СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННОЙ ОБЪЕМНОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ 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.

Известны [1] методы изучения технического состояния скважин, а также методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, которые относятся к промысловой геофизике. Геофизические методы целенаправленно решают вопросы исследования эксплуатационных скважин и являются основным источником информации об изменении режимов работы нефтедобывающих скважин, о процессе разработки нефтяных и газовых месторождений.

В то же время, частично эту информацию, в какой-то мере, могут поставлять информационно-измерительные системы, и в частности, [2…4] автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) с различной степенью их комплектации [5…7], применяемые в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях. Одну из задач, например, задачу идентификации скважины из группы скважин с резким изменением режима работы можно решить с помощью АГЗУ по ее производительности по жидкости и по остаточному (свободному) газу.

В независимости от конструкторского исполнения АГЗУ и методов измерения, реализуемых ими, общим для них является дискретный характер измерения с переключением каждой скважины из группы скважин для опроса, причем, на время измерения продукции одной скважины все другие скважины подключаются напрямую к сборному нефтяному коллектору.

При условиях: время измерения дебита продукции одной скважины 2 часа, число скважин в одном кусте 8…14 одну скважину, в лучшем случае, можно опросить один раз в сутки. Естественно, при возникновении на какой-либо скважине аварийной ситуации, или, скажем, изменении ее режима работы, необходимая информация придет на диспетчерский пульт с запаздыванием. Таким образом, идентификация конкретной скважины с измененным режимом работы в худшем случае произойдет только через 24 часа, что является существенным недостатком сепарационных АГЗУ. Естественно, говорить об оперативном вмешательстве в процесс измерения, контроля и транспорта нефти куста нефтяных скважин не приходится.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому способу является способ идентификации скважины с измененной обводненностью куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении всех добывающих скважин куста нефтяных скважин 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) и объемного расхода газа, 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 [8].

Данный способ позволяет выявить нарушения рабочих режимов эксплуатации нефтяных скважин куста нефтяных скважин, используя результаты дискретных (ГЗУ) и непрерывных (мультифазный расходомер) измерений, тем не менее, он также имеет существенный недостаток, который заключается, во-первых, в том, что он не дает возможности идентифицировать конкретную скважину с нарушенным режимом работы (в части изменения объемной обводненности), 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 оперативное обеспечение возможности идентификации скважины с измененной обводненностью куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.

Технический результат достигается тем, что в способе идентификации скважины с измененной обводненностью куста нефтяных скважин, заключающемся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе поточного влагомера и бессепарационного расходомера, например, мультифазного, суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи, объемного расхода газа Q_ги и объемной обводненности W_жи, 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 поточного влагомера и бессепарационного (в комплекте с контроллером) расходомера, по кусту нефтяных скважин непрерывно вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) численное значение коэффициента

$$K_{г/ви}=\mathrm{0,01}\frac{\Delta Q_{ги}}{\Delta W_{жи}}$$ ,

где ΔQ_ги и ΔW_жи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа $${\overline{Q}}_{ги}$$ и объемной обводненности $${\overline{W}}_{жи}$$ , в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) расходные параметры, а именно, массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi, объемный расход газа Q_гi и объемную обводненность W_жi каждой скважины соответственно по формулам: М_жi=М_жи-М_жи(n-1); Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и W_жi =W_жи-W_жи(n-1), где: n - число скважин в кусте; М_жи(n-1), Q_ги(n-1) и W_жи(n-1) - соответственно, суммарный массовый расход жидкости; суммарный объемный расход свободного газа и суммарная объемная обводненность, измеренные в режиме байпасирования по (n-1) скважинам, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) по каждой скважине куста нефтяных скважин численное значение коэффициента $$K_{г/вi}=\frac{Q_{гi}}{100-W_{жi}}$$ , сравнивают численные значения коэффициентов К_г/вi, по каждой скважине с текущим численным значением К_г/ви, а скважину с измененным численным значением объемной обводненности W_жi идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К_г/вi одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_г/ви.

В дополнение к этому, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К_г/ви за пределы заданных уставок ±Δ К_г/ви с последующей идентификацией i-той скважины с измененной объемной обводненностью, численные значения коэффициентов К_г/вi (данной скважины) и соответственно К_г/ви принимают в качестве предварительно заданных с сохранением численного значения уставки ±ΔК_г/ви.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ идентификации одной из скважин куста нефтяных скважин по признаку изменения объемной обводненности куста нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям изобретения.

В данном устройстве (см. чертеж) 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 скважины куста 1 нефтяных скважин в обход поточного влагомера 5 и бессепарационного, например мультифазного, расходомера 6 в комплекте с контроллером (не показан), установленных на промежуточном нефтесборном коллекторе 2, который, в свою очередь, через обратный клапан 7 присоединен к нефтесборному коллектору 8.

Устройство работает следующим образом. Установленные на промежуточном нефтесборном коллекторе 2 поточный влагомер 5 и мультифазный расходомер 6 осуществляют непрерывный мониторинг (измерения) суммарных (по кусту нефтяных скважин) расходных параметров соответственно по объемной обводненности, по водонефтяной смеси и по свободному газу. Измерения производятся, соответственно, в единицах объема (обводненность и газ) и массы (водонефтяная смесь, нефть). Вместе с тем, ПСМ допускает такой режим работы, при котором каждая скважина куста нефтяных скважин 1 может быть подключена посредством байпасного трубопровода 4 непосредственно к нефтесборному коллектору 8 через обратный клапан 7, а продукция остальных скважин поступает на вход промежуточного трубопровода-коллектора 3 и далее через поточный влагомер 5, бессепарационный расходомер 6 и обратный клапан 7 - в нефтесборный коллектор 8.

Непрерывные измерения (мониторинг) суммарного дебита группы скважин позволят осуществить оперативный контроль технического состояния эксплуатируемых скважин. Например, резкое уменьшение суммарного дебита может с большей вероятностью свидетельствовать о выходе из строя одной из скважин. Самое же главное, отметим еще раз тот факт, что при наличии оценки объемной обводненности, полученной с помощью непрерывных мгновенных измерений, оперативно отмечается факт изменения режима работы, но только, обезличенной скважины, которую и нужно идентифицировать.

Для определения тех или иных отклонений в режиме работы одной из скважин куста нефтяных скважин естественно предположить, что это отклонение скажется прежде всего на изменении какого-либо интегрального показателя куста нефтяных скважин, например, объемной обводненности. Пусть это изменение измерено (зафиксировано) влагомером, установленным на промежуточном нефтесборном коллекторе, с абсолютной погрешностью ΔW_жи=±1,0%, тогда, учитывая число скважин в кусте (не менее 8-ми), изменение объемной обводненности одной скважины W_жi должно составлять ориентировочно 10%. При наличии такой обводненности одной из скважин, очевидно, что на выходе куста нефтяных скважин практически незначительно изменится массовый расход смеси, но произойдут заметные изменения массовых расходов воды и нефти и соответственно изменится объемный расход свободного газа. И поскольку на выходе куста нефтяных скважин надежно, с высокой точностью измеряется (не вычисляется) суммарный объемный расход свободного газа Q_ги и интегральная объемная обводненность W_жи, удобнее и надежнее пользоваться в дальнейшем этими параметрами.

В общем виде, между Q_ги и W_жи существует связь [9]:

$$Q_{ги}=M_{жи}\cdot (1-W_{жи}\frac{{\rho }_{в}}{{\rho }_{ж}})\cdot {Г}_{св}\cdot \frac{P_0}{P_{раб}},\text{ (1)}$$

где М_жи - интегральный массовый расход жидкости; ρ_ж и ρ_в - плотности, соответственно, жидкости и воды (водонефтяной смеси); Г_св - газовый фактор; Р₀ и Р_раб - давление, соответственно, в нормальных и рабочих условиях.

Поскольку нами предполагается, что Г_св=Const и Р_раб=Const, то зависимость между Q_гi и для каждой скважины куста нефтяных скважин можно представить в виде

Численные значения K_г/вi каждой скважины куста нефтяных скважин заносятся в память контроллера.

Пусть у одной из скважин куста нефтяных скважин изменилась (увеличилась) объемная обводненность, тогда в соответствии с формулой (1) изменится (уменьшится) и Q_гi на величину ΔQ_гi, естественно, на такую же величину уменьшится и интегральный объемный расход газа куста нефтяных скважин. Численная величина этого изменения (ΔQ_гi=ΔQ_г/ви) надежно измерится объемным расходомером газа, относительная погрешность которого составляет δ(Q)≈1,5%.

Зная измеренные и вычисленные величины отклонений интегрального объемного расхода газа ΔQ_г/ви и интегральной объемной обводненности ΔW_жи на выходе куста нефтяных скважин, непрерывно вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) численное значение коэффициента $$K_{г/ви}=\mathrm{0,01}\frac{\Delta Q_{ги}}{\Delta W_{жи}}$$ ,

где ΔQ_ги, ΔQ_ги и ΔW_жи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа $${\overline{Q}}_{ги}$$ и объемной обводненности $${\overline{W}}_{жи}$$ . В случае отклонения численного значения К_г/ви за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) расходные параметры, а именно, массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi, объемный расход газа Q_гi и объемную обводненность W_жi каждой скважины соответственно по формулам: М_жi=М_жи-М_жи(n-1); Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и W_жi=W_жи-W_жи(n-1), где n - число скважин в кусте; М_жи(n-1), Q_ги(n-1) и W_жи(n-1) - соответственно, суммарный массовый расход жидкости; суммарный объемный расход свободного газа и суммарная объемная обводненность, измеренные в режиме байпасирования по (n-1) скважинам. С помощью контроллера по каждой скважине куста нефтяных скважин вычисляют и запоминают численное значение коэффициента сравнивают , численные значения коэффициентов K_г/вi по каждой скважине с текущим численным значением К_г/ви, а скважину с измененным численным значением объемной обводненности W_жi идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К_г/вi одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_г/ви. Далее, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К_г/ви за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви с последующей идентификацией i-той скважины с измененной объемной обводненностью, численные значения коэффициентов K_г/вi (данной скважины) и соответственно К_г/ви принимают в качестве предварительно заданных с сохранением численного значения уставки ±ΔК_г/ви.

Таким образом, предлагаемый способ, используя признак изменения обводненности куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента К_г/ви за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви обеспечивает возможность идентификации скважины с измененной обводненностью куста нефтяных скважин.

Также непрерывные измерения и вычисления интегральных расходных показателей по обводненности, свободному газу ( $${\overline{Q}}_{ги}$$ , $${\overline{W}}_{жи}$$ ) и по коэффициенту К_г/ви 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.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика: Учеб. для вузов. Под ред. д.г.-м.н. В.М. Добрынина, к.т.н. Н.Е. Лазуткиной. - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 400 с., илл.

2. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.

3. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2000. - 472 с.(80-83).

4. Справочник по добыче нефти. В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др. Под ред. К.Р. Уразакова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с. (стр.259-263).

5. Авторское свидетельство СССР №1043293, кл. Е21В 43/00.

6. Авторское свидетельство СССР №1165777, кл. Е21В 47/10.

7. РФ, описание изобретения к патенту №2136881, C1, Е21В 47/10, 28.10.97.

8. Заявка №2011134553/03(051192, решение о выдаче патента на изобретение от 10.01.2013.

9. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - №11 - с.4-19.

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 направлен на обеспечение возможности идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита нефтяных скважин. Способ заключается в непрерывном измерении суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости М_жи, объемного расхода газа Q_ги, объемной обводненности W_жи и коэффициента $$K_{г/ви}=\mathrm{0,01}\frac{\Delta Q_{ги}}{\Delta W_{жи}}$$ , где Q_ги и ΔW_{жи -} соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа $${\overline{Q}}_{ги}$$ и объемной обводненности $${\overline{W}}_{жи}$$ . В случае отклонения значения коэффициента К_г/ви за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви, вычисляют параметры М_жi, объемный расход газа Q_гi и обводненность W_жi каждой скважины соответственно. Вычисляют значение коэффициента . Сравнивают значения коэффициентов К_г/вi по каждой скважине с текущим значением К_г/ви,. Скважину с измененным значением объемной обводненности W_жi идентифицируют по признаку минимальной разности между значением К_г/вi одной из скважин куста и значением коэффициента К_г/ви. 1 з.п. ф-лы, ил. 1

1. Способ идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе поточного влагомера и бессепарационного расходомера, например мультифазного, суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М_жи, объемного расхода газа Q_ги и объемной обводненности W_жи, 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 поточного влагомера и бессепарационного (в комплекте с контроллером) расходомера, отличающийся тем, что по кусту нефтяных скважин непрерывно вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) численное значение коэффициента
$$K_{г/ви}=\mathrm{0,01}\frac{\Delta Q_{ги}}{\Delta W_{жи}}$$ ,
где Q_ги и ΔW_жи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа $${\overline{Q}}_{ги}$$ и объемной обводненности $${\overline{W}}_{жи}$$ , в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) расходные параметры, а именно массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi, объемный расход газа Q_гi и объемную обводненность W_жi каждой скважины соответственно по формулам: М_жi=М_жи-М_жи(n-1); Q_гi=Q_ги-Q_ги(n-1) и W_жi=W_жи-W_жи(n-1), где n - число скважин в кусте; М_жи(n-1), Q_ги(n-1) и W_жи(n-1) - соответственно, суммарный массовый расход жидкости, суммарный объемный расход свободного газа и суммарная объемная обводненность, измеренные в режиме байпасирования по (n-1) скважинам, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) по каждой скважине куста нефтяных скважин численное значение коэффициента , сравнивают численные значения коэффициентов К_г/вi по каждой скважине с текущим численным значением К_г/ви, а скважину с измененным численным значением объемной обводненности W_жi идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К_г/вi одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К_г/ви.

2. Способ идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К_г/ви за пределы заданных уставок ±ΔК_г/ви с последующей идентификацией i-той скважины с измененной объемной обводненностью, численные значения коэффициентов К_г/вi (данной скважины) и соответственно К_г/ви принимают в качестве предварительно заданных с сохранением численного значения уставки ±ΔК_г/ви.