RU2318988C2

RU2318988C2 - Method and device for oil well operation optimization along with oil well productivity change

Info

Publication number: RU2318988C2
Application number: RU2005112467/03A
Authority: RU
Inventors: Валерий Витальевич Башуров; Сергей Викторович Безматный; Александр Петрович Варин; Владислав Викторович Голод; Владимир Андреевич Горбачев; Евгений Викторович Гребенщиков; Александр Владимирович Захаров; Владимир Иосифович Минин
Original assignee: Валерий Витальевич Башуров; Сергей Викторович Безматный; Александр Петрович Варин; Владислав Викторович Голод; Владимир Андреевич Горбачев; Евгений Викторович Гребенщиков; Александр Владимирович Захаров; Владимир Иосифович Минин
Priority date: 2005-04-13
Filing date: 2005-04-13
Publication date: 2008-03-10
Also published as: RU2005112467A

Abstract

FIELD: oil and gas production, particularly to produce oil from wells by flowing, gaslift and other production methods.

SUBSTANCE: method involves measuring pressure at well head and in hole annuity; comparing measured pressure with predetermined threshold values corresponding to optimal well bottom pressure; opening discharge oil pipeline as at least one pressure value increased up to predetermined upper threshold value; closing discharge oil pipeline as at least one pressure value decreases to lower threshold pressure value. Oil pipeline has controllable throughput, which increases as well head pressure increases up to upper threshold value and decreased as well head pressure reduces up to lower threshold pressure. Oil pipeline outlet is connected with hole annuity through gas pipeline having controllable throughput, which increases as hole annuity increases to upper threshold value and decreased as hole annuity pressure reduces up to lower threshold pressure. Said gas pipeline throughput control is carried out by gas pipeline throat change. Well head pressure is stabilized by oil pipeline throat change. Fluid temperature at well head is additionally measured. Optimal well bottom pressure is determined from said fluid temperature. Device for said method realization involves shutoff member installed in discharge oil pipeline and the first pressure sensor installed upstream of the shutoff member. The second pressure sensor is arranged in hole annuity. Both pressure sensors are linked to control unit having outlet connected with executive mechanism of shutoff member. Oil pipeline outlet is communicated with hole annuity through gas pipeline provided with the second shutoff member having the second executive mechanism. The second executive mechanism has inlet linked to control unit. Each shutoff member is made as valve with controllable throughput.

EFFECT: provision of quick and accurate optimal well bottom pressure determination and maintenance along with oil reservoir operation parameter change without labor-intensive investigations necessary to choose well operation regime.

4 cl, 5 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти в фонтанных, компрессорных и эксплуатируемых другими механизированными способами скважинах с высоким газовым фактором добываемой продукции.The invention relates to the oil and gas industry and, in particular, to the technique of oil production in fountain, compressor and other mechanized wells with a high gas factor of the produced products.

Известен способ регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин, работающих в пульсирующем режиме, заключающийся в установке на выкидной линии скважины регулируемого штуцера и демпфер-сепаратора с нефтяным и газовым отводами, смесителя и дополнительных регулируемых штуцеров, установленных на нефтяных и газовых отводах, при этом смеситель связан нефтяными и газовыми отводами с демпфер-сепаратором (RU 2074952, кл. Е21В 43/00, 1997).A known method of regulating the operating mode of fountain and compressor wells operating in a pulsating mode, which consists in installing an adjustable nozzle and a damper separator with oil and gas branches, a mixer and additional adjustable fittings installed on oil and gas branches on the flow line of the well, the mixer connected by oil and gas branches to the damper-separator (RU 2074952, class ЕВВ 43/00, 1997).

Известный способ обеспечивает сглаживание пульсаций устьевого давления, однако его основной недостаток заключается в том, что он не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и его измерения.The known method provides for smoothing the pulsations of the wellhead pressure, however, its main disadvantage is that it does not solve the problem of maintaining the optimal bottomhole pressure, ensuring the maximum flow rate of the well, and its measurement.

В качестве прототипа для заявляемого изобретения выбран способ фонтанной добычи нефти, заключающийся в том, что измеряют устьевое и затрубное давление в скважине, открывают нефтепровод при повышении по меньшей мере одного из этих давлений до соответствующего верхнего предельного значения, перекрывают его при понижении по меньшей мере одного из этих давлений до соответствующего нижнего предельного значения, а указанные предельные значения устьевого и забойного давлений выбирают из условия создания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины и нефтеотдачу пласта (RU 2165517, кл. Е21В 43/00, Е21В 43/12,2001).As a prototype for the claimed invention, a method of fountain oil production is selected, which consists in measuring wellhead and annular pressure in the well, opening the oil pipeline when at least one of these pressures is increased to the corresponding upper limit value, and blocking it when lowering at least one from these pressures to the corresponding lower limit value, and the specified limit values of the wellhead and bottomhole pressures are selected from the conditions for creating the optimal bottomhole pressure, about effectiveness to the maximum production rate and oil recovery (RU 2165517, Cl. E 21 B 43/00, E 21 B 43 / 12.2001).

Известный способ обеспечивает работу скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых значений забойного давления, но не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и измерения дебита в режиме реального времени. Так, например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. Способ, обеспечивающий такой режим работы скважины, целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что ограничивает область его применения.The known method ensures the operation of the well in a relatively wide range of maximum permissible values of the bottomhole pressure, but does not solve the problem of maintaining the optimal bottomhole pressure, which ensures the maximum flow rate of the well, and measuring the flow rate in real time. So, for example, when the wellhead pressure increases significantly above the upper limit value, the bottomhole pressure rises accordingly, the depression and fluid inflow into the bottomhole decrease, the production rate decreases and the well is stimulated to switch to a periodic mode of operation. The method that provides this mode of operation of the well, it is advisable to use only for low-production wells operating in periodic operation, which limits the scope of its application.

Кроме того, в известном способе для выбора оптимального режима работы скважины необходимо постоянно проводить исследования скважины, построение кривых разгазирования, определения зависимости дебита от забойного давления, забойного давления от устьевого и затрубного давлений. Частое проведение этих работ является трудоемкой, затратной и технически сложной задачей. Параметры системы «пласт - забой - подъемник скважины» могут достаточно быстро меняться, а получение оперативных данных по текущему дебиту скважины и его динамике способ не обеспечивает, что также является его существенным недостатком.In addition, in the known method for choosing the optimal mode of operation of the well, it is necessary to constantly conduct well research, to construct degassing curves, to determine the dependence of flow rate on bottomhole pressure, bottomhole pressure on wellhead and annular pressures. Frequent implementation of these works is a laborious, costly and technically challenging task. The parameters of the "reservoir - bottomhole - well lift" system can change quite quickly, and obtaining operational data on the current well flow rate and its dynamics does not provide, which is also a significant drawback.

В основу данного изобретения поставлена задача создания универсального способа оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, свободного от вышеперечисленных недостатков прототипа за счет обеспечения регулирования и стабилизации заданного значения устьевого давления, регулирования затрубного давления при одновременном измерении дебита скважины в реальном режиме времени для скважин, работающих как в непрерывном, так и периодическом режиме эксплуатации, как фонтанных, так и компрессорных, как высокодебитных, так и малодебитных, а также обеспечения возможности оперативного определения и поддержания оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины.The basis of this invention is the task of creating a universal way to optimize the operation of an oil well while measuring its flow rate, free from the above disadvantages of the prototype by providing regulation and stabilization of the set value of wellhead pressure, regulating annular pressure while measuring the flow rate of the well in real time for wells, operating both in continuous and periodic operation, both fountain and compressor, as high-gain GOVERNMENTAL, or marginal, as well as enabling the rapid identification and maintain the optimum value of bottom hole pressure when changing parameters of the oil reservoir and the lift without conducting laborious research optionally wellbore operation mode.

Указанная задача в способе оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, включающем измерение устьевого и затрубного давлений в скважине, сравнение с заранее заданными их предельными значениями, соответствующими оптимальному забойному давлению, открывание выкидного нефтепровода при повышении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного верхнего предельного значения и закрытие его при понижении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного нижнего предельного значения, достигается тем, что нефтепровод выполняют с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении устьевого давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, и соединяют его с затрубьем скважины газопроводом с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении затрубного давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, при этом регулировку пропускной способности газопровода осуществляют изменением его проходного сечения посредством дросселирующего клапана, а путем изменения проходного сечения выкидного нефтепровода производят стабилизацию устьевого давления, причем изменение проходного сечения выкидного нефтепровода осуществлять посредством дросселирующего клапана, для чего измеряют в реальном времени площадь его проходного сечения и перепад давления на нем, по отношению перепада давления на дросселирующем клапане нефтепровода к площади его проходного сечения определяют дебит скважины по добываемому флюиду, а дебит его составных частей - нефти, воды и газа определяют по известным значениям обводненности и газового фактора продукции скважины, при этом дополнительно измеряют температуру флюида на устье скважины и по максимуму температуры определяют оптимальное забойное давление в скважине.The specified task in a method of optimizing the operation of an oil well with a simultaneous measurement of its flow rate, including measuring wellhead and annular pressures in the well, comparing them with predetermined limit values corresponding to the optimum bottomhole pressure, opening the discharge flow pipe when at least one of these pressures rises to a predetermined the upper limit value and closing it when lowering at least one of these pressures to a predetermined lower limit value, is achieved by the fact that the oil pipeline is operated with an adjustable flow rate that increases with increasing wellhead pressure to an upper limit value and decreases with a decrease to a lower limit value, and connect it to the annulus of a well with a gas pipeline with an adjustable flow rate that increases with an increase in annular pressure to an upper limit value and decreases with decreasing to the lower limit value, while adjusting the throughput of the gas pipeline is carried out by changing its flow through pressure through the throttling valve, and by changing the flow cross section of the discharge oil pipeline, the wellhead pressure is stabilized, and the flow passage of the flow oil pipeline is stabilized by the throttling valve, for which the area of the flow cross section and the pressure drop across it are measured in real time with respect to the pressure drop across the throttling the valve of the oil pipeline to the area of its flow section determines the flow rate of the well by the produced fluid, and the flow rate of its components - n PTI, water and gas is determined from the known values of water cut and gas well production factor, the method further comprising measuring fluid temperature at the wellhead and the maximum temperature is determined optimum bottomhole wellbore pressure.

В качестве прототипа для заявляемого устройства выбрано устройство для добычи нефти, содержащее размещенный на выкидном нефтепроводе скважины запорный орган, установленный на его входе датчик давления, и помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, соединенные через блок управления с запорным органом и имеющие возможность открытия запорного органа при повышении, по меньшей мере, одного из измеряемых давлений до соответствующего верхнего предельного значения и закрывания при понижении по меньшей мере одного из измеряемых давлений до соответствующего нижнего предельного значения, обеспечивающее поддержание оптимального забойного давления для максимального дебита скважины и нефтеотдачи пласта (RU 2165517, кл. Е21В 43/00, Е21В 43/12, 2001).As a prototype for the inventive device, a device for oil production was selected that contains a shut-off element located on the flow oil pipeline of the well, a pressure sensor installed on its inlet, and a second pressure transducer placed on the well annulus, connected through the control unit to the shut-off element and having the ability to open the shut-off element when increasing at least one of the measured pressures to the corresponding upper limit value and closing when lowering at least one of the measured pressure to the corresponding lower limit value, ensuring the maintenance of optimal bottomhole pressure for maximum well production and oil recovery (RU 2165517, class ЕВВ 43/00, Е21В 43/12, 2001).

Устройству присущи те же недостатки, что и вышеупомянутому способу, а именно: устройство обеспечивает оптимизацию забойного давления скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых его значений, но не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и его измерения. Так, например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. Устройство целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что резко ограничивает область его применения.The device has the same disadvantages as the aforementioned method, namely: the device provides optimization of the bottomhole pressure of the well in a relatively wide range of its maximum allowable values, but does not solve the problem of maintaining the optimal bottomhole pressure, which ensures the maximum flow rate of the well, and its measurement. So, for example, when the wellhead pressure increases significantly above the upper limit value, the bottomhole pressure rises accordingly, the depression and fluid inflow into the bottomhole decrease, the production rate decreases and the well is stimulated to switch to a periodic mode of operation. The device is advisable to use only for low-production wells operating in periodic operation, which sharply limits its scope.

Кроме того, для выбора оптимального режима работы скважины необходимо постоянно проводить исследования скважины, построение кривых разгазирования, определения зависимости дебита от забойного давления, забойного давления от устьевого и затрубного давлений. Учитывая сложность, трудоемкость этих работ и частоту их проведения, а также относительно широкий диапазон определяемого оптимального забойного давления, достоверность его поддержания с помощью известного устройства является технически сложной задачей, имея в виду то, что параметры системы «пласт - забой - подъемник скважины» могут достаточно быстро меняться, а получение оперативных данных по текущему дебиту скважины и его динамике устройство не обеспечивает.In addition, to select the optimal mode of operation of the well, it is necessary to constantly conduct well surveys, build up the degassing curves, determine the dependence of flow rate on bottomhole pressure, bottomhole pressure on wellhead and annular pressures. Given the complexity, the complexity of these works and their frequency, as well as the relatively wide range of determined optimal bottomhole pressure, the reliability of its maintenance using a known device is a technically challenging task, bearing in mind that the parameters of the "formation - bottomhole - well lift" system can change quickly enough, and the device does not provide operational data on the current well flow rate and its dynamics.

В основу данного изобретения поставлена задача создания универсального устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, свободного от вышеперечисленных недостатков прототипа за счет обеспечения регулирования и стабилизации заданного значения устьевого давления, регулирования затрубного давления при одновременном измерении дебита скважины в реальном режиме времени для скважин, работающих как в непрерывном, так и периодическом режиме эксплуатации, как фонтанных, так и компрессорных, как высокодебитных, так и малодебитных, а также возможности оперативного определения оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения ряда трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины.The basis of this invention is the task of creating a universal device for optimizing the operation of an oil well while measuring its flow rate, free from the above disadvantages of the prototype by providing regulation and stabilization of the set value of wellhead pressure, regulating annular pressure while measuring well flow rate in real time for wells operating both in continuous and periodic operation, both fountain and compressor, as high code-based and low-rate, as well as the ability to quickly determine the optimal value of the bottomhole pressure when changing the parameters of the oil reservoir and elevator without conducting a number of laborious studies to select the mode of operation of the well.

Решение поставленной задачи в устройстве для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащем установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик давления, и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, при этом оба датчика подключены к измерительным входам блока управления, управляющий выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа, достигается тем, что выход нефтепровода соединен с затрубьем через обратный клапан газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к управляющему выходу блока управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью и расположен в термостатной измерительной камере, причем термостатная измерительная камера первого запорного органа снабжена нагревательным элментом, датчиком измерения собственной температуры, температуры флюида, датчиком давления флюида на выходе запорного органа и соединенным с исполнительным механизмом датчиком проходного сечения, а термостатная измерительная камера второго запорного органа снабжена нагревательным элементом и датчиком измерения собственной температуры, при этом все датчики подключены к измерительным входам блока управления, а управляющие входы нагревательных элементов соединены с управляющими выходами блока управления.The solution of this problem in a device for optimizing the operation of an oil well with a simultaneous measurement of its flow rate, containing a shut-off element installed on the flow line, in front of which a pressure sensor is installed, and an annular pressure sensor placed on the annulus of the well, while both sensors are connected to the measuring inputs of the control unit, the control output of which is connected to the actuator of the shut-off element, is achieved by the fact that the output of the oil pipeline is connected to the annulus through the gas valve an ode equipped with a second locking element with its own actuator, the input of which is connected to the control output of the control unit, each of the locking elements is made in the form of a valve with adjustable capacity and is located in a thermostatic measuring chamber, and the thermostatic measuring chamber of the first locking element is equipped with a heating an element, a sensor for measuring intrinsic temperature, fluid temperature, a fluid pressure sensor at the outlet of the shutoff member and connected to the actuator m mechanism is a passage sensor, and the thermostatic measuring chamber of the second shut-off element is equipped with a heating element and a sensor for measuring its own temperature, while all sensors are connected to the measuring inputs of the control unit, and the control inputs of the heating elements are connected to the control outputs of the control unit.

Целесообразно для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан первого запорного органа выполнить в виде электромеханического измерительного реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло, в которой линейное перемещение иглы пропорционально площади проходного сечения клапана.It is advisable to provide a linear control characteristic of the valve of the first locking element in the form of an electromechanical measuring reversing mechanism equipped with a needle-seat throttle pair, in which the linear movement of the needle is proportional to the area of the valve passage area.

Полезно для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан второго запорного органа выполнить в виде электромеханического реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло.It is useful to provide a linear control characteristic of the valve of the second locking element in the form of an electromechanical reversing mechanism equipped with a needle-seat throttle pair.

Заявляемый способ и устройство позволяют в реальном масштабе времени обеспечивать стабильность заданного значения устьевого давления и регулировку затрубного давления с одновременным измерением дебита скважины при оптимальном значении забойного давления, что не имеет аналогов среди способов и устройств, используемых для добычи нефти, а значит соответствуют критерию «изобретательский уровень».The inventive method and device allow in real time to ensure the stability of the set value of wellhead pressure and adjusting the annular pressure while measuring the flow rate at the optimal bottom hole pressure, which has no analogues among the methods and devices used for oil production, and therefore meet the criterion of "inventive level".

На фиг.1 представлена структурная схема заявляемого устройства.Figure 1 presents the structural diagram of the inventive device.

На фиг.2 приведена структурная схема блока управления на базе микропроцессорного контроллера.Figure 2 shows the structural diagram of the control unit based on a microprocessor controller.

На фиг.3 показан характер изменения устьевого и затрубного давлений при работе заявляемого устройства.Figure 3 shows the nature of the change in the wellhead and annular pressures during operation of the inventive device.

На фиг.4 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины.Figure 4 shows the comparative results of measuring the flow rate of the well.

На фиг.5 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины при разных режимах работы устройства.Figure 5 shows the comparative results of measuring the flow rate of the well at different operating modes of the device.

Представленное на фиг.1 устройство для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу 1 нефтедобывающей скважины 2, выход которой соединен с входным термостатом 3, внутри которого расположен фрагмент нефтепровода 4 с установленными на нем запорным органом 5 и его исполнительным механизмом 6. Исполнительный механизм 6 механически соединен с запорным органом 5 и датчиком площади проходного сечения 7. Датчики давления 8 и 9, температуры 11 и площади проходного сечения 7 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а управляющий вход исполнительного механизма 6 и нагревательного элемента термостата 22 соединены с управляющим выходами блока управления 12. Выход затрубного пространства скважины 2 соединен с входным термостатом 13, внутри которого расположен фрагмент газопровода 14 с установленными на нем запорным органом 15 с исполнительным механизмом 16 и датчиком давления 17, а также датчик температуры 18 и нагревательный элемент 21 термостата, при этом исполнительный механизм 16 механически соединен с запорным органом 15, датчик давления 17 и датчик температуры 18 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а вход исполнительного механизма 16 и нагревательного элемента термостата 21 соединены с управляющими выходами блока управления 12. Выход термостата 13 через газопровод 14 и обратный клапан 19 соединен с выходом нефтепровода (нефтегазосбором) 20. Температурный режим термостатов 3 и 13 обеспечивается нагревательными элементами 22 и 21 соответственно.The device for oil production shown in FIG. 1 comprises a tubing 1 of an oil producing well 2, the outlet of which is connected to an inlet thermostat 3, inside of which there is a fragment of an oil pipeline 4 with a shut-off element 5 and an actuator 6 installed on it. The actuator 6 is mechanically connected to the locking element 5 and the sensor of the area of the passage section 7. The pressure sensors 8 and 9, temperature 11 and the area of the passage section 7 are connected by their measuring outputs to the measuring inputs of the unit board 12, and the control input of the actuator 6 and the heating element of the thermostat 22 are connected to the control outputs of the control unit 12. The output of the annular space of the well 2 is connected to the input thermostat 13, inside of which there is a fragment of the gas pipeline 14 with a shut-off element 15 mounted on it with an actuator 16 and a pressure sensor 17, as well as a temperature sensor 18 and a heating element 21 of the thermostat, while the actuator 16 is mechanically connected to the shut-off member 15, the pressure sensor 17 and yes the temperature sensor 18 is connected with its measuring outputs to the measuring inputs of the control unit 12, and the input of the actuator 16 and the heating element of the thermostat 21 are connected to the control outputs of the control unit 12. The output of the thermostat 13 through the gas pipe 14 and the check valve 19 is connected to the output of the oil pipeline (oil and gas collection) 20 The temperature regime of thermostats 3 and 13 is provided by heating elements 22 and 21, respectively.

Представленный на фиг.2 блок управления 12 состоит из микропроцессора 23, постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) 24 оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 25, устройства ввода-вывода 26, аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 27, цифроаналогового преобразователя (ЦАП) 28, выходных ключей 32, соединенных между собой посредством системной шины 29. С устройством ввода-вывода также соединены клавиатура 30 и индикатор 31.Presented in figure 2, the control unit 12 consists of a microprocessor 23, read-only memory (ROM) 24 random access memory (RAM) 25, input-output devices 26, analog-to-digital converter (ADC) 27, digital-to-analog converter (DAC) 28, output keys 32 interconnected via a system bus 29. A keyboard 30 and an indicator 31 are also connected to the input / output device.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений компрессорной скважины, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34, и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтегазосборе) - кривая 36.Figure 3 shows the curves of the wellhead and annular pressures of a compressor well operated by a submersible electric centrifugal pump on the mode of its regulation, showing how the wellhead pressure changes when the well operates without its stabilization - curve 33 and during stabilization using the inventive device - curve 34 , and how the pressure in the annulus changes - curve 35 and at the outlet of the first shut-off element (in the oil and gas gathering) - curve 36.

Представленные на фиг.4 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник-М» (ГЗУ) - кривая 37 и заявляемым устройством (АСУ) - кривая 38, показывают, как отличаются результаты периодических «точечных» измерений штатным средством измерения и непрерывных в режиме реального времени - заявляемым устройством.The curves of parallel comparative measurements of the well flow rate shown in Fig. 4 by a group metering device of the "Sputnik-M" type (GZU) - curve 37 and the inventive device (ACS) - curve 38, show how the results of periodic "point" measurements differ by a standard measuring instrument and continuous in real time - the claimed device.

Представленные на фиг.5 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник-М» - кривая 39 и заявляемым устройством - кривая 40, показывают, как отличаются результаты измерений в режиме нестабилизированного устьевого давления - временной участок А-В и в режиме стабилизации устьевого давления заявляемым устройством - временной участок В-С.The curves of parallel comparative measurements of the well flow rate shown in Fig. 5 by the satellite-type group metering system — curve 39 and the inventive device — curve 40, show how the measurement results differ in unstabilized wellhead pressure — time section AB and in stabilization of wellhead pressure by the claimed device is a temporary plot BC.

Известно, что поступающая в забой скважины газонефтяная смесь даже при значительном снижении давления (0,30...0,35 от давления насыщения) остается тонкодисперсной с равномерно распределенной по потоку газовой фазой и в межлрпаточных каналах центробежного насоса не происходит образования газовых каверн и нарушения спектра скоростей [см. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. М.: ВНИИОЭНГ, 1972]. Непрерывный характер работы центробежного насоса позволяет допустить, что условия откачки в компрессорной скважине аналогичны условиям работы фонтанного подъемника [см. Брискман А.А., Кезь А.Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. - Тр.ВНИИ, вып.51, 1974]. Таким образом, в фонтанных и компрессорных скважинах поступающий на устье флюид при условии поддержания постоянного значения устьевого давления можно принять за некую условную гомогенную сжимаемую жидкость с постоянной плотностью и измерять ее дебит (расход), а затем по известным значениям обводненности и газового фактора расчетным путем определять дебит ее составных частей - нефти, воды и газа. При этом значения обводненности и газового фактора можно считать постоянными и периодически корректировать по данным промысловой геологической службы, а длительность периода между корректировками определять опытным путем.It is known that the gas-oil mixture entering the bottom of the well, even with a significant decrease in pressure (0.30 ... 0.35 of the saturation pressure), remains finely dispersed with the gas phase evenly distributed over the flow and gas caverns and violations are not formed in the inter-pump channels of the centrifugal pump speed spectrum [see Bogdanov A.A., Rozantsev V.R., Kholodnyak A.Yu. Selection of submersible centrifugal electric pumps for oil wells of the Devonian fields of Tataria, Bashkiria and Ukhta. M .: VNIIOENG, 1972]. The continuous operation of the centrifugal pump allows us to assume that the pumping conditions in the compressor well are similar to the operating conditions of the fountain lift [see Briskman A.A., Kez A.N. Work submersible centrifugal pumps on gas-liquid mixtures. - Tr. VNII, issue 51, 1974]. Thus, in fountain and compressor wells, the fluid entering the wellhead, provided that the wellhead pressure is kept constant, can be taken as a conditional homogeneous compressible fluid with a constant density and its flow rate (flow rate) can be measured, and then, using the known values of water cut and gas factor, determine by calculation flow rate of its components - oil, water and gas. At the same time, the values of water cut and gas factor can be considered constant and periodically adjusted according to the data of the field geological service, and the length of the period between adjustments is determined empirically.

Эти предпосылки использует для измерения дебита заявляемое устройство, которое работает следующим образом. В исходном положении запорно-регулирующие клапаны 5 и 15 закрыты. В блок управления 12 поступают данные о значениях следующих параметров: затрубного давления - с датчика 17, температуры в термостате 13 - с датчика 18, устьевого давления - с датчика 8, температуры на входе запорного органа 5 - с датчика 10, давления на его выходе в нефтесборе 20 - с датчика 9, площади проходного сечения запорного органа 5 (положения его иглы) - с датчика 7 и температуры в термостате 3 - с датчика 11. Если давление в нефтесборе 20 не превышает устьевого и затрубного, блок управления 12 подает сигнал через исполнительный механизм 16 на приоткрытие запорного органа (клапана) 15, который начинает стравливать затрубный газ до достижения заданного уставкой значения предельного затрубного давления, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования. Одновременно подается сигнал на исполнительный механизм 6 и плавное приоткрытие запорного органа (клапана) 5, через который продукция скважины начинает поступать в нефтегазосборе 20, при этом устьевое давление начинает плавно снижаться до заданного управляющей программой (уставкой) блока управления 12 предельного значения, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования путем стабилизации заданного уставкой значения. Одновременно по данным датчиков температуры 11 и 18 блок управления 12 поддерживает заданные соответствующими уставками температурные режимы термостатов 3 и 13. После стабилизации устьевого давления производят посредством измерительного средства - групповой замерной установки, тест-сепаратора или отбора проб измерение дебита скважины по жидкости Q', нефти Q'н, воде Q'b и газу O'г. Полученные данные по измеренным дебитам вводятся в блок управления 12, по данным датчиков давления 8 и 9 он определяет перепад давления ДР на дросселирующей паре седло-игла запорного органа (клапана) 5; датчика 7 - относительную высоту положения иглы А в седле дроссельной пары и производит расчет дебита условной жидкости по формулеThese premises are used to measure the flow rate of the inventive device, which operates as follows. In the initial position, the shutoff control valves 5 and 15 are closed. The control unit 12 receives data on the values of the following parameters: annular pressure - from the sensor 17, temperature in the thermostat 13 - from the sensor 18, wellhead pressure - from the sensor 8, the temperature at the inlet of the shutoff member 5 - from the sensor 10, the pressure at its outlet oil gathering 20 - from the sensor 9, the flow area of the locking member 5 (position of the needle) - from the sensor 7 and the temperature in the thermostat 3 - from the sensor 11. If the pressure in the oil gathering 20 does not exceed wellhead and annular, the control unit 12 sends a signal through the executive mechanism 16 ajar e shut-off element (valve) 15, which begins to bleed annular gas until the specified value reaches the maximum annular pressure, after which the control unit 12 switches to the mode of its regulation. At the same time, a signal is sent to the actuator 6 and the slider (valve) 5 is slightly opened, through which the well products begin to flow into the oil and gas gathering 20, while the wellhead pressure begins to gradually decrease to a limit value specified by the control program (set point) of the control unit, after which the block control 12 switches to the mode of its regulation by stabilizing the set value. At the same time, according to the data of temperature sensors 11 and 18, the control unit 12 maintains the temperature regimes of thermostats 3 and 13 specified by the relevant settings. After stabilization of the wellhead pressure, a well’s flow rate is measured using a measuring unit, a test separator or sampling fluid Q ', oil Q'n, water Q'b and gas O'g. The obtained data on the measured flow rates are entered into the control unit 12, according to the data of pressure sensors 8 and 9, it determines the pressure difference of the DR on the throttling pair of the saddle-needle of the locking member (valve) 5; sensor 7 - the relative height of the position of the needle And in the seat of the throttle pair and calculates the flow rate of the conditional fluid according to the formula

Q'уж - дебит условной жидкости,Q'uz - the rate of conditional fluid,

Q'н, Q'в, Q'г - дебиты нефти, воды и газа, измеренные измерительным средством,Q'n, Q'v, Q'g - the flow rates of oil, water and gas, measured by a measuring tool,

Р - перепад давления на дросселирующей паре, равный разности давлений до и после нее,P is the pressure drop across the throttling pair, equal to the pressure difference before and after it,

Ру - устьевое давление,Ru - wellhead pressure,

Ра - атмосферное давление,Ra - atmospheric pressure,

Kν макс - максимальный коэффициент расхода дросселирующей пары, зависящий от ее условного прохода,Kν max - maximum flow coefficient of the throttling pair, depending on its conditional passage,

А - относительная высота положения иглы в седле дросселирующей пары, изменяющаяся от 0 до 1,A is the relative height of the position of the needle in the saddle of the throttling pair, varying from 0 to 1,

ρн - плотность нефти,ρн - oil density,

ρв - плотность воды, -ρв - water density, -

ρг - плотность газа при нормальных условиях,ρg - gas density under normal conditions,

после чего блок управления 12 переходит на непрерывное определение по текущему положению иглы и перепаду давления на дроссельной паре текущего значения дебита условной жидкости, нефти, воды и газа в реальном режиме времени по формуламthen the control unit 12 switches to continuous determination by the current position of the needle and the pressure drop across the throttle pair of the current flow rate of the conditional liquid, oil, water and gas in real time according to the formulas

Qн=Qуж×К1Qн = Q off × К1

Qв=Qуж×К2QB = QW × K2

Qг=Qуж×К3, гдеQg = Qzh × K3, where

Qуж - дебит условной жидкости при текущем измерении в режиме реального времени,Quzh - flow rate of the conditional fluid in the current measurement in real time,

Q' - дебит жидкости (нефть плюс вода), измеренный измерительным средством,Q 'is the flow rate of the liquid (oil plus water), measured by a measuring means,

QH, Qb, Qг - дебиты нефти, воды и газа соответственно при текущем измерении в режиме реального времени,QH, Qb, Qg are the flow rates of oil, water and gas, respectively, with the current measurement in real time,

K1, K2, К3 - коэффициенты долевого содержания нефти, воды и газа в составе добываемого флюида, измеренные измерительным средством, при этом отношение дебита, измеренного измерительным средством, к дебиту условной жидкости считают постоянным и корректируют периодически с учетом реальных сроков изменения текущих значений обводненности и газосодержания продукции скважины,K1, K2, K3 are the coefficients of the proportion of oil, water and gas in the produced fluid measured by the measuring tool, while the ratio of the flow rate measured by the measuring tool to the flow rate of the conditional fluid is considered constant and periodically adjusted taking into account the actual timing of changes in the current water cut values and gas content of well products,

Значение температуры флюида на входе запорного органа 5, измеренное датчиком температуры 10, может быть использовано для оперативного выбора уставки заданного устьевого, а значит и забойного, давления, исходя из условия соответствия максимально возможного на текущий момент дебита скважины максимальной температуре ее продукции. Выбор уставки устьевого (забойного) давления производится последовательной установкой устьевых давлений с шагом, например, 10% от диапазона его возможных предельных значений и с выдержкой на каждом шаге до момента стабилизации давления и температуры флюида на устье. Устьевое давление, при котором температура флюида будет максимальной, соответствует забойному давлению, при котором дебит скважины будет максимальным.The value of the fluid temperature at the inlet of the shut-off element 5, measured by a temperature sensor 10, can be used to quickly select the setpoint of the wellhead, and hence bottomhole pressure, based on the condition that the maximum production rate possible at the current moment corresponds to the maximum production temperature. The choice of the wellhead (bottomhole) pressure setting is made by sequentially setting the wellhead pressures in increments of, for example, 10% of the range of its possible limit values and with exposure at each step until the pressure and fluid temperature stabilize at the wellhead. The wellhead pressure at which the fluid temperature will be maximum corresponds to the bottomhole pressure at which the well production will be maximum.

В дальнейшем отношение Q'/Q'уж периодически корректируют по результатам измерений дебита измерительным средством, длительность периода определяют опытным путем.In the future, the Q '/ Q' ratio is periodically adjusted according to the results of measurements of the flow rate with a measuring tool, the duration of the period is determined empirically.

Указанные выше исходные данные заложены в алгоритм определения дебита скважины в программном обеспечении контроллера блока управления.The above initial data are embedded in the algorithm for determining well production in the software of the controller of the control unit.

Далее приведен пример использования заявляемых способа и устройства для реальных скважин.The following is an example of the use of the proposed method and device for real wells.

Пример.Example.

Работа заявляемого способа и устройства подтверждены опытным путем на фонтанных и компрессорных скважинах двух кустов Южно-Тарасовского месторождения ООО «Геойлбент», Ямало-Ненецкий автономный округ, Тюменская обл.The operation of the proposed method and device is confirmed empirically at fountain and compressor wells of two bushes of the South Tarasovskoye field of LLC Geoilbent, Yamalo-Nenets Autonomous Okrug, Tyumen Region.

Куст №101-13 скважин, из них 4 фонтанных и 9 компрессорных.Bush No. 101-13 wells, of which 4 are fountain and 9 are compressor.

Куст №102-12 скважин, все компрессорные.Bush No. 102-12 wells, all compressor.

Пластовое давление - от 20,1 до 33,0 МПа.The reservoir pressure is from 20.1 to 33.0 MPa.

Забойное давление - от 7,1 до 20,9 МПа.Downhole pressure - from 7.1 to 20.9 MPa.

Дебиты скважин по жидкости - от 13 до 443 м³/сут.Fluid flow rates from 13 to 443 m ³ / day.

Добыча нефти по фонду - ЭЦН - 85%, фонтан - 15%.Oil production by the fund - ESP - 85%, fountain - 15%.

Газовый фактор - до 260 м³/т.Gas factor - up to 260 m ³ / t.

Обводненность - от 1 до 91%.Water cut - from 1 to 91%.

Диапазон устьевых (буферных) давлений - от 1,0 до 3,0 МПа.The range of wellhead (buffer) pressures is from 1.0 to 3.0 MPa.

Диапазон затрубных давлений - от 0,9 до 10,2 МПа.The range of annular pressures is from 0.9 to 10.2 MPa.

На всех скважинах кустов 101, 102 было установлено оборудование комплекса технических средств АСУТП добычи нефти, реализующее заявляемые способ и устройство и включающее:At all the wells of clusters 101, 102, the equipment of the complex of technical means of the automatic process control system for oil production was installed that implements the inventive method and device and includes

модули-термостаты с газожидкостными магистралями (трубопроводами) высокого давления из состава комплекса СИАНТ 10 20.00.00 (Россия);modules-thermostats with gas-liquid highways (pipelines) of high pressure from the complex SIANT 10 20.00.00 (Russia);

запорные органы - запорно-регулирующие клапаны ЗРК-25 (Россия);locking bodies - locking regulating valves ЗРК-25 (Russia);

исполнительный механизм - взрывозащищенный электропривод ЭПР 8/50 (Россия);executive mechanism - explosion-proof electric drive EPR 8/50 (Russia);

датчики давления типа ПТ-ЗМ (Россия);pressure sensors type PT-ZM (Russia);

датчики температуры типа ТСМУ 9418 (Россия);temperature sensors type TSMU 9418 (Russia);

кустовой блок автоматики (блок управления) реализован на базе контроллера типа RTU - 188МХ Fastwel (Россия);cluster automation unit (control unit) is implemented on the basis of an RTU-188MX Fastwel type controller (Russia);

блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод» (Россия).a radio channel unit with an antenna device based on the Nevod radio station (Russia).

Централизованное управления кустами осуществлялось диспетчерской цеховой, оборудование которой включает сервер визуализации и данных (персональная ЭВМ с источником бесперебойного питания), блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод».Centralized bushes management was carried out by a workshop control room, the equipment of which includes a visualization and data server (personal computer with uninterruptible power supply), a radio channel unit with an antenna device based on the Nevod radio station.

Для каждой скважины были выбраны оптимальные значения уставок устьевого и затрубного давлений, после чего они были запущены в работу под управлением АСУТП и протестированы на измерение дебита путем использования штатного измерительного средства - групповой замерной установки дебита ГЗУ «Спутник-М». Дальнейшая работа скважин осуществлялась в соответствии с заданным программой алгоритмом управления.For each well, the optimal values of the wellhead and annular pressure settings were chosen, after which they were put into operation under the control of an automatic process control system and tested for flow rate measurement using a standard measuring tool - a group metering unit for the flow rate of the Sputnik-M GZU. Further work of the wells was carried out in accordance with the control algorithm specified by the program.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений одной из компрессорных скважин, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34, и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтесборе) - кривая 36.Figure 3 shows the curves of the wellhead and annular pressures of one of the compressor wells operated by a submersible electric centrifugal pump, from the mode of its regulation, showing how the wellhead pressure changes when the well operates without its stabilization - curve 33 and during stabilization using the inventive device - curve 34, and how the pressure in the annulus changes - curve 35 and at the outlet of the first shut-off element (in the oil gathering) - curve 36.

Для этой скважины была выбрана уставка устьевого давления - 1,35 МПа, затрубного давления - 1,05 МПа, давление в нефтесборе составляло 0,8 МПа, измерение устьевого давления при работе ЭЦН в скважине при отключенном устройстве стабилизации составляло от 0,5 до 1,7 МПа, при работе заявляемого устройства - (1,35±0,05) МПа. Затрубное давление при работе заявляемого устройства поддерживалось в пределах (1,05±0,05) МПа.For this well, the wellhead pressure setpoint was 1.35 MPa, the annular pressure was 1.05 MPa, the oil gathering pressure was 0.8 MPa, the wellhead pressure during ESP operation in the well with the stabilization device turned off ranged from 0.5 to 1 , 7 MPa, during operation of the inventive device - (1.35 ± 0.05) MPa. The annular pressure during operation of the inventive device was maintained within (1.05 ± 0.05) MPa.

В результате перевода двух кустов на эксплуатацию заявляемым устройством объем добычи вырос на 10-15%.As a result of the transfer of two bushes for operation by the claimed device, the production volume increased by 10-15%.

Эффективность работы заявляемого устройства в части технологического измерения дебита можно оценить по данным сравнительных измерений на той же скважине, которые показаны на фиг.4. Определение дебита скважины заявляемым устройством обеспечивается непрерывно в режиме реального времени с точностью, идентичной точности ГЗУ «Спутник-М».The performance of the inventive device in terms of technological measurement of flow rate can be estimated from the data of comparative measurements on the same well, which are shown in figure 4. Determination of the flow rate of the inventive device is provided continuously in real time with an accuracy identical to the accuracy of the satellite "Sputnik-M".

Кроме изложенного, стабилизация устьевого давления для компрессорны скважин (см. фиг.3) позволяет считеть весьма вероятным увеличение срока службы ЭЦН и его межремонтного периода(МРП).Таким образом, заявляемые способ и устройство позволяют расширить область применения и эксплуатационные возможности устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, повысить производительность скважин, нефтеотдачу пласта, обеспечить повышение уровня автоматизации технологического процесса нефтедобычи, минимизировать работы по исследованию скважин для выбора режима их эксплуатации и сократить эксплуатационные расходы.In addition to the above, stabilization of wellhead pressure for compressor wells (see Fig. 3) makes it possible to consider the increase in the service life of the ESP and its overhaul period (MCI) highly probable. Thus, the inventive method and device can expand the scope and operational capabilities of the device to optimize performance an oil well with simultaneous measurement of its flow rate, increase well productivity, oil recovery, provide an increase in the level of automation of the oil production process, minimizing Rowan works well diagnostics to choose their mode of operation and reduce operating costs.

Claims

1. A method of optimizing the operation of an oil well with a simultaneous measurement of its flow rate, including measuring wellhead and annular pressures in the well, comparing them with predetermined limit values corresponding to the optimum bottomhole pressure, opening the discharge flow pipe when at least one of these pressures rises to a predetermined upper limit value and closing it when lowering at least one of these pressures to a predetermined lower limit value, characterized in that the oil pipeline they are filled with an adjustable flow rate, increasing with increasing wellhead pressure to an upper limit value and decreasing with decreasing to a lower limit value, and connecting it to a well annulus with a gas pipeline with an adjustable flow rate increasing with increasing annular pressure to an upper limit value and decreasing with decreasing to the lower limit value, while adjusting the throughput of the pipeline is carried out by changing its bore through ohm of the throttling valve, and by changing the flow section of the flow of the oil pipeline, the wellhead pressure is stabilized, and the change of the flow cross section of the flow of the oil pipeline is carried out by means of a throttling valve, for which the area of the flow cross section and the pressure drop across it are measured in real time with respect to the pressure drop across the throttling valve flow of the pipeline to the area of its flow cross-section determine the flow rate of the well by the produced fluid, and the flow rate of its components - oil, water and gas is determined by the known values of water cut and gas factor of the production of the well, while the temperature of the fluid at the wellhead is additionally measured and the optimum bottomhole pressure in the well is determined by the maximum temperature.

2. A device for optimizing the operation of an oil well with simultaneous measurement of its production rate, comprising a shut-off element installed on the flow oil pipeline, in front of which a wellhead pressure sensor is installed, and an annular pressure sensor placed on the annulus of the well, while both sensors are connected to the measuring inputs of the control unit the outlet of which is connected to the actuator of the shut-off element, characterized in that the outlet of the oil pipeline is connected to the annulus through a check valve with a gas pipeline equipped with a locking element with its own actuator, the input of which is connected to the control output of the control unit, each of the locking elements is made in the form of a valve with adjustable capacity and is located with its actuator in a thermostatic measuring chamber, and the thermostatic measuring chamber of the first locking element is provided a heating element, a sensor for measuring intrinsic temperature, fluid temperature, a fluid pressure sensor at the outlet of the shutoff member and is connected a bore sensor with an actuator, and the thermostatic measuring chamber of the second shut-off element is equipped with a heating element and a sensor for measuring its own temperature, while all sensors are connected to the measuring inputs of the control unit, and the control outputs of the heating elements are connected to the control outputs of the control unit.

3. The device according to claim 2, characterized in that the valve of the first locking member is made in the form of an electromechanical measuring reversing mechanism, equipped with a needle-seat throttle pair, in which the linear movement of the needle is proportional to the area of the valve passage section.

4. The device according to claim 2, characterized in that the valve of the second locking member is made in the form of an electromechanical reversing mechanism equipped with a needle-seat throttle pair.