СИСТЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ КУСТА СКВАЖИН Российский патент 2008 года по МПК E21B47/00 

Описание патента на изобретение RU2338873C2

Изобретение относится к области геофизических методов исследования, а именно исследования продуктивности скважин, и может быть использовано при определении возможного дебета скважин в кусте.

В качестве систем мониторинга продуктивности скважин, объединенных в куст (как группы объектов производства), в России предпочтительно используют системы сепарационного типа, оснащенные переключателем потока. Указанные системы представляют собой различные модификации расходомерных установок "Спутник". Они используют переключатели потоков углеводородов различных скважин для измерений продуктивности каждой из них на кусте в течение определенного периода времени, циклично (по т.н. "жесткому" расписанию). Ранее были предложены различные методы расчета периодов измерений в зависимости от параметров продуктивности скважин (Г.С.Абрамов, А.В.Барычев. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. ОАО "ВНИИОЭНГ", Москва, 2002).

Общеизвестны замерные установки (Нефтепромысловое оборудование. Справочник, М., «Недра», 1990, стр.402-411) по первичному учету продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы. Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной емкости с контрольно-измерительными приборами (КИП), элементами автоматики (А) и управления, содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с элементами КИПиА, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек т.п.).

Эти установки работают в циклическом режиме наполнения-опорожнения мерной сепарационной емкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объем продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем - поочередно, по программе - скважинам группы.

Общими недостатками существующих устройств подобного назначения являются как трудоемкость и материало-, металлоемкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именно цикличность работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами "наполнение - опорожнение" мерной емкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней.

Наиболее близким аналогом заявленной системы можно признать (RU, патент 2265122) устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный резервуар с боковым тангенциальным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также многопозиционный переключатель текучей среды (продукции) с входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически трубопроводом сообщен с резервуаром посредством бокового патрубка последнего, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически трубопроводом сообщен соответственно с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла, расходомер-счетчик газа и расходомер-счетчик жидкости, установленные каждый на соответствующем ему трубопроводе, причем нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости. Тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на корпусе резервуара у перехода его в нижнюю часть конической формы, а между резервуаром и расходомером-счетчиком газа на трубопроводе установлены датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан.

Недостатком известного технического решения следует признать использование расходомеров с малой точностью измерений, что не позволяет быстро реагировать на изменение дебета каждой скважины в кусту, а также малую надежность и информативность измерений.

Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого изобретения, состоит в разработке новой системы мониторинга продуктивности скважин в кусте.

Технический результат, получаемый при реализации системы, состоит в увеличении скорости реагирования на изменение параметров работы скважины при одновременном повышении надежности и информативности измерений.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать систему мониторинга продуктивности скважин в кусту, содержащую расходомеры малой точности, число которых равно количеству контролируемых скважин, размещенных на выходных трубопроводах продукции скважин, блок переключения направления потоков скважин, к входам которого подключены трубопроводы продукции скважин, первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу, второй выход - к входу расходомера высокой точности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу, при этом система дополнительно содержит регулирующее устройство, соединенное с выходами расходомеров и блоком переключения направления потоков. В предпочтительном варианте реализации регулирующее устройство выполнено на базе персонального компьютера, программное обеспечение которого обеспечивает возможность сбора данных о результатах измерений расходомерами малой точности, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами высокой точности, управления перенаправлением потоков, энергоснабжения расходомеров малой точности, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти. Однако возможен вариант реализации регулирующего устройства в виде пульта управления, содержащего средства регистрации данных, характеризующих состояние потока из скважины, а также средства механического управления потоками. Блок переключения направления потоков скважин может быть выполнен, в частности, в виде поворотного гидравлического переключателя или в виде набора двухпозиционных переключателей потока, каждый из которых установлен выходной магистрали одной из скважин с возможностью направления продукции на вход расходомера высокой точности или в магистральный трубопровод. Конструктивное выполнение блока переключателя направления потоков скважин зависит от условий его эксплуатации. Для реализации системы с получением указанного технического результата предложено использовать расходомеры первой совокупности, точность измерения которых составляет примерно 18%, и расходомеры второй совокупности, точность измерения которых составляет примерно 3%.

Предлагаемое техническое решение относится к средствам и способам измерения продуктивности группы нефтегазовых скважин. Такая группа состоит из нескольких скважин, выходящих на поверхность на небольшом расстоянии друг от друга, порядка метра, образуя так называемый куст скважин. Продукция всех скважин поступает, в конечном счете, в одну трубу, таким образом, все скважины на кусте гидродинамически связаны. Продукция скважин представляет собой нефтеводогазовую текучую смесь. Продуктивность скважин измеряют с использованием расходомеров, которые могут быть установлены как на отдельную скважину, так и для измерения продуктивности всего куста.

Разработанная система мониторинга содержит первую совокупность расходомеров, число которых равно количеству скважин в кусту, вторую совокупность расходомеров (расходомеры второй совокупности имеют, как было указано выше, более высокий класс точности и/или более высокое разрешение по сравнению с расходомерами первой совокупности), причем вторая совокупность содержит, по меньшей мере, один подобный расходомер, регулирующее устройство и блок переключения направления потоков. Измерительные линии представляют собой трубопроводы, соединяющие скважины с расходомерами. После прохождения продукции через указанную систему мониторинга продукция всех скважин поступает в один трубопровод для транспортировки далее по технологической линии.

Предлагаемая система мониторинга продуктивности также гарантирует высокое качество измерений продуктивности каждой отдельной скважины. Это достигается за счет того, что расходомеры первой совокупности все же контролируют продуктивность объекта производства, хотя и достаточно грубо (с низким разрешением и/или точностью). Когда же какой-либо расходомер первой совокупности регистрирует существенные изменения продуктивности скважины, расходомер второй совокупности (который характеризуется большими разрешением и/или точностью) переключают для измерения продуктивности именно данной скважины. За счет этого достигается существенное удешевление системы мониторинга продуктивности группы скважин, потому что расходомеры первой совокупности, как правило, гораздо дешевле расходомеров второй совокупности. Кроме того, вторая совокупность может состоять только из одного расходомера. Так же предлагаемая система мониторинга гарантирует то, что существенные изменения продуктивности каждой скважины куста будут быстро зарегистрированы и не приведут к ухудшению точности измерения продуктивности каждой скважины.

Предлагаемая система мониторинга может быть реализована следующим образом (см. фиг.1). На кусте скважин устанавливают расходомеры низкой точности и/или разрешения - по одному на каждую скважину (расходомеры первой совокупности), один расходомер высокого разрешения и/или точности (расходомер второй совокупности), переключатели потока продукции скважин, которые позволяют перенаправлять продукцию любой из скважин куста на вход расходомера второго множества.

Расходомеры первой совокупности - это расходомеры, позволяющие измерять суммарный (нефть + вода + газ) поток, определять водосодержание в потоке и измерять поток газа. Полученная информация позволяет рассчитать содержание нефти в потоке.

Расходомеры второй совокупности - это расходомеры, предпочтительно состоящие из трубки Вентури и гамма плотномера. Расходомеры второй совокупности могут быть устроены по сепарационному принципу. Такие расходомеры позволяют измерять отдельно поток нефти, поток воды и поток газа, проходящие через них.

Регулирующее устройство - это устройство, предназначенное для

- сбора данных о результатах измерений расходомерами первой совокупности,

- синхронизации временных отсчетов и глобального времени,

- хранения данных о результатах измерений,

- сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности,

- управления системой перенаправления потока в соответствии с разработанной методикой,

- энергоснабжения расходомеров первой совокупности,

- осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии,

- сохранения данных в энергонезависимой памяти.

Предлагаемая система мониторинга работает в базовом варианте следующим образом. Расходомеры первой совокупности осуществляют постоянные измерения продуктивности скважин. Когда какой-либо расходомер первой совокупности регистрирует существенные изменения продуктивности скважины (изменение содержания воды или суммарного потока или изменение газосодержания, превышающие допустимый порог изменения), поток продукции этой скважины переключают на расходомер второй совокупности для более точных измерений продуктивности этой скважине. Если же никаких существенных изменений не зафиксировано на скважинах куста в течение достаточно длительного периода времени, расходомер второй совокупности работает в режиме "жесткого расписания". То есть мерит продуктивность каждой скважины на кусте в течение наперед заданного интервала времени циклически, пока расходомерами первой совокупности не будет зафиксировано существенных изменений продуктивности скважин куста (превышающих ранее установленный порог).

В дальнейшем сущность изобретения будет рассмотрена подробнее с использованием графического материала.

Рассматриваемая система контроля продуктивности скважин может быть реализована, в частности, как показано на фиг.1, на примере куста, содержащего N нефтегазовых скважин, а также расходомеры первой совокупности по одному на каждую скважину, трубопроводы для транспортировки текучей продукции скважин (водонефтегазовой смеси), измерительные линии для транспортировки продукции скважин от расходомеров первой совокупности до устройства перенаправления потока, устройство перенаправления продукции, байпас, который предназначен для транспортировки продукции тех скважин, продуктивность которых в данный момент времени не измеряется расходомером второй совокупности, регулирующее устройство, а также линии связи и питания между регулирующим устройством и расходомерами первой совокупности.

Регулирующее устройство на базе персонального компьютера, управляющие выходы которого подключены к входам перенаправления потоков продукции, выполнено с возможностью сбора данных о результатах измерений датчиками расходомеров первой совокупности, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности, управления системой перенаправления потока в соответствии с патентуемой методикой, энергоснабжения расходомеров первой совокупности, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти. Возможности регулирующего устройства заданы введенным в него программным продуктом.

Пороги переключения для устройства перенаправления продукции задают, исходя из параметров работы скважин и/или их продуктивности. Эти параметры могут быть вычислены в процессе моделирования работы системы либо заданы пользователем непосредственно. Моменты и факты перехода контролируемых параметров продуктивности через пороги переключения контролируют с использованием регулирующего устройства.

Расходомеры первой совокупности осуществляют непрерывные измерения продуктивности скважин, на которых они установлены. (Значит, всегда или почти всегда с определенным шагом по времени.)

Расходомер первой совокупности, в частности, может содержать ограничитель потока, который позволяет определить функциональную связь между потоком продукции скважины и ее плотностью. Для этого расходомер дополнительно оснащен датчиком давления продукции перед ограничителем потока и датчиком падения давления при проходе продукции через ограничитель потока. Для определения плотности продукции скважины необходимо определить соотношение потоков нефти, воды и газа в продукции скважин (т.к. плотности чистых нефти, воды и газа обязательно определяют отдельно в ходе лабораторных исследований и известны). Для определения этого соотношения прибор должен быть оснащен датчиком содержания воды в продукции. Также на газовыкидной линии скважины может быть установлен (а может и не быть установлен) датчик расхода газа. По газовыкидной линии на поверхность поступает частично отсепарированный газ. (Частично, потому что эта сепарация происходит на существенной глубине и при высокой температуре в сепараторе электроцентробежного насоса.) Так как газ из газовыкидной линии смешивается с остальной продукцией скважины, то измерения датчика расхода газа должны рассматриваться как нижняя граница значения содержания газа в потоке продукции. Когда расходомер второй совокупности подключают для измерения продуктивности какой-либо скважины, то этим уточняют соотношения компонентов продукции на этой скважине. Все датчики используемого устройства имеют средства передачи данных в линию связи с регулирующим устройством.

В ходе измерений продуктивности какой-либо скважины расходомером второй совокупности соответствующий расходомер первой совокупности калибруют. То есть проверяют и устанавливают нули датчика обводненности и датчика расхода газа.

Регулирующее устройство собирает информацию о состоянии объектов производства и управляет устройством для перенаправления продукции по следующему алгоритму: Если ни один из расходомеров первой совокупности не регистрирует переход контролируемых параметров через пороги переключения, расходомер второй совокупности осуществляет контроль продуктивности скважин куста по заранее заданному циклическому расписанию. Если какой-либо из расходомеров первой совокупности регистрирует переход контролируемых параметров через порог переключения, расходомер второй совокупности переключают для измерения параметров продуктивности скважины, на которой зарегистрирован переход через порог переключения.

Предложенное решение задачи мониторинга продуктивности группы скважин (объектов производства) основано фундаментально на теореме Шеннона. Суть теоремы состоит в том, что, если значения некой функции всюду неизвестны, за исключением некоторого множества случайных точек, то, увеличивая это множество, можно восстановить значения функции на всей области определения, по крайней мере, в смысле сходимости частичных интегральных сумм. В целом упомянутая теорема достаточно очевидна. Способ реализации предлагаемой системы мониторинга является, по сути, методикой выбора (момента времени) и получения точек, где значения неизвестной функции измеряются напрямую с большой точностью и/или разрешением. Кроме того, постоянно производятся измерения с меньшим или равным разрешением и/или точностью. (Здесь постоянно значит "почти всегда или всегда".)

Для иллюстрации эффективности предлагаемой системы была численно смоделирована работа двух систем мониторинга продуктивности скважин куста. Первая система представляла собой систему, изображенную на фиг.1, и работала по предлагаемой методике. Вторая система состояла исключительно из расходомеров первой совокупности, которые осуществляли измерения постоянно. Работу систем моделировали для одинаковых наборов данных, полученных при мониторинге продуктивности реально работающих скважин. Это нефтяные скважины западносибирских месторождений. В ходе экспериментов менялось разрешение расходомеров первой совокупности (обозначено δFM на графиках). Результат работы первой системы представлен на фиг.2. Результат моделирования второй системы иллюстрирует график на фиг.3. Вертикальная ось на графиках - это относительная ошибка измерений продуктивности скважин относительно начальных данных о продуктивности. Видно, что для достижения настолько же малой ошибки в первой системе могут применяться расходомеры первой совокупности на порядок меньшего разрешения, чем во второй системе. Учитывая специфику и стоимость расходомеров, применяемых для контроля продуктивности нефтяных скважин, разница в цене этих расходомеров может составлять тысячи процентов.

Горизонтальные оси графиков на фиг.2 и фиг.3 - это количество информации, собранной системами мониторинга в ходе работы. Очевидно, что чем больше собрано информации, тем меньше ошибка измерений.

Таким образом, задача мониторинга группы объектов производства может быть поставлена шире, чем просто задача о повышении точности измерений. Эта задача может быть сформулирована как задача повышения информативности измерений. Действительно, если среди множества контролируемых объектов есть такие, продуктивность которых практически не меняется с течением времени, то частые высокоточные измерения на этих объектах производить нецелесообразно, или иными словами, неинформативно. Тогда, измерительные приборы второй совокупности должны применяться для измерений продуктивности более нестабильных объектов.

Более строгая формулировка задачи информативности измерений звучит следующим образом. Пусть объект производства, продуктивность которого меняется, является источником информации. (Причем наиболее адекватным определением количества информации здесь и далее является т.н. вероятностный подход по Колмогорову - [А.Н.Колмогоров. Три подхода к определению понятия "количество информации". Новое в жизни, науке и технике. Серия "Математика и кибернетика", Янв. 1991, стр.24-29].) В этом случае система мониторинга продуктивности является "приемником" информации. Рассмотрим формулу

где

ΔtFM - период времени между измерениями,

δFM - разрешение измерительных приборов первой или второй групп в зависимости от того, какой прибор наибольшего разрешения осуществляет измерения в данный момент времени t на данном объекте производства,

- поток информации, принимаемый системой мониторинга,

Ir(t, δ, Δt) - поток информации от объекта производства. Потоки информации обладают тремя весьма важными свойствами. Они всегда измеримы; слабо стремятся к нулю для объектов производства, производительность которых стремится к константе; чем выше разрешение и/или точность измерений, тем обычно больше поток информации.

η(t, δFM) - функция восприимчивости системы мониторинга к информации. 0≤η(t, δFM)≤1, так как ввиду очевидных технических ограничений прибор второго множества не всегда может быть переключен для измерений продуктивности определенного объекта производства ввиду занятости, а также эти переключения не могут производиться мгновенно. Значение данной функции может быть оценено с помощью формул Эрланга из теории массового обслуживания - [А.Я.Хинчин, под ред. Б.В.Гнеденко. Работы по математической теории массового обслуживания. Государственное издательство физико-математической литературы, Москва, 1963, стр.199-208]. В процессе моделирования патентуемой методики значения η(t, δFM) колебались в диапазоне 0.98...1,

δ - заранее заданное разрешение, с которым необходимо осуществлять мониторинг объекта производства.

dI - потери информации, которые неизбежно возникают.

Как показали результаты моделирования работы предлагаемой системы и существующих систем мониторинга типа "Спутник", именно dI является основной характеристикой работы системы мониторинга, потому что напрямую связано с точностью измерений продуктивности каждой отдельной скважины. (Такие величины, как δFM, при этом имеют второстепенное значение - см. фиг.2, 3.) По результатам проведенного моделирования коэффициент корреляции между dI и ошибкой измерений составляет примерно 80% - см., например, фиг.4.

Приведенный подход к формулировке задачи контроля продуктивности группы объектов производства (как задачи определения информативности) позволяет объяснить полученный результат. Кроме того, предложенная постановка задачи и способ расчета (представленный формулой 1) может быть применен для оценки эффективности любых систем группового мониторинга независимо от конструкции измерительных приборов и строения самой системы. Для этого достаточно (в ходе численного эксперимента, например) определить вид связи между потерями информации и ошибками определения параметров продуктивности.

Предлагаемая система направлена на то, чтобы по возможности максимизировать δFM в каждый момент времени и для каждой скважины, добиваясь при этом оптимизации использования расходомеров второй совокупности и наименьшего значения dI, т.е. наименьшей ошибки измерений производительности скважин.

Итак, предлагаемая система мониторинга позволяет оптимизировать использование расходомеров различного разрешения и/или точности для контроля продуктивности группы скважин и каждой конкретной скважины в этой группе. При этом достигается существенное удешевление всей системы мониторинга продуктивности без сколько-нибудь значительного ухудшения точности измерения параметров продуктивности. Примеры реализации работы системы:

Пусть система мониторинга смонтирована, как показано на фиг.1. Количество скважин (1-3) N=3. Изначально продуктивность скважин (1-3), измеренная расходомерами 4-6 первой совокупности на трубопроводах 8 (водосодержание = поток воды / (поток воды + поток нефти) * 100%):

№ скважиныПоток нефти, м3/деньПоток газа, м3/деньВодосодержание, %1505002021002000153200100050

Пороги переключения для всех скважин установлены в 10% от первоначальной продуктивности. Расходомер 9 второй совокупности измеряет продуктивности всех скважин на кусте циклически, т.е. по 2 дня на каждой скважине.

1. В определенный момент времени обводненность продукции скважины 1 становится равной 21%. Так как порог переключения не перейден (+5%), то расходомер 9 второй совокупности продолжает циклические измерения.

2. В определенный момент времени поток нефти из скважины 2 становится равным 80 м3/день (-20%). Так как порог переключения перейден, то (если в этот момент не так) переключатель 7 для перенаправления продукции переключает измерительную линию 5 скважины 2 на вход расходомера 9 второй совокупности. Нефть скважин 1 и 3 по байпасу 11 поступает в магистральный трубопровод 13. Все параметры продуктивности скважины 2 уточняют за время, достаточное для измерений.

3. Если в это время уточнения параметров продуктивности скважины 2 в примере 2 происходят переходы через пороги переключения на скважинах 1 и 3, то расходомер 9 второй совокупности переключают на скважину 3 для уточнения, а затем для уточнения на скважину 1, так как продуктивность (по нефти) скважины 3 выше (дополнительное условие работы блока 7 переключения).

4. В определенный момент времени поток газа из скважины 3 становится равным 1200 м3/день (+20%). Так как порог переключения перейден, то (если в этот момент не так) переключатель 7 для перенаправления продукции переключает измерительную линию 10 скважины 3 на вход расходомера 8 второй совокупности. Все параметры продуктивности скважины 3 уточняют за время, достаточное для измерений.

5. В процессе измерений все данные от расходомеров 4-6 первой совокупности, переключателя 7 и расходомера 9 второй совокупности поступают в регулирующее устройство 12, а оттуда по линии 14 в систему коммуникаций общего пользования.

После уточнения производительности какой-либо из скважин пороги переключения вычисляют в процентах относительно новых, уточненных данных о продуктивности.

Похожие патенты RU2338873C2

название год авторы номер документа
СИСТЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГРУППЫ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОДНОГО РАСХОДОМЕРА 2006
  • Ломухин Александр Юрьевич
  • Ульянов Владимир Николаевич
  • Богущ Александр Владимирович
  • Коркин Роман Владимирович
RU2338874C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ГРУППЫ СКВАЖИН 2006
  • Ломухин Александр Юрьевич
  • Ульянов Владимир Николаевич
  • Богуш Александр Владимирович
  • Коркин Роман Владимирович
RU2344288C2
СИСТЕМА ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИНЫ НА ЧИСТУЮ НЕФТЬ И ГАЗ 2013
  • Генри Манус П.
  • Казимиро Ричард П.
RU2577257C2
СПОСОБ ОБУСТРОЙСТВА КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 2011
  • Абрамов Генрих Саакович
  • Дубовой Валентин Иванович
RU2482265C2
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА С ПРИМЕНЕНИЕМ ОДНОГО ВЫСОКОАКТИВНОГО И ОДНОГО ИЛИ БОЛЕЕ НИЗКОАКТИВНЫХ РАДИОАКТИВНЫХ ИСТОЧНИКОВ 2009
  • Коркин Роман Владимирович
RU2477790C2
СИСТЕМА ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ГРУППЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2017
  • Кашаев Рустем Султанхамитович
  • Козелков Олег Владимирович
RU2681738C1
СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННЫМ МАССОВЫМ РАСХОДОМ ЖИДКОСТИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 2013
  • Абрамов Генрих Саакович
RU2521623C1
СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННОЙ ОБЪЕМНОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 2013
  • Абрамов Генрих Саакович
RU2531500C1
Способ индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин и система для его осуществления 2018
  • Тарасов Михаил Юрьевич
  • Фахретдинов Искандер Закарьевич
RU2678736C1
СИСТЕМА И СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ КУСТА СКВАЖИН 2011
  • Хан Владимир Константинович
RU2571162C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 338 873 C2

Реферат патента 2008 года СИСТЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ КУСТА СКВАЖИН

Изобретение относится к области геофизических методов исследования, а именно исследования продуктивности скважин, и может быть использовано при определении возможного дебита скважин в кусте. Обеспечивает повышение надежности и информативности измерений системы за счет увеличения скорости реагирования на изменение параметров работы скважины. Сущность изобретения: система включает расходомеры, размещенные на трубопроводах продукции скважин, а также блок переключения направления потоков скважин. Согласно изобретению система содержит расходомеры первой совокупности в количестве, равном количеству контролируемых скважин, которые размещены на выходных трубопроводах продукции скважин и имеют возможность постоянных измерений продуктивности этих скважин. Предусмотрен расходомер второй совокупности, по меньшей мере один, имеющий возможность циклических измерений продуктивности скважин в течение наперед заданного времени, пока какой-либо расходомер первой совокупности не зафиксирует изменений продуктивности скважин, превышающих ранее установленный порог. Имеется блок переключения направления потоков скважин, к входам которого подключены трубопроводы продукции скважин. Первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу. Второй выход подключен к входу расходомера второй совокупности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу. При этом система дополнительно содержит регулирующее устройство, соединенное с выходами расходомеров, блоком переключения направления потоков и выполненное с возможностью сбора данных о результатах измерений расходомерами первой совокупности, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности и управления блоком переключения направления потоков при регистрации каким-либо расходомером первой совокупности перехода продуктивности скважин через установленный порог. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

Формула изобретения RU 2 338 873 C2

1. Система определения продуктивности куста скважин, содержащая расходомеры, размещенные на трубопроводах продукции скважин, а также блок переключения направления потоков скважин, отличающаяся тем, что она содержит расходомеры первой совокупности в количестве, равном количеству контролируемых скважин, которые размещены на выходных трубопроводах продукции скважин и имеют возможность постоянных измерений продуктивности этих скважин, и расходомер второй совокупности, по меньшей мере один, имеющий возможность циклических измерений продуктивности скважин в течение наперед заданного времени, пока какой-либо расходомер первой совокупности не зафиксирует изменений продуктивности скважин, превышающих ранее установленный порог, блок переключения направления потоков скважин, к входам которого подключены трубопроводы продукции скважин, первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу, второй выход - к входу расходомера второй совокупности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу, при этом система дополнительно содержит регулирующее устройство, соединенное с выходами расходомеров, блоком переключения направления потоков и выполненное с возможностью сбора данных о результатах измерений расходомерами первой совокупности, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности и управления блоком переключения направления потоков при регистрации каким-либо расходомером первой совокупности перехода продуктивности скважин через установленный порог.2. Система по п.1, отличающаяся тем, что регулирующее устройство выполнено с возможностью синхронизации временных отсчетов и глобального времени, энергоснабжения расходомеров малой точности, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти.3. Система по п.1, отличающаяся тем, что блок переключения направления потоков скважин выполнен в виде поворотного гидравлического переключателя.4. Система по п.1, отличающаяся тем, что блок переключения направления потоков скважин выполнен в виде набора двухпозиционных переключателей потока, каждый из которых установлен на выходной магистрали одной из скважин с возможностью направления продукции на вход расходомера высокой точности или в магистральный трубопровод.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2338873C2

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 2003
  • Абрамов Г.С.
  • Барычев А.В.
  • Плюснин Д.В.
RU2265122C2
Турбина внутреннего горения 1934
  • Шпольский А.К.
SU44743A1
Комбинированная машина для теребления и очесывания головок льна 1933
  • Меньшиков Н.П.
SU40077A1
Способ окрашивания изделий из меди для ее сплавов 1933
  • Эйдлин А.Л.
SU36124A1
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1996
  • Роберт Е. Даттон
RU2168011C2
УСТАНОВКА ОПЕРАТИВНОГО УЧЕТА НЕФТИ 2001
  • Гильманов А.А.
  • Гребенников В.Н.
  • Ельцов И.Д.
  • Инюшин Н.В.
  • Лейфрид А.В.
  • Павлов Г.А.
RU2208158C1
RU 5029482 A, 09.07.1991
ГРИЦЕНКО А.И
и др
Руководство по исследованию скважин
- М.: Наука, 1985, с.17, 499, 503.

RU 2 338 873 C2

Авторы

Ломухин Александр Юрьевич

Ульянов Владимир Николаевич

Якимов Михаил Николаевич

Даты

2008-11-20Публикация

2006-11-07Подача