EA045061B1

EA045061B1 - METHOD FOR CONTROLLING THE SUPPLY PROCESS OF A DEEP PUMP

Info

Publication number: EA045061B1
Application number: EA202200138
Authority: EA
Inventors: Аббас Гейдар Оглы Рзаев; Рена Шариф кызы Асадова; Зафар Газанфар оглы Курбанов
Original assignee: Институт Систем Управления Нана; Азербайджанский Государственный Экономический Университет
Filing date: 2022-05-10
Publication date: 2023-10-27

Description

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

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

Недостатком данного способа является то, что стабильность подачи насоса не всегда обеспечивает стабильность уровня в эксплуатационной колонне, так как при постоянном уровне возможно изменение депрессии пласта, связанное с изменением пластового и забойного давления, что приводит к изменению коэффициента заполнения и подачи насоса. Другим недостатком данного способа является то, что на величину подачи насоса не учитывается влияние утечки в нагнетательном и всасывающем клапанах и между плунжером и втулками цилиндра, а также % износа насоса во времени, что также влияет на качество управления (точности и надежности).The disadvantage of this method is that the stability of the pump supply does not always ensure the stability of the level in the production casing, since at a constant level, a change in formation depression is possible, associated with changes in reservoir and bottomhole pressure, which leads to a change in the filling factor and pump flow. Another disadvantage of this method is that the pump flow rate does not take into account the influence of leakage in the discharge and suction valves and between the plunger and cylinder liners, as well as the percentage of pump wear over time, which also affects the quality of control (accuracy and reliability).

Наиболее близким к заявляемому изобретению является известный (2) способ управления процессом подачи насоса, который состоит в автоматическом регулировании процесса при определенном дебите пластовой жидкости, стабильности подачи глубинного насоса с поддержанием постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Способ включает измерение давления на выкидной линии скважины в устье насосно-компрессорной трубы (НКТ) и в точке, расположенной ниже устья НКТ на расстоянии равном половине длины цилиндра насоса, а подачу насоса определяют по заявляемому алгоритму. Уровень жидкости регулируют изменением частоты качания балансира станка-качалки.The closest to the claimed invention is the well-known (2) method of controlling the pump supply process, which consists of automatically regulating the process at a certain formation fluid flow rate, stability of the deep-well pump supply while maintaining a constant dynamic fluid level in the production casing. The method includes measuring the pressure on the well flowline at the mouth of the tubing and at a point located below the mouth of the tubing at a distance equal to half the length of the pump cylinder, and the pump flow is determined according to the claimed algorithm. The liquid level is adjusted by changing the swing frequency of the pumping machine's balancer.

Указанное изобретение позволяет оперативно и надежно контролировать и управлять эксплуатацией скважин. Однако недостатком указанного способа является то, что он не учитывает влияния температуры и вязкости пластовой жидкости на подачу насоса.This invention allows you to quickly and reliably monitor and manage the operation of wells. However, the disadvantage of this method is that it does not take into account the influence of the temperature and viscosity of the formation fluid on the pump flow.

Задача изобретения состоит в повышении точности управления. Сущность изобретения состоит в способе управления процессом подачи насоса, заключающемся в автоматическом регулировании стабильности подачи глубинного насоса при определенном дебите пластовой жидкости и с поддержанием постоянного динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне. Способ включает измерение уровня жидкости в эксплуатационной колонне, давления на выкидной линии скважины в устье насоснокомпрессорной трубы (НКТ) и в точке, расположенной ниже устья НКТ на расстоянии, равном половине длины цилиндра насоса, дополнительно измеряют температуру на выкидной линии скважины, и определяют вязкость пластовой жидкости, а подачу насоса определяют по следующему алгоритму:The objective of the invention is to improve control accuracy. The essence of the invention consists in a method for controlling the pump supply process, which consists in automatically regulating the stability of the supply of a deep-well pump at a certain flow rate of formation fluid and maintaining a constant dynamic fluid level in the production casing. The method includes measuring the liquid level in the production string, the pressure on the well flow line at the mouth of the tubing and at a point located below the tubing mouth at a distance equal to half the length of the pump cylinder, additionally measuring the temperature on the well flow line, and determining the formation viscosity liquid, and the pump flow is determined according to the following algorithm:

Q_p = 3,52 ос eF КК ^р У pf fR_eа + Ь(1 - ехр — X 4Qp_f ^е πϋμ t + tp μ = д_техр(---—)Q _p = 3.52 os eF ^{KK p} Y pf fR _e a + b(1 - exp - X 4Qp _f ^e πϋμ t + tp μ = d _t exp(---—)

К ΔΡ ^Pr ~~gh ^f~77K ΔΡ ^Pr ~~gh ^f ~77

- 1 045061 где t_p - температура выбранная в рабочем интервале;- 1 045061 where t _p is the temperature selected in the operating range;

ε - коэффициент, учитывающий расширение вещества при прохождении через сужение (для несжимаемой жидкости ε=1);ε is a coefficient that takes into account the expansion of a substance when passing through a constriction (for an incompressible fluid ε=1);

α, b - эмпрические коэффициенты, определяемые экспериментально;α, b - empirical coefficients determined experimentally;

Re - число Рейнольдса;Re - Reynolds number;

Rex - характеристическое значение R_e, определяемое с использованием метода касательной к кривой изменения значения к от значения R_e;Rex is the characteristic value of R _e determined using the tangent method to the curve of the change in the value of k from the value of R _e ;

D - диаметр поперечного сечения обратного клапана, м;D is the cross-sectional diameter of the check valve, m;

μ - динамическая вязкость пластовой жидкости, Па-с;μ - dynamic viscosity of the formation fluid, Pa-s;

μ_m - максимальное значение, м;μ _m - maximum value, m;

Qφ - измеренный фактический дебит скважин, м³/сут.;Qφ - measured actual well flow rate, m ³ /day;

t - температура флюида, °С;t - fluid temperature, °C;

t_x - характеристическое значение t (определяемая таким же образом);t _x - characteristic value of t (determined in the same way);

Q - подачи насоса (дебит пластовой жидкости), м³/ч;Q - pump flow (formation fluid flow rate), m ³ /h;

F - площадь поперечного сечения обратного клапана, м²;F is the cross-sectional area of the check valve, m ² ;

к - коэффициент расхода, который учитывает неравномерное распределение скоростей пластовой жидкости (ПЖ) по сечению потока, обусловленное вязкостью и трением ее о стенки выкидного трубопровода и насосно-компрессорной трубы (НКТ) скважины;k is the flow coefficient, which takes into account the uneven distribution of formation fluid (FV) velocities across the flow cross-section, caused by its viscosity and friction against the walls of the flow pipeline and tubing of the well;

А - скорость потока флюида, м/с;A - fluid flow velocity, m/s;

pf- плотность флюида;pf—fluid density;

ρ - плотность добываемой жидкости, кг/м³;ρ is the density of the produced liquid, kg/m ³ ;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;g - gravity acceleration, m/s ² ;

h - расстояние между датчиками давления в устье НКТ и в точке ниже устья НКТ на расстоянии, равном половине длины цилиндра насоса, м;h is the distance between the pressure sensors at the mouth of the tubing and at a point below the mouth of the tubing at a distance equal to half the length of the pump cylinder, m;

АР - перепад давления между датчиками давления в устье НКТ и в точке ниже устья НКТ на расстоянии, равном половине длины цилиндра насоса;AP is the pressure difference between the pressure sensors at the mouth of the tubing and at a point below the mouth of the tubing at a distance equal to half the length of the pump cylinder;

Р1 и Р₂ - давления в устье НКТ и выкидной линии скважины.P1 and _P2 - pressure at the mouth of the tubing and the flow line of the well.

Заявляемое изобретение отличается от известного измерением температуры на выкидной линии скважины, определением динамической вязкости пластовой жидкости и новым алгоритмом расчета подачи насоса. Известно, что вязкость (абсолютная, динамическая), характеризующая силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между 2 смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении - важнейшее технологическое свойство нефти, определяющее ее подвижность в пластовых условиях для добычи. Величина вязкости влияет на скорость фильтрации пластовой жидкости в пласте, которую необходимо учитывать при расчете мощности (подача насоса) насоса добычи нефти. Поэтому для более точного и надежного определения дебита пластовой жидкости и, следовательно, управлением подачи насоса, дополнительно измеряют температуру пластовой жидкости на выкидной линии скважины.The claimed invention differs from the known one by measuring the temperature at the well flow line, determining the dynamic viscosity of the formation fluid and a new algorithm for calculating pump flow. It is known that viscosity (absolute, dynamic), which characterizes the friction force (internal resistance) that arises between 2 adjacent layers inside a liquid or gas per unit surface during their mutual movement, is the most important technological property of oil, determining its mobility in reservoir conditions for production. The viscosity value affects the filtration rate of formation fluid in the reservoir, which must be taken into account when calculating the power (pump flow) of an oil production pump. Therefore, for a more accurate and reliable determination of the flow rate of the formation fluid and, consequently, control of the pump supply, the temperature of the formation fluid at the well flow line is additionally measured.

Сущность изобретения проиллюстрирована на фигуре, где приведена принципиальная схема устройства управления процессом добычи нефти, которая содержит: 1 - датчик, расположенный в устье насосно-компрессорной трубы (НКТ); 2 - датчик, расположенный на (НКТ) ниже датчика 1 на расстоянии 1/2 высоты цилиндра, используемого насоса, и дифманометр - 3; 4 - выкидная линия скважины; 5-датчик давления на выкидной линии скважины и дифманометр - 6; 7 - датчик уровня жидкости в эксплуатационной (обсадной) колонне и преобразователь - 8; 9 - блок расчета и управления; 10 - полированный шток колонны штанг; 11 - эксплуатационная колонна скважины; 12 - НКТ.The essence of the invention is illustrated in the figure, which shows a schematic diagram of a device for controlling the oil production process, which contains: 1 - a sensor located at the mouth of the tubing; 2 - sensor located on (tubing) below sensor 1 at a distance of 1/2 the height of the cylinder used by the pump, and differential pressure gauge - 3; 4 - well flow line; 5-pressure sensor on the well flow line and differential pressure gauge - 6; 7 - liquid level sensor in the production (casing) string and converter - 8; 9 - calculation and control block; 10 - polished rod column; 11 - production string of the well; 12 - tubing.

Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.

Измеряется перепад давления между датчиками давления 1 и 2, установленными в устье НКТ на расстоянии половины длины l цилиндра, применяемого на данной скважине насоса: h=1/2 l. Датчиком 5 измеряется давление на выкидной линии 4 скважины. Выходы датчиков давления соединены с камерами дифференциального манометра 3 и 6, типа САПФИР, выходы которых соединены с блоком 9 - расчета и управления. Причем нижний датчик 2 соединен с положительной камерой дифманометра 3, а верхний 1с отрицательной камерой дифманометра 3 и положительной камерой дифманометра 6. Выходы датчика 5 соединены с соответствующими камерами дифманометра 6. Температура измеряется датчиком 13 и преобразователем 14.The pressure difference is measured between pressure sensors 1 and 2 installed at the mouth of the tubing at a distance of half the length l of the cylinder used in a given pump well: h=1/2 l. Sensor 5 measures the pressure on the flow line 4 of the well. The outputs of the pressure sensors are connected to differential pressure gauge chambers 3 and 6, type SAPPHIRE, the outputs of which are connected to block 9 - calculation and control. Moreover, the lower sensor 2 is connected to the positive chamber of the differential pressure gauge 3, and the upper 1 is connected to the negative chamber of the differential pressure gauge 3 and the positive chamber of the differential pressure gauge 6. The outputs of the sensor 5 are connected to the corresponding chambers of the differential pressure gauge 6. The temperature is measured by sensor 13 and converter 14.

Датчики, установленные в системе, являются известными устройствами: датчик уровня - эхомер Remote Fire Gaz Run, датчики давления. В памяти ЭВМ блока управления 9 вводятся данные о фактическом дебите ПЖ: измеряемый ГЗУ (групповой замерной установкой) и определяют численное значение к подачи насоса (дебита ПЖ). Полученное расчетное значение сравнивают с заданным значением дебита и при отклонении в сторону увеличения, в блоке управления 8 вырабатывается соответствующий управляющий сигнал, и вариатор по этому сигналу уменьшает число качания балансира и наоборот. В свою очередь, параллельно в блоке управления осуществляется сравнение фактических (измеренных) значений Qφ дебита ПЖ с его расчетным значением Q_p, определяемым по формуле:The sensors installed in the system are well-known devices: level sensor - Remote Fire Gaz Run echometer, pressure sensors. In the computer memory of control unit 9, data on the actual flow rate of the pancreas is entered: measured by the GZU (group metering unit) and the numerical value of the pump supply (flow rate of the pancreas) is determined. The resulting calculated value is compared with the specified flow rate value and if there is a deviation in the direction of increase, a corresponding control signal is generated in the control unit 8, and the variator, based on this signal, reduces the swing number of the balancer and vice versa. In turn, in parallel, the control unit compares the actual (measured) values Qφ of the pancreas flow rate with its calculated value Q _p , determined by the formula:

- 2 045061- 2 045061

Q = 6,75-ос-ε · F (P1-P2) pQ = 6.75-os-ε F (P1-P2) p

AQ = Q₍₎₁-Qp в момент времени τ. Если значение ΔQ находится в допустимых пределах, то значение коэффициента х не изменяется, т.е. x=const. Если значение ΔQ, находится за допустимым пределом, отражающим аномальные глубинные процессы, происходящие в насосном оборудовании (утечки, износ и т.д.) и пласте (пескопроявление, изменение вязкости и проницаемости коллектора и т.д.), то необходимо рассчитать новое значение коэффициента х. Следовательно, ΔQ является индикатором состояния насосного оборудования и пласта, а фактическая подача насоса определяется не числом качаний станка-качалки и ходом полированного штока, а давлением, которое он создает на устье НКТ.AQ = Q ₍₎₁ -Qp at time τ. If the value of ΔQ is within acceptable limits, then the value of the coefficient x does not change, i.e. x=const. If the ΔQ value is outside the permissible limit, reflecting abnormal deep processes occurring in pumping equipment (leaks, wear, etc.) and the reservoir (sand production, changes in viscosity and permeability of the reservoir, etc.), then a new value must be calculated coefficient x. Consequently, ΔQ is an indicator of the condition of the pumping equipment and the formation, and the actual pump flow is determined not by the number of swings of the pumping machine and the stroke of the polished rod, but by the pressure that it creates at the mouth of the tubing.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

D_ok=l,5; Р_ок=л D_OK ²/4=1,77 см²; Ρ,=2,65·10⁵ Па; Ρ2=2,5·10⁵ Па; pf= 0,968 г/см³;D _ok =l,5; _Rock =l D _OK ² /4 = 1.77 cm ² ; Ρ,=2.65·10 ⁵ Pa; Ρ2=2.5·10 ⁵ Pa; pf = 0.968 g/cm ³ ;

0ф=15 м³/сут.=173,6 см³/с; t_p=20°C; t_x=60°C; р_т=7,6’10'³Па.с.; а= 0,2; Ь=0,2;0f=15 m ³ /day=173.6 cm ³ /s; t _p =20°C; t _x =60°C; p _t =7.6'10' ³ Pa.s.; a= 0.2; b=0.2;

R_x=200; t=40°C; ε=1 μ = ц_техр(—-^)=2,8·10’³ Па.с _4Qp_f _ 1,274 -173,6 -0,968 ^Re “ πΰμ ~ 3,75 · 10^-2 = 5906 «= a + b(l - exp (¼ = 0,2 + 0,2(1 - exp (-= 0,4 \ι\ρ / \ ZUU /R _x =200; t=40°C; ε=1 μ = q _t exp(—-^)=2.8 10' ³ Pa.s _4Qp _f _ 1.274 -173.6 -0.968 ^Re “ πΰμ ~ 3.75 10 ^-2 = 5906 “= a + b(l - exp (¼ = 0.2 + 0.2(1 - exp (-= 0.4 \ι\ρ / \ ZUU /

Q_p = 3,52 x _£F_ok = 3,41 -0,4-1-1,77 · = 180,6 — = 15,6 м³/сут;Q _p = 3.52 x _£ F _ok = 3.41 -0.4-1-1.77 · = 180.6 - = 15.6 m ³ /day;

SI Pf \ 0,968CSI Pf\0.968C

Qp-ρφ 15,6-15 ₌ vh νψ . _{100% =} . _{100 = 3 85}o_/o Qp-ρφ 15.6-15 ₌ vh νψ. _{100% =} . _{100 = 3 85} o _/o

Qp15,6Qp15.6

Отклонение находится в допускаемом пределе.The deviation is within the permissible limit.

Заявляемое изобретение позволяет оперативно и надежно контролировать и управлять эксплуатацией скважин.The claimed invention makes it possible to quickly and reliably monitor and manage the operation of wells.

ЛитератураLiterature

1. Б.Б. Круман. Практика эксплуатации и исследования глубиннонасосных скважин - М., Недра, 1964, 204 с.1. B.B. Kruman. Practice of operation and research of deep-well pumping wells - M., Nedra, 1964, 204 p.

2. Евразийский Патент № 038583, Способ управления процессом подачи глубинного насоса, 2021.09.172. Eurasian Patent No. 038583, Method for controlling the supply process of a deep-well pump, 2021.09.17

--

Claims

CLAIM

A method for automatically maintaining a constant dynamic fluid level in a production string using a pump at a given formation fluid flow rate, in which the liquid level in the production string, the pressure on the well flow line at the wellhead of the tubing pipe and at a point located below the tubing mouth at a distance equal to half the length of the pump cylinder, and regulate the frequency of swinging of the pumping machine balancer, characterized in that they additionally measure the temperature at the well flow line and determine the viscosity of the formation fluid, and the pump flow of the pumping machine is calculated using the following algorithm:

IR

Pf “gh!

Of.

A '

A = 6.75 a ε (Pi - P ₂ )

Pf where tp is the temperature selected in the operating range;

ε is a coefficient that takes into account the expansion of a substance when passing through a constriction (for an incompressible fluid ε=1);

α, b - empirical coefficients determined experimentally;

Re - Reynolds number;

Re ^x is the characteristic value of Re, determined using the tangent method to the curve of the change in the value of x from the value of _Re ;

D is the cross-sectional diameter of the check valve, m;

μ - dynamic viscosity of the fluid (formation fluid), Pa-s;

μ _m - maximum value, m.

Qφ - measured actual well flow rate, m ³ /day;

t - fluid temperature, °C;

t _x - characteristic value of t (determined by the tangent method of the exponential curve under consideration);

Q - pump flow (formation fluid flow rate), m ³ /h;

F is the cross-sectional area of the check valve, m ² ;

x is the flow coefficient, which takes into account the uneven distribution of formation fluid (FV) velocities across the flow cross-section, caused by the viscosity of the produced fluid and its friction against the walls of the flowline and tubing of the well;

ρ is the density of the produced liquid, kg/m ³ ;

A - fluid flow velocity, m/s;

pf—fluid density;

g - gravity acceleration, m/s ² ;

h is the distance between the pressure sensors at the mouth of the tubing and at a point below the mouth of the tubing at a distance equal to half the length of the pump cylinder, m;

ΔΡ is the pressure difference between the pressure sensors at the mouth of the tubing and at a point below the mouth of the tubing at a distance equal to half the length of the pump cylinder;

P1 and _P2 - pressure at the mouth of the tubing and the flow line of the well.

-