СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННЫМ МАССОВЫМ РАСХОДОМ ЖИДКОСТИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2014 года по МПК E21B47/10 G01F1/74 

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

Известен способ идентификации скважины с измененным массовым расходом продукции куста нефтяных скважин, заключающийся в измерении на групповой замерной установке, поочередно для каждой скважины куста скважин за фиксированный интервал времени, расходных параметров скважины: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жi, объемного расхода свободного газа Q_гi и массового расхода сырой нефти М_нi, а также в одновременном непрерывном измерении интегральных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи и объемного расхода газа Q_ги, реализованный на установке для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащей групповую замерную установку, выход которой подсоединен к промежуточному трубопроводу-коллектору. Вторым концом трубопровод-коллектор подсоединен к боковому патрубку дополнительного вертикального резервуара-сепаратора, верхний и нижний патрубки которого соединены с дополнительными трубопроводами отведения попутного газа и жидкости с установленными на них, соответственно, преобразователем объемного расходомера-счетчика газа и массовым расходомером-счетчиком жидкости, при этом вторые концы дополнительных трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости соединены через обратный клапан с нефтесборным коллектором (Патент РФ №115824, публ. 10.05.2012).

В данном устройстве наличие дополнительных преобразователей объемного расходомера-счетчика газа и массового расходомера-счетчика жидкости для измерения интегральных расходов группы скважин по жидкости и газу позволяет повысить надежность измерений дебита нефтяных скважин за счет дублирования измерений, обеспечивает возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов дискретных измерений дебитов с результатами мгновенных измерений интегральных дебитов с использованием расходомеров-счетчиков жидкости и газа. Реализуемый данной установкой способ позволяет быстро зафиксировать уменьшение суммарного расхода по жидкости куста нефтяных скважин, поскольку по этому параметру производится непрерывный мониторинг, и оперативно отреагировать на данное отклонение, а именно произвести визуальный осмотр скважин непосредственно на кусте и выявить из них скважину с измененным режимом работы.

Таким образом, в известном способе изменение суммарного расхода жидкости куста скважин дает оператору лишь сигнал об изменении режима работы одной из скважин, но не дает расшифровку этого сигнала, не идентифицирует конкретную скважину с нарушенным режимом работы.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому способу является способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе бессепарационного расходомера, например мультифазного, суммарных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи и объемного расхода газа Q_ги, причем все добывающие скважины подключают к промежуточному нефтесборному коллектору через переключатель нефтяных скважин с возможностью отвода продукции каждой скважины куста нефтяных скважин через байпасный трубопровод в обход бессепарационного расходомера.

В данном способе контроллером, по встроенной в него специальной программе, осуществляется мониторинг разностей суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов (по нефти, газу и воде), измеренных, соответственно, групповой замерной установкой (метод дискретных измерений) и мультифазным расходомером (метод непрерывных измерений), и по отклонению разностей дебитов за пределы заданных в контроллере уставок (по нефти, газу и воде) оператором принимается то или иное решение в отношении изменения массового расхода скважин (Заявка №2011134553/03(051192), решение о выдаче патента на изобретение от 10.01.2013).

Данный способ позволяет выявить нарушения рабочих режимов эксплуатации нефтяных скважин куста (группы) нефтяных скважин, используя результаты дискретных (ГЗУ) и непрерывных (мультифазный расходомер) измерений, однако, он также имеет существенный недостаток, который заключается, во-первых, в том, что он не дает возможности идентифицировать конкретную скважину с нарушенным режимом работы, а во-вторых, данный способ не дает возможности, или, по крайней мере, затрудняет определение характера (причины) нарушения этого режима работы.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является обеспечение возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.

Технический результат достигается тем, что в способе идентификации скважины с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин, заключающимся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе бессепарационного расходомера, например мультифазного, суммарных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи и объемного расхода газа Q_ги, причем все добывающие скважины подключают к промежуточному нефтесборному коллектору через переключатель нефтяных скважин с возможностью отвода продукции каждой скважины куста нефтяных скважин через байпасный трубопровод в обход бессепарационного расходомера, непрерывно вычисляют численное значение коэффициента $$K_{и}=\frac{\Delta M_{жи}}{\Delta Q_{ги}}$$ , где ΔМ_жи и ΔQ_ги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин $${\overline{M}}_{жи}$$ и $${\overline{Q}}_{ги}$$ , сравнивают вычисленные значения К_и с его предварительно заданным в диапазоне допустимых отклонений значением ±ΔК_и и, в случае отклонения К_и от заданных значений, путем поочередного переключения отвода продукции каждой из скважин в байпасный трубопровод, измеряют суммарный массовый расход жидкости М_жи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Q_ги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi=М_жи-М_жи(n-1), объемный расход свободного газа Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и коэффициент $$K_i=\frac{M_{жi}}{Q_{гi}}$$ , после чего сравнивают численные значения коэффициентов К_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К_i одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_и.

В дополнение к этому, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К_и за пределы заданных уставок ±ΔК_и с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, данные текущие численные значения К_i и К_и принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔК_и.

Непрерывное определение отношения суммарных расходных параметров: массового расхода жидкости к объемному расхода газа, сравнение этих значений в каждый момент времени с предварительно заданным его значением, и, при наличии отклонения от заданных значений, измерение суммарного массового расхода жидкости М_жи(n-1) и суммарного объемного расхода свободного газа Q_ги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисление по каждой скважине массового расхода жидкости М_жi, объемного расхода свободного газа Q_гi и коэффициента $$K_i=\frac{M_{жi}}{Q_{гi}}$$ и идентификация скважины с измененным расходом по признаку минимальной разности между численными значениями коэффициентов K_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и позволяет идентифицировать скважину с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.

На чертеже приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита куста нефтяных скважин, реализующего предлагаемый способ.

В данном устройстве для измерения дебита нефтяных скважин все скважины куста нефтяных скважин 1 подсоединены к промежуточному нефтесборному коллектору 2 через многоходовый переключатель 3 скважин (ПСМ). С помощью байпасного трубопровода 4 имеется возможность посредством переключателя скважин 3 подключить выход каждой из скважин куста 1 в обход бессепарационного, например мультифазного, расходомера 5, установленного в комплекте с контроллером (не показан) на промежуточном нефтесборном коллекторе 2, который, в свою очередь, через обратный клапан 6 присоеденен к нефтесборному коллектору (на чертеже не показан).

В процессе работы данного устройства мультифазный расходомер 5, установленный на выходе промежуточного нефтесборного коллектора 4, осуществляет непрерывный мониторинг (измерения) суммарных (по кусту нефтяных скважин) расходных параметров по жидкости (водонефтяной смеси М_жи) и по объемному расходу свободного газа Q_ги. Измерения производятся, соответственно, в единицах массы и объема.

Интегральная оценка массового расхода жидкости, полученная с помощью непрерывных измерений, позволяет мгновенно отметить факт изменения режима работы какой-либо из скважин. Для определения тех или иных отклонений в режиме работы какой-то скважины куста нефтяных скважин естественно предположить, что это отклонение отразится прежде всего на изменении какого-либо интегрального показателя куста нефтяных скважин, например, суммарного массового расхода жидкости М_жи. Естественно предположить также, что это изменение должно быть больше, чем предельная погрешность его (расхода) измерения. Очевидно также, что при снижении массового расхода жидкости М_жi одной скважины при постоянной обводненности (W_ж=Const) изменится массовый расход нефти M_нi этой скважины и соответственно изменится расход свободного газа Q_гi.

Пусть по каждой скважине куста нефтяных скважин нам известны (измерены) следующие суточные расходные параметры: М_жi, Q_гi, M_нi, и K_i, где К_i определяется по формуле:

$${\text{K}}_{\text{i}}={\text{M}}_{\text{жi}}{\text{/Q}}_{\text{гi}}\text{. }\text{(1)}$$

Предположим, что на одной из скважин куста нефтяных скважин снизился массовый расход по жидкости на величину ΔМ_жi, тогда на эту же величину соответственно изменится и суммарный массовый расход жидкости М_жи в соответствии с формулой:

$${\text{M}}_{\text{æè}}{}_{\text{/изì}}={М}_{\text{æè}}\text{ - }\Delta {\text{M}}_{\text{жi}}\text{. }\text{(2)}$$

Известно, что при условии W_ж=Const снижение массового расхода жидкости на скважине повлечет за собой уменьшение массового расхода нефти в соответствии с формулой (см., например, Научно-технический журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - №11. - С.4-19):

$$M_{нi}=M_{жi}\cdot (1-W\frac{{\rho }_{в}}{{\rho }_{ж}}),\left(3\right)$$

где ρ_в и ρ_ж - соответственно плотности воды и жидкости.

Изменение массового расхода нефти скважины, в свою очередь, приведет и к снижению величины Q_гi скважины, так как:

$$Q_{гi(p)}=M_{но}{Г}_{св}\frac{P_0}{P_p},\left(4\right)$$

где Q_гi(p) - расход газа в рабочих условиях; М_но - массовый расход нефти в нормальных условиях; Г_св - объем свободного газа/на тонну нефти; Р₀ и Р_р - давление, соответственно в нормальных и рабочих условиях.

Имея численное значение ΔМ_жi и используя формулы (3) и (4), определяют (вычисляют) отклонения по суммарным расходным параметрам куста нефтяных скважин Q_ги и М_ни, соответственно по газу и по нефти. В целом, по кусту нефтяных скважин, эти отклонения будут равны ΔМ_жи, ΔQ_ги и ΔМ_ни, а новые интегральные расходные параметры будут соответственно определяться(вычисляться) по формулам:

$${\text{M}}_{\text{жи/н}}=M_{жи}-\Delta M_{жи};\left(5\right)$$

$$Q_{\text{ги/н}}=Q_{ги}-\Delta Q_{ги};\left(6\right)$$

$${\text{M}}_{\text{ни/н}}=M_{ни}-\Delta M_{ни}.\left(7\right)$$

Таким образом, способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин осуществляется следующим образом.

По кусту нефтяных скважин вычисляется и запоминается (с помощью контроллера) численное значение коэффициента $$K_{и}=\frac{\Delta M_{жи}}{\Delta Q_{ги}}$$ , где ΔМ_жи и ΔQ_ги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин $${\overline{M}}_{жи}$$ и $${\overline{Q}}_{ги}$$ , в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±ΔК_и вычисляется и запоминается массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi и объемный расход свободного газа Q_гi каждой скважины, соответственно по формулам М_жi=М_жи-М_жи(n-1) и Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1), где n - число скважин в кусте; М_жи(n-1) и Q_гu(n-1), соответственно, суммарный массовый расход жидкости и суммарный объемный расход свободного газа, измеренных в режиме байпасирования по (n-1) скважинам. Далее вычисляется и запоминается (с помощью контроллера) по каждой скважине куста нефтяных скважин численное значение коэффициента $$K_i=\frac{M_{жi}}{Q_{гi}}$$ , сравниваются численные значения коэффициентов K_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и. Скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением K_i одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_и.

После того как скважина с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицирована, численное значение коэффициента К_i (данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение К_и принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔК_и.

Предлагаемый способ, используя признак изменения суммарной оценки массового расхода жидкости куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента К_и за пределы заданных уставок ±ΔК_и, обеспечивает возможность идентификации скважины с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.

Также непрерывные измерения и вычисления интегральных расходных показателей по жидкости, свободному газу (М_жи, Q_ги) и по коэффициенту К_и позволяют программным путем отслеживать тренды этих показателей и по их виду следить за динамикой их изменения с целью прогнозирования (экстраполяции) нарушения режима эксплуатации куста нефтяных скважин.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат заключается в возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин. Способ заключается в непрерывном мониторинге суммарных массового расхода жидкости М_жи и объемного расхода газа Q_ги и вычислении коэффициента $$K_{и}=\frac{\Delta M_{жи}}{\Delta Q_{ги}}$$ , где ΔМ_жи и ΔQ_ги соответственно разности предыдущих (запомненных) и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин $${\overline{M}}_{жи}$$ и $${\overline{Q}}_{ги}$$ . В случае отклонения численного значения К_и за пределы от заданных значений измеряют суммарный массовый расход жидкости М_жи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Q_ги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi=М_жи-M_(n-1), объемный расход свободного газа Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и коэффициент $$K_i=\frac{M_{жi}}{Q_{гi}}$$ , после чего сравнивают численные значения коэффициентов K_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением K_i одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_и. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе бессепарационного расходомера, например, мультифазного, суммарных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи и объемного расхода газа Q_ги, причем все добывающие скважины подключают к промежуточному нефтесборному коллектору через переключатель нефтяных скважин с возможностью отвода продукции каждой скважины куста нефтяных скважин через байпасный трубопровод в обход бессепарационного расходомера, отличающийся тем, что непрерывно вычисляют численное значение коэффициента $$K_{и}=\frac{\Delta M_{жи}}{\Delta Q_{ги}}$$ , где ΔМ_жи и ΔQ_ги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин $${\overline{M}}_{жи}$$ и $${\overline{Q}}_{ги}$$ , сравнивают вычисленные значения К_и с его предварительно заданным в диапазоне допустимых отклонений значением ±ΔК_и и, в случае отклонения К_и от заданных значений, путем поочередного переключения отвода продукции каждой из скважин в байпасный трубопровод, измеряют суммарный массовый расход жидкости М_жи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Q_ги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi=М_жи-M_жи(n-1), объемный расход свободного газа Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и коэффициент $$K_i=\frac{M_{жi}}{Q_{гi}}$$ , после чего сравнивают численные значения коэффициентов К_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К_i одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_и.

2. Способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К_и за пределы его допустимых значений ±ΔK_и с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, численное значение коэффициента К_i (данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение К_и принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔК_и.