АДАПТИВНЫЙ СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ДЕБИТА ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2003 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта подготовки нефти, газа и воды.

Известен способ [1] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время, в котором с целью повышения точности измерения за счет установления времени контроля в процессе измерения определяют средние значения расхода и их средние квадратические отклонения на дискретно увеличивающихся интервалах времени, сравнивают каждое последующее значение с предыдущим и заканчивают измерение по достижению разности двух смежных средних квадратических отклонений заданной уставки.

При таком способе к оптимальному времени измерения дебита каждой скважины из группы скважин приходят при помощи итераций (метода последовательных приближений), начиная измерение дебита с заведомо наименьшего времени. По результатам ряда измерений вычисляется среднее значение измеряемой величины и его среднее квадратическое отклонение Полученное значение σ_i сравнивается с заданным значением среднего квадратического отклонения результирующего среднего арифметического σ_y. При σ_y≥σ₁ измерение по скважине прекращается и подается сигнал на подключение очередной скважины. При σ_y<σ₁ увеличивается время измерения и вновь вычисляется среднее арифметическое измеряемой величины и его математическое ожидание σ₂. Далее, после достаточно сложных процедур, вычисляется разность средних квадратических отклонений, вырабатывается новый критерий (здесь не приводится), и система снова имеет два исхода: или измерение заканчивается, или добавляется (увеличивается) время измерения. При увеличении времени измерения определяются новые значения , и только при где n - общее количество интервалов Δt_n измерения, входящих в заданную продолжительность измерения, равную t_n = Δt+nΔt_n, выдается полученное значение x_n.

Известно и устройство замера производительности скважин, реализующее способ [1], содержащее гидравлический переключатель, расходомер, блок передачи информации, блок вычисления суммарного расхода за данное время измерения, блок вычисления среднего расхода за данное время измерения, блок выдачи достоверного среднего расхода, блок генератора временных интервалов, блок формирования продолжительности текущего испытания, блок вычисления среднего квадратического отклонения среднего арифметического значения расхода, блок хранения предыдущего значения среднего квадратического отклонения и вычисления разности смежных значений средних квадратических отклонений, блок управления режимом измерения, задатчик среднего квадратического отклонения разности средних арифметических.

Сложность подобного способа и устройства измерения очевидна, а выбранный критерий будет эффективен при достаточно большом числе измерений на каждом шаге итераций. При значительном числе скважин, подключенных для поочередного измерения дебита i-й скважины, такой способ обуславливает неоправданно длительное время измерения дебита группы скважин. А если учесть, что для получения истинного x_i потребуется ряд измерений для определения суточного дебита каждой скважины, то применение данного способа вряд ли настоятельно необходимо.

Известен способ измерения продукции скважин, реализуемый в работе устройства [2, 3] и заключающийся в измерении веса подвешенной через датчик усилия герметичной цилиндрической измерительной емкости, периодически наполняемой продукцией поочередно подключаемых скважин, а также известен косвенный способ контроля дебита скважин по потребляемой мощности электропривода, реализуемый устройством [4].

Наиболее существенным недостатком способа, реализуемого устройством [2, 3], является жесткая программа опроса скважин для измерения их дебита.

Недостатком устройства [2, 3] является его приборная перенасыщенность и сложность конструкторского исполнения.

Наиболее близкими техническими решениями (прототипами) к заявляемому способу и устройству являются устройство и реализуемый им способ [5] для измерения дебита нефтяных скважин. Известное устройство-прототип содержит вертикальную цилиндрическую сепарационную емкость с узлом предварительного отбора газа на линии поступления в нее продукции скважины, кран трехходовой с электроприводом, три указателя уровня жидкости, клапан обратный, электрический датчик температуры, электрический датчик давления, контроллер и переключатель скважин.

Способ, реализуемый устройством-прототипом [5] , заключается в поочередном наполнении по заданной программе измерительной емкости отсепарированной продукцией нефтяных скважин и измерении массового расхода по известному времени наполнения емкости, объему мерной емкости и перепаду давления столба жидкости между нижним и верхним уровнями, отсекаемыми датчиками уровня.

Недостатками известных технических решений (способа и устройства) измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин являются:
жесткая заданность программы по очередности и по длительности (времени) опроса при измерении дебита продукции каждой из группы скважин, не учитывающая динамику изменения расхода по каждой скважине в промежутках между единичными циклами измерения.

Таким образом, цель заявляемых объектов (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известным техническим решениям более высоких потребительских свойств путем придания адаптивности при обеспечении, к тому же, возможности оценки технического состояния системы "электропривод - глубинный скважинный насос".

Требуемый технический результат в заявляемом способе, согласно способу-прототипу, заключающемуся в поочередном, по заданной программе, измерении количества жидкости каждой скважины, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность, достигается тем, что при измерении дебита одной из скважин группы по остальным скважинам осуществляют индивидуальное измерение гидравлической мощности глубинного насоса и потребляемой мощности электропривода, при этом, если их отношение К изменяется на величину ΔК ≥ 0,1К (где исходное К заранее определено и индивидуально для каждой конкретной скважины), то скважину с таким отклонением соотношения мощностей подключают на внеочередное измерение ее дебита.

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, требуемый технический результат достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, согласно прототипу содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре, датчики, соответственно, максимально и минимально допустимого уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре, датчик избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения, через обратный клапан, к сборному коллектору нефтепромысла, снабжено дополнительно блоком измерителей активной мощности, входы которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, а выходы подключены к информационным входам контроллера.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ и реализующее его устройство для измерения и контроля дебита нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами предполагает соответствие заявляемых объектов критериям изобретения.

На чертеже приведена принципиальная схема устройства, реализующего адаптивный способ измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин.

Устройство состоит из вертикального мерного резервуара 1 с подводящим патрубком 2 и соответственно отводящими газ и жидкость патрубками 3 и 4; оно содержит также датчик 5 температуры, датчики 6 и 7 минимально и максимально допустимого в резервуаре уровня жидкости, датчик 8 разности гидростатического давления в мерной части резервуара, то есть разности давления по ее высоте Н, заполненном жидкостью до максимально допустимого уровня, датчик 9 избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер 10 с многоканальным входом 11 и выходами 12 и 13, трубопроводы 14, 15 и 16 для подачи в резервуар продукции, выведения газа и слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель 17 скважин и трехходовой кран 18. Кроме того, устройство снабжено блоком измерителей активной мощности 19, входы 20 которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, подключены к информационным входам контроллера.

Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера, то есть программным путем через переключатель скважин производится поочередное подключение нефтяных скважин на замер дебита.

Продукция одной из скважин через переключатель 17 и трубопровод 14 подачи продукции (который может быть оснащен узлом для предварительного отбора газа; этот узел на чертеже не показан), поступает в мерный резервуар 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 18 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в мерном резервуаре 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.

При достижении уровня У_min контроллер, по сигналу датчика 6, фиксирует значение гидростатического давления P₁ столба жидкости в емкости по величине тока I₁ датчика разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t₁.

При достижении уровня жидкости У_max контроллер, по сигналу датчика 7, фиксирует время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р₂ по значению выходного тока I₂.

После окончания процесса наполнения полости мерного резервуара от уровня У_min до уровня У_mах трехходовой электроуправляемый кран 18 по команде с контроллера переключается в положение "слив жидкости", и жидкость начинает вытесняться из мерного резервуара сжатым газом, имеющимся в его мерной части. При этом скважина от мерного резервуара отсечена переключателем по команде контроллера.

Пересчеты фиксируемых контроллером в мерном резервуаре параметров в величину дебита осуществляются по общеизвестным зависимостям.

В случае установки между датчиками нижнего и верхнего уровней промежуточных (на чертеже не показаны) датчиков уровня предоставляется возможность менять объем мерного резервуара, учитывая различную производительность измеряемых скважин.

Одновременно с процессом поочередного опроса и измерения дебита продукции скважин в контроллере непрерывно вычисляется текущее значение соотношения мощностей К по каждой измеряемой скважине, определяемое по формуле

где К - коэффициент, учитывающий кпд электропривода насоса, глубинного скважинного насоса и гидравлический кпд насоса;
N_гидр - гидравлическая мощность, развиваемая глубинным насосом;
N_потр - потребляемая электрическая активная мощность;
P_н (или Н) - перепад давления на насосе (в единицах давления или в метрах столба жидкости соответственно);
Q - расход прокачиваемой жидкости, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с.

В процессе опроса скважин текущее значение К сравнивается в с его численным значением К (по каждой скважине), определенным и занесенным в память контроллера на момент запуска скважины в эксплуатацию. По результату внеочередного (контрольного) измерения дебита конкретной скважины и по результату параллельного измерения потребляемой электроприводом мощности контроллер корректирует накопительный счет добытой продукции и обеспечивает, дополнительно, возможность своевременного обнаружения отклонений в работе насосной установки в целом.

Таким образом, предложенный способ и реализующее его устройство совмещают в себе принцип адаптивного измерения дебита продукции скважин и контроль технического состояния системы "электропривод-насос".

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого адаптивного способа измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин и устройства для его осуществления обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям "изобретения" и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ОПИСАНИЙ ПРЕДЛАГАЕМЫХ ИЗОБРЕТЕНИЙ
1. СССР, а.с. 751977, кл. Е 21 В 47/10, 1976.

2. Патент РФ 2059067, М.кл.⁶ Е 21 В 47/10, 1993.

3. Установка массоизмерительная транспортабельная "АСМА-Т-03-180-300А", 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество "Нефтеавтоматика" (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000.

4. Кричке В. О. Анализатор дебита глубинно-насосной скважины АДС-1 "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", М, ВНИИОЭНГ, 1978, 10. с. 14.

5. Абрамов Г. С. и др. Автоматизированные измерительные установки для измерения дебита нефтяных скважин. НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности", 1-2, 2001, с.16-18, прототип.

Изобретение относится к эксплуатации скважин и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин. Задача изобретения - возможности оценки технического состояния системы "электропривод - глубинный скважинный насос" в процессе добычи. Способ заключается в поочередном, по заданной программе, измерении количества жидкости каждой скважины, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность. Новым является то, что при измерении дебита одной из скважин группы по остальным скважинам осуществляют индивидуальное измерение гидравлической мощности глубинного насоса и потребляемой мощности электропривода, при этом, если их соотношение изменяется на величину ΔK ≥ 0,1К, где К - заранее определенное численное значение для каждой скважины, то скважину с таким отклонением коэффициента К подключают на внеочередное измерение ее дебита. Устройство содержит вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости в сборный коллектор нефтепромысла, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно. Устройство также содержит электрические датчики для контролирования параметров в мерном резервуаре, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан подключен к сборному коллектору нефтепромысла. Устройство снабжено блоком измерителей активной мощности, входы которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, а выходы подключены к информационным входам контроллера. 2 с.п. ф-лы, 1 ил.

1. Адаптивный способ измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин, заключающийся в поочередном по заданной программе измерении количества жидкости каждой скважины, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность, отличающийся тем, что при измерении дебита одной из скважин группы по остальным скважинам осуществляют индивидуальное измерение гидравлической мощности глубинного насоса и потребляемой мощности электропривода, при этом если их соотношение изменяется на величину ΔK ≥0,1К (где К - заранее определенное численное значение для каждой скважины), то скважину с таким отклонением коэффициента К подключают на внеочередное измерение ее дебита. 2. Устройство для измерения и контроля дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции той или иной скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости (в сборный коллектор нефтепромысла), с электрическими датчиками для контролирования в мерном резервуаре температуры, максимально и минимально допустимых уровней жидкости, разности гидростатических давлений в этом резервуаре, заполненном жидкостью до максимально допустимого уровня, датчик избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан подключен к сборному коллектору нефтепромысла, отличающееся тем, что оно снабжено блоком измерителей активной мощности, входы которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, а выходы подключены к информационным входам контроллера.