Способ сбора и передачи данных, применяемых для расчета параметров многофазного потока продукции нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. По способу осуществляют дифференцирование измерительных и вспомогательных устройств по четырем структурным уровням, выделяемым по функциональному назначению элементов, и передают цифровые данные по защищенным протоколам передачи данных. На полевом уровне осуществляют сбор цифровых данных от набора структурных элементов. На нижнем уровне посредством контроллера сбора данных на базе программируемого логического контроллера ПЛК обеспечивают опрос элементов цифрового расходомера на полевом уровне, посредством Modbus-шлюза осуществляют последовательный запрос данных от системы управления установки электроцентробежного насоса, ПЛК и контрольного средства и осуществляют их передачу в системный блок посредством протокола Modbus RTU. На среднем уровне посредством локального сервера осуществляют сбор данных с рабочего места оператора, сбор, регистрацию и хранение параметров работы элементов нижнего структурного уровня, осуществляют обработку данных, посредством локального сервера осуществляют выборку, сжатие, шифрование и отправку на верхний уровень накопленных за сутки данных. На верхнем уровне создают цифровую модель «пласт-насос-скважина-контрольное средство», посредством цифровой модели обеспечивают расчет параметров дебита скважины в рабочем режиме, собственную калибровку рабочего режима скважин при подключенном контрольном средстве. Повышается достоверность определения дебита скважин. 1 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.

Известен способ определения гидродинамических параметров продуктивных пластов [RU 2669980, МПК Е21В 49/00, опубл. 17.10.2018], состоящий из проведения точечных или интервальных замеров ИД и КВД с помощью приборов ГДК в открытом стволе скважины с последующей обработкой полученных данных методами интерпретации, отличающийся тем, что по данным ИД и КВД получают точечные замеры эффективной проницаемости, по которым далее получают кривую эффективной проницаемости для всего продуктивного интервала, чтобы по уравнению Дюпюи рассчитать коэффициент продуктивности для всего вскрытого скважиной продуктивного пласта или, при необходимости, его части.

Хотя конечной целью способа является, как и в случае предлагаемого изобретения, построение графика зависимости дебита скважины от какого-либо одного параметра либо набора параметров, способ имеет и ряд недостатков: к таковым относится, во-первых, комбинированность применяемых методик анализа (геологический и математический), что негативно сказывается на экономической стороне реализации способа, во-вторых - то, что расчет показателей в данном способе ведется последовательно, что увеличивает вероятность возникновения погрешностей с каждым последующим этапом расчета.

Также известен способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, [RU 2581180, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2016], включающий расчет характеристики подача-напор скважинного насоса, отличающийся тем, что дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача-напор и энергетической характеристике насоса, при этом при построении расчетной характеристики подача-напор и определении фактического напора насоса учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости.

Недостатком способа является его большая требовательность к исходным данным для расчета (многочисленность учитываемых характеристик) при высоких рисках дальнейшей неприменимости способа в случае неожиданных перемен значений характеристик скважины.

Наиболее близким аналогом для предлагаемого изобретения является другой способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками [RU 2652220, МПК Е21В 47/10, опубл. 25.04.2018], включающий построение напорно-расходной характеристики используемого насоса с учетом фактических плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, отличающийся тем, что используют фактические напорно-расходные характеристики, полученные путем их измерения на ряде модельных жидкостей различной вязкости.

Главным недостатком способа является очевидная необходимость предварительного воссоздания в лабораторных условиях соответствующих вышеупомянутых модельных жидкостей с последующим проведением ОПИ для подтверждения их применимости в рамках способа, что значительно увеличивает время внедрения изобретения в производство.

Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в обеспечении технической поддержки при расчете фазовых параметров дебитов добывающих скважин в периоды между групповыми периодическими замерами скважин многофазными измерительными установками с целью автоматизированного контроля технологических процессов при добыче сырой нефти и попутного нефтяного газа, а также сбора, обработки и хранения данных для создания гидродинамической модели пласта.

Данный технический результат достигается за счет уникальной технологической комбинации измерительных и вспомогательных устройств, функционирование которых, осуществляющееся совместно и последовательно, имеет своей целью обеспечить предоставление достаточного количества однотипных исходных цифровых данных, необходимых для вычисления параметров дебита скважин при помощи дальнейшей обработки этих данных в виде цифровой модели.

Изобретение спроектировано с целью предоставления пользователю возможности эксплуатации комплекса в качестве виртуально-цифрового расходомера. Структура изобретения разработана с целью обеспечения автономной работы в непрерывном круглосуточном режиме и включает в себя четыре структурных уровня:

1. верхний уровень содержит цифровую модель «пласт - насос - скважина - контрольное средство (измерительная установка)», обобщающую и визуализирующую сведения, полученные по каналам связи от соответствующих структурных элементов;

2. средний уровень содержит локальный сервер сбора данных с рабочего места оператора, канал связи с удаленным хранилищем либо сервером, осуществляющим обработку данных;

3. нижний уровень содержит локальный контроллер сбора данных на базе программируемого логического контроллера (ПЛК), Modbus-шлюз, осуществляющий последовательный запрос данных от СУ УЭЦН, ПЛК и контрольного средства;

4. полевой уровень содержит набор структурных элементов, предоставляющих цифровые данные для построения цифровой модели верхнего структурного уровня: датчик давления, расположенный на приеме насоса скважины, датчик температуры жидкости, расположенный на забое скважины, датчик затрубного давления скважины, датчик буферного давления, датчик перепада давления на сужающем устройстве (штуцере), датчик температуры жидкости на выходе из штуцера, СУ УЭЦН, контрольное средство.

На верхнем структурном уровне изобретения осуществляются следующие функции расчета рабочего режима системы (цифровой модели) «насос - скважина - штуцер -контрольное средство»:

1. обработка цифровых данных, полученных от элементов среднего структурного уровня, выполняемая с целью выдачи параметров дебита;

2. калибровка цифровой модели по данным контрольного средства;

3. оценка соответствия (адекватности) построенной цифровой модели реальной исследуемой скважине.

Верхний структурный уровень изобретения представляет собой набор из исходных программных кодов, написанных на языке MATLAB, исполняемых файлов и динамически подключаемых вспомогательных цифровых библиотек. Генерируемая при помощи данного набора цифровая модель включает в себя три составляющие (модели, отображаемые в виде графиков функций зависимости записываемых цифровых параметров от времени): модель УЭЦН, модель НКТ, модель сужающего устройства (штуцера).

На нижнем и среднем структурных уровнях заявляемого изобретения обеспечиваются следующие функции:

автоматический сбор и первичная обработка информации;

отображение и регистрация измерительной и технологической информации;

контроль за состоянием объекта автоматизации;

вывод диагностического сообщения в установленную область экрана рабочей станции оператора (при выходе технологических показателей за установленные границы); мониторинг работоспособности всех структурных элементов заявляемого изобретения; защита используемых системой баз данных и программного обеспечения от несанкционированного доступа.

Набор условно постоянных величин, необходимый для первичной настройки и дальнейшей технической поддержки цифровой модели, содержится в массиве данных, собираемом согласно содержанию нижеследующей таблицы (Таблица 1) с каждой обрабатываемой (моделируемой) скважины.

Опись выдаваемой верхним структурным уровнем заявляемого изобретения информация (доступных для отображения в цифровой модели параметров) указана в нижеследующей таблице (Таблица 2).

Для калибровки модели используется массив данных контрольного средства, также соответствующий по содержанию набору параметров из Таблицы 2.

В нижеследующей таблице (Таблица 3) представлены сведения о протоколах передачи данных между уровнями.

Изобретение функционирует следующим образом.

Контроллер сбора данных на базе ПЛК обеспечивает циклический опрос элементов цифрового расходомера, расположенных на полевом структурном уровне и подключаемых по линиям с напряжением 4-20 мА.

Modbus-шлюз обеспечивает циклический опрос элементов цифрового расходомера, расположенных на полевом структурном уровне и подключаемых по стандарту RS485. Данные с контроллера, устройства ввода номера замеряемой скважины (управляемого оператором), всех СУ УЭЦН и контрольного средства (измерительной установки) поступают через адаптер по линиям стандарта RS485 в системный блок посредством протокола Modbus RTU.

Локальный сервер сбора данных с рабочего места оператора обеспечивает сбор, регистрацию и хранение параметров работы элементов нижнего структурного уровня, а также выборку, сжатие, шифрование и отправку на верхний структурный уровень накопленных за сутки данных. На рабочем месте оператора цифрового расходомера обеспечивается резервирование управления переключением контекста скважины, заведенной на контрольное средство при калибровке.

Канал связи с удаленным хранилищем либо сервером обработки данных обеспечивает защищенный от искажения и несанкционированного доступа обмен данными между средним и верхним уровнем.

На верхнем уровне цифровая модель рабочего режима системы «насос - скважина -штуцер - контрольное средство» обеспечивает расчет параметров дебита скважин в рабочем режиме, а также собственную калибровку рабочего режима скважин при подключенном контрольном средстве.

Таким образом, заявляемое изобретение за счет дифференцирования измерительных и вспомогательных устройств по четырем структурным уровням, выделяемым по функциональному назначению элементов, обеспечения передачи цифровых данных между элементами по защищенным протоколам передачи данных, обеспечения программным оснащением для обработки цифровых данных с целью построения цифровых моделей зависимости ключевых характеристик оборудования скважин от времени позволяет повысить достоверность измерений дебита и обводненности скважины либо комплекса скважин в периоды между групповыми периодическими замерами скважин многофазными измерительными установками.

Способ сбора и передачи данных, применяемых для расчета параметров многофазного потока продукции нефтяных и газовых скважин, в котором осуществляют дифференцирование измерительных и вспомогательных устройств по четырем структурным уровням, выделяемым по функциональному назначению элементов, и передают цифровые данные по защищенным протоколам передачи данных с возможностью обеспечения доступности для отображения в выходной цифровой модели структурного уровня замеряемых численных параметров, при этом на полевом уровне осуществляют сбор цифровых данных от набора структурных элементов, включающих датчик давления, расположенный на приеме насоса, датчик температуры жидкости, расположенный на забое скважины, датчик затрубного давления скважины, датчик буферного давления, датчик перепада давления на сужающем устройстве – штуцере, датчик температуры жидкости на выходе из штуцера, цифровой расходомер, на нижнем уровне посредством контроллера сбора данных на базе программируемого логического контроллера ПЛК обеспечивают опрос элементов цифрового расходомера, расположенных на полевом структурном уровне и подключаемых по линиям с напряжением 4-20 мА, посредством Modbus-шлюза осуществляют последовательный запрос данных от системы управления установки электроцентробежного насоса, ПЛК и контрольного средства и осуществляют их передачу по линиям стандарта RS485 в системный блок посредством протокола Modbus RTU, на среднем уровне посредством локального сервера осуществляют сбор данных с рабочего места оператора, сбор, регистрацию и хранение параметров работы элементов нижнего структурного уровня, посредством канала связи с удаленным хранилищем либо сервером осуществляют обработку данных, посредством локального сервера осуществляют выборку, сжатие, шифрование и отправку на верхний структурный уровень накопленных за сутки данных, посредством канала связи обеспечивают защищенный от искажения и несанкционированного доступа обмен данными между средним и верхним уровнем, на верхнем структурном уровне создают цифровую модель «пласт-насос-скважина-контрольное средство», которая обобщает и визуализирует сведения, получаемые по каналам связи от других структурных уровней, посредством цифровой модели обеспечивают расчет параметров дебита скважины в рабочем режиме, собственную калибровку рабочего режима скважин при подключенном контрольном средстве.