즉, 생산 부재(210)에 단상(single phase) 유체인 제1 유체가 공급되고, 생산 부재(210)의 RPM은 45 Hz, 온도는 25 ℃, 공급 압력(PE1)은 10 bar(약 150 psi)로 고정한 상태에서 생산 부재(210)의 배출 압력(PE2) 및 상승 압력의 경향을 확인하는 것이다.For example, water may be supplied as the first fluid while the production member 210 operates at a fixed RPM condition. The supply flow rate of the first fluid can be adjusted so that the opening of the choke valve increases by 1%/min. If the rising pressure (ΔP) is negative (0 or less), the test is terminated. That is, the first fluid, which is a single phase fluid, is supplied to the production member 210, the RPM of the production member 210 is 45 Hz, the temperature is 25 ° C, and the supply pressure PE1 is 10 bar (about 150 psi). ), the trend of the discharge pressure (PE2) and rising pressure of the production member 210 is confirmed.

도 9는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 10은 본 발명에 따른 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하되, 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력의 경향을 통해 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 11은 본 발명에 따른 생산 부재의 최대 유량에 대한 제1 유체의 비율(qld)에 따른 상승 압력의 경향을 도시한 그래프이다.Figure 9 is a flowchart showing the steps of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention, but setting the test conditions so that the supply flow rate of the first fluid gradually increases, and Figure 10 is a flowchart showing the steps of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention. It is a flow chart showing the steps of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit, and calculating the stable operating conditions through the tendency of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the first fluid. Figure 11 is a graph showing the trend of rising pressure according to the ratio (qld) of the first fluid to the maximum flow rate of the production member according to the present invention.

도 9에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 제1 유체 공급 부재(110)와 제2 유체 공급 부재(120)를 통해 액체 상태의 제1 유체와 기체 상태의 제2 유체를 동시에 공급하되, 제2 유체의 공급 유량은 제1 기체 유량으로 일정하게 고정하고, 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계(S120)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 9, the step of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100) is to set test conditions in a liquid state through the first fluid supply member 110 and the second fluid supply member 120. Simultaneously supplying the first fluid and the second fluid in gaseous state, fixing the supply flow rate of the second fluid to be constant at the first gas flow rate, and setting the test conditions so that the supply flow rate of the first fluid gradually increases (S120 ) may further be included.

이러한 경우 도 10에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하고, 상승 압력(ΔP)이 증가하다가 감소하게 되는 제1-1 변곡점(SP1-1)을 통해 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S410)를 포함할 수 있다.In this case, as shown in FIG. 10, the step (S400) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200 is performed according to the increase in the supply flow rate of the first fluid. Checking the trend of the rising pressure (ΔP) and calculating the stable operating conditions of the production member 210 through the 1-1 inflection point (SP1-1) where the rising pressure (ΔP) increases and then decreases (S410) may include.

일 예로, 생산 부재(210)가 고정된 RPM 조건으로 동작하는 상태에서 제1 유체로서, 물을 공급하고, 제2 유체로서, 질소를 공급할 수 있다. 가스 체적률(λ, gas volume fraction, GVF, 공급되는 전체 유체 유량에 대한 가스 유량의 비율)이 70 % 이상인 경우 시험을 종료할 수 있다. 가스 유량을 48 L/min까지 단계적으로 변화시키면서 시험을 반복 수행하게 된다. 즉, 생산 부재(210)에 이상(two phase) 유체인 물과 질소가 공급되고, 생산 부재(210)의 RPM은 45 Hz, 온도는 25 ℃, 공급 압력(PE1)은 10 bar(약 150 psi)로 고정한 상태에서 생산 부재(210)의 배출 압력(PE2) 및 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하는 것이다.As an example, water may be supplied as a first fluid and nitrogen may be supplied as a second fluid while the production member 210 operates at a fixed RPM condition. The test can be terminated when the gas volume fraction (λ, gas volume fraction, GVF, ratio of gas flow rate to the total fluid flow rate supplied) is more than 70%. The test is repeated while gradually changing the gas flow rate up to 48 L/min. That is, water and nitrogen, which are two phase fluids, are supplied to the production member 210, the RPM of the production member 210 is 45 Hz, the temperature is 25 ° C, and the supply pressure PE1 is 10 bar (about 150 psi). ), the trend of the discharge pressure (PE2) and rising pressure (ΔP) of the production member 210 is confirmed.

한편, 도 11에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)에 단상 유체가 공급되는 상황에서 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 보면 제1 성능 곡선(a)을 도출할 수 있다. 즉, 이러한 제1 성능 곡선(a)은 생산 부재(210)를 통해 얻을 수 있는 최대효율성능을 의미하며, 지중 생산 조건과 장애 요소가 반영된 상태에서는 생산 부재(210)의 성능이 다소 저하되므로 제1 성능 곡선(a)보다 낮은 영역에서 동작하게 된다. 또한, 생산 부재(210)에 이상 유체가 공급되되, 제2 유체의 공급 유량이 24 L/min으로 고정된 상태에서 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 보면 제2 성능 곡선(b)을 도출할 수 있고, 이러한 제2 성능 곡선(b)을 통해 상승 압력(ΔP)이 증가하다가 감소하게 되는 변곡점을 확인할 수 있으며, 이러한 변곡점을 확인함으로써 생산 부재(210)의 상승 압력(ΔP)이 감소하는 써징 포인트(surging point)를 확인할 수 있고, 생산 부재(210)의 상승 압력(ΔP)이 써징 포인트보다 낮아지지 않는 영역에서 동작할 수 있는 안정적인 동작 조건을 산출할 수 있게 된다. 즉, 제2 성능 곡선(b)의 하부 영역은 써징 포인트보다 상승 압력(ΔP)이 낮은 불안정 영역(unstable)이므로 생산 부재(210)가 제2 성능 곡선(b)보다 높은 영역에서 동작하도록 운전하되, 지중 생산 조건과 장애 요소가 반영된 상태에서는 제1 성능 곡선(a)보다는 낮은 영역에서 동작할 수 밖에 없으므로 제1 성능 곡선(a)과 제2 성능 곡선(b) 사이의 영역을 안정 영역(stable)으로 정하고, 이러한 범위에서 생산 부재(210)가 동작하도록 운전하는 것이다. 일 예로, 생산 부재(210)가 동작하는 과정에서 생산 부재(210)의 공급 포트(211)로 공급되는 유가스의 양을 조절하기 위해 열림 정도를 조절할 수 있는 초크 밸브가 구비될 수 있으며, 이러한 초크 밸브의 열림 정도를 조절함으로써 현재의 상승 압력(ΔP) 기준으로 공급되는 유가스의 양을 조절하여 생산 부재(210)가 안정 영역에서 동작하는 안정 동작 조건을 산출할 수 있게 된다.Meanwhile, as shown in FIG. 11, in a situation where a single-phase fluid is supplied to the production member 210, the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 Looking at the trend of rising pressure (ΔP), the first performance curve (a) can be derived. In other words, this first performance curve (a) means the maximum efficiency performance that can be obtained through the production member 210, and the performance of the production member 210 is somewhat reduced when underground production conditions and obstacles are reflected, so the performance of the production member 210 is somewhat reduced. 1 It operates in a region lower than the performance curve (a). In addition, an ideal fluid is supplied to the production member 210, and the ratio (qld) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 is fixed at 24 L/min. , ql/qmax), a second performance curve (b) can be derived by looking at the trend of the rising pressure (ΔP), and through this second performance curve (b), the rising pressure (ΔP) increases and then decreases. The inflection point can be confirmed, and by checking this inflection point, the surging point at which the rising pressure (ΔP) of the production member 210 decreases can be confirmed, and the rising pressure (ΔP) of the production member 210 is the surging point. It is possible to calculate stable operating conditions that can operate in a region that does not drop further. That is, the lower area of the second performance curve (b) is an unstable area (unstable) where the rising pressure (ΔP) is lower than the surging point, so the production member 210 is operated so that it operates in an area higher than the second performance curve (b). , When underground production conditions and obstacles are reflected, it is inevitable to operate in an area lower than the first performance curve (a), so the area between the first performance curve (a) and the second performance curve (b) is called the stable area. ), and the production member 210 is operated to operate within this range. As an example, a choke valve that can adjust the degree of opening may be provided to control the amount of oil gas supplied to the supply port 211 of the production member 210 during the operation of the production member 210, such as By adjusting the opening degree of the choke valve, it is possible to adjust the amount of oil gas supplied based on the current rising pressure (ΔP) to calculate stable operating conditions in which the production member 210 operates in a stable region.

이때, 이러한 변곡점은 제2 유체의 공급 유량이 6 L/min으로 고정된 상태에서 도출되는 변곡점인 제1-1 변곡점(SP1-1)과, 제2 유체의 공급 유량이 12 L/min으로 고정된 상태에서 도출되는 변곡점인 제1-2 변곡점(SP1-2)과, 제2 유체의 공급 유량이 24 L/min으로 고정된 상태에서 도출되는 변곡점인 제1-3 변곡점(SP1-3)과, 제2 유체의 공급 유량이 48 L/min으로 고정된 상태에서 도출되는 변곡점인 제1-4 변곡점(SP1-4)을 포함할 수 있다.At this time, this inflection point is the 1-1 inflection point (SP1-1), which is an inflection point derived when the supply flow rate of the second fluid is fixed at 6 L/min, and the supply flow rate of the second fluid is fixed at 12 L/min. A 1-2 inflection point (SP1-2), which is an inflection point derived from a state in which the supply flow rate of the second fluid is fixed at 24 L/min, and a 1-3 inflection point (SP1-3) , It may include a 1-4th inflection point (SP1-4), which is an inflection point derived when the supply flow rate of the second fluid is fixed at 48 L/min.

또한, 도 9에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 제2 유체의 공급 유량을 상기한 제1 기체 유량보다 큰 제2 기체 유량으로 증가시킨 상태에서 제1 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계(S130)를 더 포함할 수 있다.In addition, as shown in FIG. 9, the step of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles (S100) is to set the supply flow rate of the second fluid to a second gas flow rate greater than the above-described first gas flow rate. A step (S130) of setting test conditions so that the supply flow rate of the first fluid gradually increases in the increased state may be further included.

이러한 경우 도 10에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제2 유체의 공급 유량이 제2 기체 유량인 상태에서 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하고, 상승 압력(ΔP)이 증가하다가 감소하게 되는 제1-2 변곡점(SP1-2)을 통해 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S420)를 더 포함할 수 있다.In this case, as shown in FIG. 10, the step (S400) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200 is performed when the supply flow rate of the second fluid is set to the second In the gas flow state, the tendency of the rising pressure (ΔP) according to the increase in the supply flow rate of the first fluid is confirmed, and there is no production through the 1-2 inflection point (SP1-2) where the rising pressure (ΔP) increases and then decreases. A step (S420) of calculating the stable operating condition (210) may be further included.

상기와 같이 시험할 경우 도 11에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 보면 상승 압력(ΔP)이 증가하다가 감소하게 되는 변곡점을 확인할 수 있으며, 이러한 변곡점을 확인함으로써 생산 부재(210)의 상승 압력(ΔP)이 감소하지 않도록 안정적으로 동작할 수 있는 조건을 산출할 수 있게 된다.When testing as above, as shown in FIG. 11, looking at the trend of the rising pressure (ΔP) according to the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210, It is possible to check the inflection point where the rising pressure (ΔP) increases and then decreases, and by checking this inflection point, it is possible to calculate conditions for stable operation so that the rising pressure (ΔP) of the production member 210 does not decrease. .

이때, 도 10에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제1-1 변곡점(SP1-1)과 제1-2 변곡점(SP1-2)을 통해 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인해서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S430)를 더 포함할 수 있다. 도 11에 도시된 바와 같이, 제1-1 변곡점(SP1-1)과 제1-2 변곡점(SP1-2)을 연결하는 연결선을 도출하고, 이러한 연결선보다 높은 영역인 안정 영역에서 생산 부재(210)가 동작하도록 함으로써 상승 압력(ΔP)이 감소하지 않는 안정적인 동작 조건을 산출할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 10, the step (S400) of calculating the stable operating condition of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200 is performed at the 1-1 inflection point (SP1-1). ) and the step (S430) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 by checking the tendency of the rising pressure (ΔP) according to the increase in the supply flow rate of the second fluid through the 1-2 inflection point (SP1-2). More may be included. As shown in FIG. 11, a connection line is drawn connecting the 1-1 inflection point (SP1-1) and the 1-2 inflection point (SP1-2), and the production member 210 is formed in a stable region that is higher than this connection line. ), it is possible to calculate stable operating conditions in which the rising pressure (ΔP) does not decrease.

도 12는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 13은 본 발명에 따른 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 생산 부재의 안정 동작 조건을 산출하되, 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력의 경향을 통해 안정 동작 조건을 산출하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 14는 본 발명에 따른 생산 부재에 공급되는 제2 유체의 가스 체적률(λ)에 따른 상승 압력의 경향을 도시한 그래프이다.Figure 12 is a flow chart showing the steps of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention, but so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases, and Figure 13 is a flowchart showing the steps of setting the test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles according to the present invention. It is a flowchart showing the steps of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit, and calculating the stable operating conditions through the tendency of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the second fluid. Figure 14 is a graph showing the trend of rising pressure according to the gas volume ratio (λ) of the second fluid supplied to the production member according to the present invention.

도 12에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 제1 유체 공급 부재(110)와 제2 유체 공급 부재(120)를 통해 액체 상태의 제1 유체와 기체 상태의 제2 유체를 동시에 공급하되, 제1 유체의 공급 유량은 제1 액체 유량으로 일정하게 고정하고, 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계(S140)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 12, the step of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100) is to set test conditions in a liquid state through the first fluid supply member 110 and the second fluid supply member 120. Supplying a first fluid and a second fluid in a gaseous state at the same time, fixing the supply flow rate of the first fluid to be constant at the first liquid flow rate, and setting test conditions so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases (S140 ) may further be included.

이러한 경우 도 13에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하고, 상승 압력(ΔP)이 급격히 감소하게 되는 제2-1 변곡점(SP2-1)을 통해 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S440)를 포함할 수 있다.In this case, as shown in FIG. 13, the step (S400) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200 is performed according to the increase in the supply flow rate of the second fluid. A step (S440) of checking the trend of the rising pressure (ΔP) and calculating the stable operating conditions of the production member 210 through the 2-1 inflection point (SP2-1) where the rising pressure (ΔP) rapidly decreases. It can be included.

일 예로, 생산 부재(210)가 고정된 RPM 조건으로 동작하는 상태에서 제1 유체로서, 물을 공급하고, 제2 유체로서, 질소를 공급할 수 있다. 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)을 0.5로 고정한 상태에서 제2 유체의 공급 유량을 증가시킴으로써 가스 체적률(λ, GVF)을 5 %부터 15 %까지 변화시키면서 시험을 수행한다. 이때, 상승 압력(ΔP)이 음수이면 시험을 종료한다. 이후 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)을 0.6으로 증가시켜서 상기한 시험을 다시 수행하고, 이러한 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)을 0.9까지 단계적으로 변화시키면서 시험을 수행한다. 즉, 생산 부재(210)에 이상(two phase) 유체인 물과 질소가 공급되고, 생산 부재(210)의 RPM은 45 Hz, 온도는 25 ℃, 공급 압력(PE1)은 10 bar(약 150 psi)로 고정한 상태에서 생산 부재(210)의 배출 압력(PE2) 및 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하는 것이다.As an example, water may be supplied as a first fluid and nitrogen may be supplied as a second fluid while the production member 210 operates at a fixed RPM condition. By increasing the supply flow rate of the second fluid while fixing the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 at 0.5, the gas volume ratio (λ, GVF) is increased to 5. The test is performed by varying from % to 15%. At this time, if the rising pressure (ΔP) is negative, the test is terminated. Thereafter, the above test was performed again by increasing the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 to 0.6, and the maximum flow rate (qmax) of this production member 210 was performed again. ) The test is performed by gradually changing the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to 0.9. That is, water and nitrogen, which are two phase fluids, are supplied to the production member 210, the RPM of the production member 210 is 45 Hz, the temperature is 25 ° C, and the supply pressure PE1 is 10 bar (about 150 psi). ), the trend of the discharge pressure (PE2) and rising pressure (ΔP) of the production member 210 is confirmed.

한편, 도 14에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)이 0.5로 고정된 상태에서 가스 체적률(λ, GVF)이 5 %부터 15 %까지 변화되도록 제2 유체의 공급 유량을 증가시킬 경우 상승 압력(ΔP)이 감소하되, 제2-1 변곡점(SP2-1)을 기준으로 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하는 것을 확인할 수 있다. 즉, 제1 유체의 유량이 고정된 상태에서 제2 유체의 공급 유량이 증가할수록 상승 압력(ΔP)이 감소하되, 제2 유체의 공급 유량이 제2-1 변곡점(SP2-1)을 넘어서면 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하므로 이러한 제2-1 변곡점(SP2-1)을 넘어서지 않는 영역을 안정 영역(stable)으로 정하고, 이러한 범위에서 생산 부재(210)가 동작하도록 운전하는 것이다. 앞서 살펴본 바와 같이, 생산 부재(210)가 동작하는 과정에서 생산 부재(210)의 공급 포트(211)로 공급되는 유가스의 양을 조절하기 위해 열림 정도를 조절할 수 있는 초크 밸브가 구비될 수 있으며, 이러한 초크 밸브의 열림 정도를 조절함으로써 현재의 상승 압력(ΔP) 기준으로 공급되는 유가스의 양을 조절하여 생산 부재(210)가 안정 영역에서 동작하는 안정 동작 조건을 산출할 수 있게 된다. 이때, 제2-2 변곡점(SP2-2)은 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)이 0.6인 상태에서 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하는 변곡점이고, 제2-3 변곡점(SP2-3)은 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)이 0.7인 상태에서 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하는 변곡점이며, 제2-4 변곡점(SP2-4)은 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)이 0.8인 상태에서 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하는 변곡점이다.Meanwhile, as shown in FIG. 14, with the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 being fixed at 0.5, the gas volume ratio (λ, GVF) When the supply flow rate of the second fluid is increased to change from 5% to 15%, the rising pressure (ΔP) decreases, but the rising pressure (ΔP) decreases sharply based on the 2-1 inflection point (SP2-1). You can check that it does. That is, with the flow rate of the first fluid fixed, the rising pressure (ΔP) decreases as the supply flow rate of the second fluid increases, but when the supply flow rate of the second fluid exceeds the 2-1 inflection point (SP2-1) Since the rising pressure ΔP decreases rapidly, the area that does not exceed the 2-1 inflection point SP2-1 is designated as a stable area, and the production member 210 is operated to operate in this range. As seen above, a choke valve that can adjust the degree of opening may be provided to control the amount of oil gas supplied to the supply port 211 of the production member 210 during the operation of the production member 210. , By adjusting the opening degree of the choke valve, it is possible to adjust the amount of oil gas supplied based on the current rising pressure (ΔP) to calculate stable operating conditions in which the production member 210 operates in a stable region. At this time, the 2-2 inflection point (SP2-2) has a rapid rise in pressure (ΔP) while the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 is 0.6. It is an inflection point that decreases significantly, and the 2-3 inflection point (SP2-3) is a rising pressure ( ΔP) is an inflection point that rapidly decreases, and the 2-4 inflection point (SP2-4) is a state in which the ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 is 0.8. This is the inflection point where the rising pressure (ΔP) decreases rapidly.

또한, 도 12에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 제1 유체의 공급 유량을 상기한 제1 액체 유량보다 큰 제2 액체 유량으로 증가시킨 상태에서 제2 유체의 공급 유량이 점차 증가하도록 시험 조건을 설정하는 단계(S150)를 더 포함할 수 있다.In addition, as shown in FIG. 12, the step of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100) is to change the supply flow rate of the first fluid to a second liquid flow rate that is greater than the first liquid flow rate. A step (S150) of setting test conditions so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases in the increased state may be further included.

이러한 경우 도 13에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제1 유체의 공급 유량이 제2 액체 유량인 상태에서 제2 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인하고, 상승 압력(ΔP)이 급격히 감소하게 되는 제2-2 변곡점(SP2-2)을 통해 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S450)를 더 포함할 수 있다.In this case, as shown in FIG. 13, in the step (S400) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200, the supply flow rate of the first fluid is set to the second In the liquid flow state, the tendency of the rising pressure (ΔP) as the supply flow rate of the second fluid increases is confirmed, and the production absence (SP2-2) is reached through the 2-2 inflection point (SP2-2) where the rising pressure (ΔP) rapidly decreases A step (S450) of calculating the stable operating conditions (210) may be further included.

상기와 같이 시험할 경우 도 14에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)의 최대 유량(qmax)에 대한 제1 유체의 비율(qld, ql/qmax)이 0.6로 고정된 상태에서 가스 체적률(λ, GVF)이 5 %부터 15 %까지 변화되도록 제2 유체의 공급 유량을 증가시킬 경우 상승 압력(ΔP)이 감소하되, 제2-2 변곡점(SP2-2)을 기준으로 상승 압력(ΔP)이 급격하게 감소하는 것을 확인할 수 있다.When testing as above, as shown in Figure 14, the gas volume ratio (qld, ql/qmax) of the first fluid to the maximum flow rate (qmax) of the production member 210 is fixed at 0.6 When the supply flow rate of the second fluid is increased so that λ, GVF) changes from 5% to 15%, the rising pressure (ΔP) decreases, but the rising pressure (ΔP) is increased based on the 2-2 inflection point (SP2-2) You can see that this rapidly decreases.

이때, 도 13에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S400)는, 제2-1 변곡점(SP2-1)과 제2-2 변곡점(SP2-2)을 통해 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인해서 생산 부재(210)의 안정 동작 조건을 산출하는 단계(S460)를 더 포함할 수 있다. 도 14에 도시된 바와 같이, 제2-1 변곡점(SP2-1)과 제2-2 변곡점(SP2-2)을 연결하는 연결선을 도출하고, 이러한 연결선을 넘어서지 않는 영역을 안정 영역(stable)으로 정하고, 생산 부재(210)가 안정 영역에서 동작하도록 동작 조건을 산출할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 13, the step (S400) of calculating the stable operating condition of the production member 210 while checking the state of the oil gas production simulation unit 200 is the 2-1 inflection point (SP2-1). ) and the step (S460) of calculating the stable operating conditions of the production member 210 by checking the tendency of the rising pressure (ΔP) according to the increase in the supply flow rate of the first fluid through the 2-2 inflection point (SP2-2). More may be included. As shown in FIG. 14, a connection line is drawn connecting the 2-1st inflection point (SP2-1) and the 2-2nd inflection point (SP2-2), and the area that does not exceed this connection line is designated as a stable area. It is possible to determine the operating conditions so that the production member 210 operates in a stable region.

앞서 살펴본 바와 같이, 본 발명의 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 의하면 실제 생산 현장과 동일하게 액체 상태 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재(210)로 공급된 후 전송 부재(220)를 통해 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.As previously discussed, according to the test method of the ESP and tubing monitoring system of the present invention, liquid and gaseous fluids and solid foreign substances are supplied to the production member 210, just as in an actual production site, and then the transmission member 220 ), it is possible to accurately derive factors influencing performance degradation that may occur during the movement process, and by reflecting this, it is possible to derive a mechanism for improving productivity.

또한, 모래와 같은 고체 상태의 이물질로 인해 생산 부재(210)가 손상될 때의 신호를 확인하고, 실제 생산 현장에서 확인되는 신호의 유사성을 비교하여 생산 부재(210)의 고장 및 교체 시기를 예측함으로써 유가스 생산 현장과 같은 높은 단가에서의 시간 손실 및 비용 손실을 최소화하여 운영의 극대화를 도모할 수 있게 된다.In addition, signals when the production member 210 is damaged due to solid foreign substances such as sand are confirmed, and the similarity of signals confirmed at the actual production site is compared to predict failure and replacement time of the production member 210. By doing so, it is possible to maximize operations by minimizing time and cost losses at high unit costs such as oil gas production sites.

본 발명의 일 실시예에 대하여 설명하였으나, 본 발명의 사상은 본 명세서에 제시되는 실시 예에 제한되지 아니하며, 본 발명의 사상을 이해하는 당업자는 동일한 사상의 범위 내에서, 구성요소의 부가, 변경, 삭제, 추가 등에 의해서 다른 실시 예를 용이하게 제안할 수 있을 것이나, 이 또한 본 발명의 사상범위 내에 든다고 할 것이다.Although one embodiment of the present invention has been described, the spirit of the present invention is not limited to the embodiment presented in the specification, and those skilled in the art who understand the spirit of the present invention can add or change components within the scope of the same spirit. , deletion, addition, etc., other embodiments can be easily proposed, but this will also be said to be within the scope of the present invention.

100 : 유가스 공급 모사부 110 : 제1 유체 공급 부재
120 : 제2 유체 공급 부재 130 : 이물질 공급 부재
131 : 이물질 탱크 140 : 공급 파이프 부재
150 : 제1 승온 부재 160 : 제1 가압 부재
200 : 유가스 생산 모사부 210 : 생산 부재
211 : 공급 포트 212 : 배출 포트
213 : 구동 모터 214 : 배출 파이프 부재
220 : 전송 부재 221 : 내측 튜브
222 : 외측 튜브 230 : 제2 승온 부재
240 : 제2 가압 부재 241 : 인렛
250 : 누설 테스트 부재 251 : 연통홀
300 : 모니터링부 400 : 감지부
410 : 유량 감지 부재 420 : 제1 온도 감지 부재
430 : 제1 압력 감지 부재 440 : 제2 온도 감지 부재
450 : 제2 압력 감지 부재 460 : 진동 감지 부재
470 : 음향 감지 부재 480 : 제3 온도 감지 부재
490 : 제3 압력 감지 부재 500 : 순환부
510 : 상부 순환 배관 520 : 버퍼 탱크
521 : 가스 배출 부재 530 : 하부 순환 배관
a : 제1 성능 곡선 b : 제2 성능 곡선
d1 : 상부 순환 배관의 직경 d2 : 하부 순환 배관의 직경
PE1 : 공급 압력 PE2 : 배출 압력
SP1-1 : 제1-1 변곡점 SP1-2 : 제1-2 변곡점
SP1-3 : 제1-3 변곡점 SP1-4 : 제1-4 변곡점
SP2-1 : 제2-1 변곡점 SP2-2 : 제2-2 변곡점
SP2-3 : 제2-3 변곡점 SP2-4 : 제2-4 변곡점
ΔP : 상승 압력100: Oil gas supply simulation unit 110: First fluid supply member
120: Second fluid supply member 130: Foreign substance supply member
131: foreign matter tank 140: supply pipe member
150: first temperature increasing member 160: first pressing member
200: Oil gas production simulation department 210: Absence of production
211: supply port 212: discharge port
213: Drive motor 214: Discharge pipe member
220: Transmission member 221: Inner tube
222: Outer tube 230: Second temperature increasing member
240: second pressing member 241: inlet
250: Leakage test member 251: Communication hole
300: monitoring unit 400: detection unit
410: Flow sensing member 420: First temperature sensing member
430: first pressure sensing member 440: second temperature sensing member
450: second pressure sensing member 460: vibration sensing member
470: Sound sensing member 480: Third temperature sensing member
490: third pressure sensing member 500: circulation unit
510: upper circulation pipe 520: buffer tank
521: Gas discharge member 530: Lower circulation pipe
a: first performance curve b: second performance curve
d1: Diameter of upper circulation pipe d2: Diameter of lower circulation pipe
PE1: Supply pressure PE2: Discharge pressure
SP1-1: 1-1 inflection point SP1-2: 1-2 inflection point
SP1-3: 1-3 inflection point SP1-4: 1-4 inflection point
SP2-1: 2-1 inflection point SP2-2: 2-2 inflection point
SP2-3: 2-3 inflection point SP2-4: 2-4 inflection point
ΔP: rising pressure

Claims

An oil gas production simulation unit provided with an oil gas supply simulation unit that simulates the oil gas supply state, a production member that produces oil gas supplied through the oil gas supply simulation unit, and a transmission member that transmits the produced oil gas. , Test of an ESP and tubing monitoring system including a detection unit that detects the state of the oil gas production simulation unit during oil gas production, and a monitoring unit that checks the status of the oil gas production simulation unit using a signal transmitted from the detection unit. In the method,
Setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles;
Operating the oil gas supply simulation unit and the oil gas production simulation unit;
Confirming the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit; and
calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit;
Including,
The oil gas supply simulation unit includes a first fluid supply member for supplying a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member for supplying a second fluid in a gaseous state, and a foreign material supply member for supplying foreign materials in a solid state. It is equipped,
The production member produces the oil gas containing the first fluid, the second fluid, and the foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
It includes first setting basic operating conditions of the production member,
The oil gas supply simulation unit is provided with a supply pipe member through which the oil gas flows,
The production member is provided with a supply port directly connected to the supply pipe member so that the oil gas supplied through the supply pipe member is directly supplied to the inside, and a discharge port directly connected to the discharge pipe member so that the pressurized oil gas is discharged. And
The transmission member includes an inner tube in communication with the discharge pipe member through which the oil gas moves, and an outer tube provided outside the inner tube to heat and pressurize the inner tube,
The step of setting the basic operating conditions of the production member is,
Rising pressure that is the difference between the supply pressure of the oil gas passing through the supply port and the discharge pressure of the oil gas passing through the discharge port in a state in which only the first fluid in a liquid state is supplied through the first fluid supply member It includes setting basic operating conditions of the production member through,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
The first fluid in a liquid state and the second fluid in a gaseous state are simultaneously supplied through the first fluid supply member and the second fluid supply member, and the supply flow rate of the second fluid is constant at the first gas flow rate. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising setting test conditions such that the supply flow rate of the first fluid is gradually increased.

delete

According to paragraph 1,
The step of setting the basic operating conditions of the production member is,
By confirming the tendency of the rising pressure as the supply flow rate of the first fluid supplied to the production member increases, the maximum flow rate of the first fluid that can be supplied to the production member and the maximum value of the rising pressure are determined. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising establishing basic operating conditions for the member.

delete

According to paragraph 1,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
ESP comprising the step of confirming a tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the first fluid and calculating a stable operating condition of the production member through a 1-1 inflection point where the rising pressure increases and then decreases. and test methods for tubing monitoring systems.

According to clause 6,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
ESP and tubing monitoring system further comprising setting test conditions so that the supply flow rate of the first fluid gradually increases while increasing the supply flow rate of the second fluid to a second gas flow rate greater than the first gas flow rate. test method.

In clause 7,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
In a state where the supply flow rate of the second fluid is the second gas flow rate, the trend of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the first fluid is confirmed, and the 1-2 inflection point at which the rising pressure increases and then decreases is determined. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising calculating stable operating conditions of the production member through.

According to clause 8,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
ESP further comprising the step of calculating a stable operating condition of the production member by checking a tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the second fluid through the 1-1 inflection point and the 1-2 inflection point, and Test methods for tubing monitoring systems.

An oil gas production simulation unit provided with an oil gas supply simulation unit that simulates the oil gas supply state, a production member that produces oil gas supplied through the oil gas supply simulation unit, and a transmission member that transmits the produced oil gas. , Test of an ESP and tubing monitoring system including a detection unit that detects the state of the oil gas production simulation unit during oil gas production, and a monitoring unit that checks the status of the oil gas production simulation unit using a signal transmitted from the detection unit. In the method,
Setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles;
Operating the oil gas supply simulation unit and the oil gas production simulation unit;
Confirming the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit; and
calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit;
Including,
The oil gas supply simulation unit includes a first fluid supply member for supplying a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member for supplying a second fluid in a gaseous state, and a foreign material supply member for supplying foreign materials in a solid state. It is equipped,
The production member produces the oil gas containing the first fluid, the second fluid, and the foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
It includes first setting basic operating conditions of the production member,
The oil gas supply simulation unit is provided with a supply pipe member through which the oil gas flows,
The production member is provided with a supply port directly connected to the supply pipe member so that the oil gas supplied through the supply pipe member is directly supplied to the inside, and a discharge port directly connected to the discharge pipe member so that the pressurized oil gas is discharged. And
The transmission member includes an inner tube in communication with the discharge pipe member through which the oil gas moves, and an outer tube provided outside the inner tube to heat and pressurize the inner tube,
The step of setting the basic operating conditions of the production member is,
Rising pressure that is the difference between the supply pressure of the oil gas passing through the supply port and the discharge pressure of the oil gas passing through the discharge port in a state in which only the first fluid in a liquid state is supplied through the first fluid supply member It includes setting basic operating conditions of the production member through,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
The first fluid in a liquid state and the second fluid in a gaseous state are simultaneously supplied through the first fluid supply member and the second fluid supply member, and the supply flow rate of the first fluid is constant at the first liquid flow rate. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising setting test conditions so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases.

According to clause 10,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
ESP comprising the step of confirming a tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the second fluid and calculating a stable operating condition of the production member through a 2-1 inflection point at which the rising pressure rapidly decreases; and Test methods for tubing monitoring systems.

According to clause 11,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
ESP and tubing monitoring system further comprising setting test conditions so that the supply flow rate of the second fluid gradually increases while increasing the supply flow rate of the first fluid to a second liquid flow rate greater than the first liquid flow rate. test method.

According to clause 12,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
In a state where the supply flow rate of the first fluid is the second liquid flow rate, the trend of the rising pressure according to the increase in the supply flow rate of the second fluid is confirmed, and the rising pressure is rapidly reduced through the 2-2 inflection point. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising calculating stable operating conditions for the production member.

According to clause 13,
The step of calculating stable operating conditions of the production member while checking the state of the oil gas production simulation unit,
ESP further comprising the step of calculating a stable operating condition of the production member by checking a tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the first fluid through the 2-1 inflection point and the 2-2 inflection point, and Test methods for tubing monitoring systems.