СИСТЕМА И СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКА МНОГОФАЗНОГО И/ИЛИ МНОГОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА, ДОБЫВАЕМОГО ИЗ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, С ИХ КОНТРОЛИРУЕМЫМ ИЗМЕНЕНИЕМ Российский патент 2022 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для проведения измерений основных параметров потока добываемого флюида в рабочих условиях во время добычи с обеспечением возможности контролируемого изменения различных параметров потока, таких, как расходы, компонентный состав, обводненность, газосодержание, давления и т.д.

Известно, что за время эксплуатации нефтегазовых скважин их дебиты, режимы течений, фазовый и компонентный состав подвержены постоянным систематическим и случайным изменениям. Эти изменения могут быть вызваны как естественными, например из-за истощения или заводненности пласта, так и техногическими, например установка насосов, изменение диаметра штуцера, причинами. В то же время многие приборы, оборудование и математические модели, используемые при добыче, могут быть ограничены по рабочему диапазону применимости и в рабочих условиях часто могут быть настроены, откалиброваны и поверены лишь в узком диапазоне параметров потока. Таким образом, важным является иметь возможность варьирования основных параметров потока за относительно короткое время для увеличения рабочего диапазона используемых приборов, оборудования и математических моделей.

Из уровня техники известны системы, предназначенные для калибровок и поверок оборудования, устанавливаемого на устье скважины или на линии потока добываемого флюида. Однако большинство из этих систем требуют отключения данного оборудования на время операции или не позволяют проводить работу с реальными рабочими флюидами при реальных давлениях и температурах, либо проводят измерения лишь при фиксированных условиях без возможности их модификации.

В патенте RU 2532489С1 описана система, устанавливаемая на скважину и позволяющая проводить калибровки многофазных расходомеров при изменяющихся рабочих условиях, однако это изобретение обеспечивает возможность изменения лишь двухфазовых расходов, а не трехкомпонентных, что не позволяет добиться изменения обводненности. При этом указанное изобретение не предусматривает возможность увеличения расходов воды и жидкой фазы относительно первоначального уровня. В данном изобретении также отсутствует возможность "обучения" устройств и моделей и предсказания поломок путем расширения диапазона видимости для этих устройств.

Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности варьирования основных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида за относительно короткое время, что позволяет увеличить диапазоны изменения этих параметров для улучшения качества работы различных измерительных устройств, расположенных как в скважине, так и снаружи, и моделей, а также оценить и адаптировать данные системы к условиям, которые могут быть потенциально встречены в будущем. Кроме того, обеспечивается возможность обнаружения дефектов и поломок (отказов), которые могут произойти в будущем, обучение тестируемых устройств с помощью эталонных измерений, а также возможность оптимизации работы оборудования и оптимизации надежности, безопасности и продуктивности скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что предлагаемая система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, и устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида. Система также содержит по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, подключенное к линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого флюида. Устройство для изменения параметров потока добываемого флюида содержит трехфазный сепаратор, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты и подсоединенный к проливной линии выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида. К сепаратору подключены отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида, при этом каждая отдельная линия снабжена устройством для регулирования расхода компонента. Устройство для изменения параметров потока также содержит устройство для последующего смешения по меньшей мере частей по меньшей мере двух компонентов, к которому подключены линии для потоков отдельных компонентов, при этом каждая отдельная линия подключена к устройству для последующего смешения ниже устройства для регулирования расхода компонента по потоку компонента, а дополнительное измерительное устройство, подключено к линии потока добываемого флюида между основным измерительным устройством и местом подключения устройства для изменения параметров потока добываемого флюида. Основное измерительное устройство может содержать набор датчиков, чувствительных к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины многофазного и/или многокомпонентного флюида, или оно может представлять собой многофазный или однофазный расходомер, или сепаратор. Дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида, может представлять собой многофазный расходомер, соединенный с расположенным выше по течению потока устройством для смешения компонентов потока добываемого флюида. В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения дополнительное измерительное устройство содержит по меньшей мере два однофазных расходомера, расположенные на линиях для потоков отдельных компонент или фаз между устройствами для регулирования расхода компонентов и устройством для смешения.

Выходящие из многофазного сепаратора отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида представляют собой линии для потоков нефти, газа и воды или смеси воды и нефти.

По меньшей мере одна линия для потока компонента, выходящая из многофазного сепаратора, может быть дополнительно соединена с по меньшей мере одним резервуаром для накопления компонента, выполненным с возможностью подачи компонента в устройство для смешивания компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального неизмененного уровня и соответственно изменения обводненности и загазованности модифицированного потока.

Система может содержать дополнительное эталонное устройство для измерения параметров потока добываемого флюида, установленное между трехфазным сепаратором и местом его подключения к проливной линии или между дополнительным измерительным устройством и местом его подключения к проливной линии.

Устройства для регулирования расхода компонентов выбирают из группы, содержащей двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения основное измерительное устройство расположено в скважине, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида представляет собой расположенные вне скважины датчик и кран контроля давления, обеспечивающий контролируемое изменение устьевого давления, а дополнительное измерительное устройство представляет собой многофазный расходомер или по меньшей мере два однофазных расходомера.

В соответствии с предлагаемым способом измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения параметров потока добываемого флюида. По меньшей мере один раз осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида, Затем посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют непрерывные измерения измененных параметров потока добываемого флюида.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого флюида, добываемый флюид по внешней проливной линии направляют из скважины в многофазный сепаратор для разделения добываемого флюида на отдельные компоненты, а изменения параметров потока осуществляют путем изменения расхода по меньшей мере одного отдельного компонента.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено в скважине и изменения параметров потока добываемого флюида осуществляют путем изменения устьевого давления.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведена схема одного из вариантов предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении основного измерительного устройства вне скважины и при использовании многофазного расходомера в качестве дополнительного измерительного устройства; на фиг.2 приведена схема другого варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении измерительного устройства вне скважины и при использовании нескольких дополнительных измерительных устройств; на фиг.3 приведена схема варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении основного измерительного устройства в скважине; на фиг.4 приведена схема варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида при использовании дополнительных эталонных измерительных устройств; на фиг.5 показана программа изменения параметров потока по трем параметрам - расход жидкости, обводненность, соотношение газа к нефти; на фиг.6 показаны соответствующие покомпонентные расходы согласно программе изменения параметров потока, приведенной на фиг.5.

Как показано в примере реализации на фиг.1, к скважине 1 подсоединена линия потока добываемого флюида (далее - внешняя проливная линия 2) для пропускания потока добываемого флюида, на которой установлено основное измерительное устройство 3, предназначенное для измерения параметров потока добываемого флюида. В качестве основного измерительного устройства могут быть использованы расходомеры (однофазные или многофазные), сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими измерительными устройствами (датчиками), чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого флюида. Выше основного измерительного устройства 3 по течению потока добываемого флюида к проливной линии 2 подключен трехфазный сепаратор 4, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты. Сепаратор 4 подключен к проливной линии 2 посредством запорного крана 5 и линии 6.

Из сепаратора 4 выходят отдельные линии 7, 8, 9 для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида - потоков газа, нефти и воды соответственно. Линии 7, 8, 9 подключены к устройству 10 для смешения, представляющему собой, например кран или набор кранов. Подключение к устройству 10 и регулирование потоков в линиях 7, 8 и 9 осуществляют с помощью устройств для регулирования расхода компонентов, например, кранов 11, 12 и 13. Вообще в качестве устройств для регулирования расхода компонентов могут быть использованы двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.

Далее линии 7, 8 и 9 объединяются в линию 14. Ниже основного измерительного устройства 3 по течению потока добываемого флюида линия 14 соединена с проливной линией 2 посредством, например, запорного клапана 15.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения система содержит одно дополнительное измерительное устройство 16 (например, многофазный расходомер, который способен на непрерывные и точные измерения расходов многокомпонентных и/или многофазных потоков флюидов, или массомер), установленное на линии 17 и соединенное с устройством 10 для смешения компонентов потока добываемого флюида посредством линии 18 и крана 19. Устройство 16 подключено к проливной линии 2 через краны 5, 19 и линию 6 для обеспечения возможности направления потока добываемого флюида непосредственно из скважины минуя сепаратор 4 и устройство 10 для смешения, а также через линию 17 с помощью крана 20 между подсоединением трехфазного сепаратора 4 и основным измерительным устройством 3.

Выходящая из многофазного сепаратора 4 линия 9 для потока воды дополнительно соединена линией 21 с по меньшей мере одним резервуаром 22 для накопления воды, выполненным с возможностью подачи воды в устройство 10 для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода воды и изменения обводненности потока. Аналогичным образом может быть реализована возможность использования резервуаров (не указаны на чертеже) для отдельного накопления нефтяных и газовых компонент, отбираемых с линии 8 и 7 и в дальнейшем перекачиваемых насосом или компрессором (не указаны на чертеже) с возможностью подачи накопленных компонент в устройство 10, тем самым увеличивая расходы нефти и газа относительно первоначального уровня.

Как показано на фиг.2, в соответствии с другим вариантом осуществления изобретения вместо одного дополнительного измерительного устройства (многофазного расходомера) 16, показанного на фиг.1, могут быть использованы однофазные расходомеры 24 и 25 для потоков компонентов разделенного в сепараторе 4 потока добываемого флюида, расположенные ниже по потоку устройств для регулирования расхода компонентов - кранов 11, 12 и 13. Так, потоки жидких компонентов могут соединяться перед устройством 10 для смешения, и между местом их соединения и устройством 10 может быть установлен однофазный расходомер 24 (например, кориолисовый), который осуществляет измерения расхода и отношения компонент жидкой фазы. На линии для газового компонента установлен расходомер 25, осуществляющий измерения расходов газовой фазы.

Как показано на фиг.3, в качестве основного измерительного устройства могут быть использованы датчики 26, расположенные непосредственно в скважине 1. В этом случае изменение параметров потока добываемого флюида осуществляют за счет контролируемого изменения устьевого давления в скважине, и, соответственно, скорости флюида. Это достигается путем использования устройства 27 контроля давления, обеспечивающего контролируемое изменение давления на линии 2, и тем самым устьевого давления. Например, могут быть использованы краны и датчики контроля давления, размещенные в сепараторе 4, для изменения давления на линии 6, 2 и выше по течению от сепаратора 4. Устройство 27 контроля давления создает и поддерживает заданный уровень давления в сепараторе 4, тем самым контролируя устьевое давление и дебиты в скважине. Расход при этом определяют также, как и в описанных выше вариантах осуществления изобретения - с помощью одного дополнительного измерительного устройства 16 - многофазного расходомера (см. фиг.3 и фиг.1) или посредством по меньшей мере двух однофазных расходомеров, как показано на фиг.2.

Так как расход флюидов в скважине зависит от величин устьевого давления и забойного давления, контроль давления на устье с помощью схемы, представленной на Фиг. 3, позволяет варьировать расходы в скважине и проводить измерения потока датчиками 26. В дальнейшем данные, полученные с устройств 26 и 16, могут быть использованы для решения задач по обучению, предсказанию расходов, калибровке, введению в эксплуатацию и т.д.

Следует отметить, что используемые для подключения к проливной линии 2 краны 5, 20 и запорный клапан 15 могут быть как частью системы для измерения параметров потока добываемого из скважины флюида, подключаемой к подсоединенной к скважине проливной линии 2, так и частью оборудования, уже установленного на проливной линии 2. Аналогичным образом могут быть использованы уже имеющиеся в оборудовании скважины сепаратор 4, резервуар 22 и насос 23.

Как показано на фиг.4, в соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения предложенная система может содержать дополнительное эталонное измерительное устройство, устанавливаемое либо на линию 6 (устройство 28), либо на линию 17 (устройство 29). В первом случае устройство 28 проводит измерения изначального неизмененного потока, а во втором случае устройство 29 проводит измерения того же потока, что и устройства 16 и 3. Использование устройства 28 позволяет проводить измерение свойств неизмененного потока, в то время как измененный поток измеряют основным и дополнительным устройством, что обеспечивает дополнительный контроль на процессом изменений. Использование устройства 29 позволяет проконтролировать качество работы основного измерительного устройства 3 и осуществлять дополнительные измерения параметров потока. Например, в качестве устройств 28 и 29 могут использоваться следующие приборы: однофазные и многофазные расходомеры, датчики давления, температуры, обводненности, солености, РН, датчики электромагнитных свойств среды, плотномеры, оптические устройства, акустические устройства, а также комбинации этих датчиков. В качестве устройства 29 может выступать аналог измерительного устройства 3, что позволяет сравнивать и оценивать похожесть/разницу в отклике устройств 29 и 3, помещенных в один поток.

Как показано на фиг.1 и 2, система для измерения параметров потока флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением работает следующим образом.

Осуществляют первичные измерения параметров потока добываемого флюида, необходимые для получения информации о первоначальных параметрах потока, используемой в качестве точки отсчета для дальнейших изменений параметров потока, увеличения количества получаемых данных, и калибровки устройства 3 в первоначальных условиях. Для этого из скважины 1 по внешней проливной линии 2 с помощью крана 5 направляют многофазную смесь флюидов по линии 6, а затем посредством крана 19 в дополнительное измерительное устройство 16 (многофазный расходомер), после которого поток возвращается по линии 17 через кран 20 в проливную линию 2 и протекает через основное измерительное устройство 3. Отметим, что первоначальные параметры измеряются устройствами 3 и 16, что позволяет охарактеризовать неизмененный поток расходомером 16 и определить отклик устройства 3 на охарактеризованный поток. Полученные данные могут быть использованы для проверки работоспособности и отклонений в работе устройства 3 на стадии без модификации потока, а также для обогащения данными модели машинного обучения.

Если наполнения резервуара 22 не требуется, то далее весь поток направляют по линии 2. При необходимости наполнения резервуара 22 поток после основного измерительного устройства 3 перенаправляют по дополнительной линии (не показана) в линию 6 и затем сепаратор 4. После отделения компоненты текут по линиям 7 (газ), 8 (нефть) и 9 (вода). При этом весь газ по линиям 7 и 14 возвращается в линию 2, вся нефть по линиям 8 и 14 также возвращается в линию 2. Вся вода по линии 9 и затем 21 поступает в резервуар 22 для дальнейшего использования.

Затем осуществляют изменение параметров потока добываемого флюида. Для изменения параметров потока добываемого флюида открывают кран 5 и направляют многофазную смесь флюидов из скважины 1 по внешней проливной линии 2 и линии 6 в сепаратор 4 для разделения на компоненты. Отделенные в сепараторе 4 компоненты (нефть, вода, газ) поступают в линии 7 (газ), 8 (нефть) и 9 (вода), где частично разделяются в необходимой для заданного расписания пропорции устройствами для регулирования расхода компонентов, например, кранами 11, 12, 13. Например, если требуемый модифицированный расход нефти 170 м3/дн, а изначальный 200 м3/дн, то от крана 12 требуется открытие, обеспечивающее направление текущего по линии 8 потока нефти, равного 170 м3/дн, в сторону устройства 10 для смешения (крана или набора кранов), а потока, равного 30 м3/дн, далее по линии 8.

Таким образом, с помощью регулирования кранов 11, 12 и 13 часть потока для каждой из компонент перенаправляют для дальнейшего смешения в устройство 10 для смешения.

Другая часть каждой из компонент продолжает течь по своим линиям (обозначены теми же номерами). При этом кран 13 может перенаправлять часть или весь оставшийся поток воды из линии 9 по линии 21 в резервуар 22. При необходимости изменить (повысить) расход воды и обводненность потока недостающее количество воды может быть подано из резервуара 22, где вода была накоплена ранее, с помощью насоса 23 для дальнейшего смешения с помощью устройства 10 (крана или набора кранов) с остальными компонентами, текущими по линиям 7 (газ), 8 (нефть), 9 (вода). Тем же способом может быть также увеличен и расход всей жидкости. Увеличение газового фактора может быть осуществлено альтернативным путем: вместо увеличения расхода газа уменьшают расход жидкости.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.1, после смешения многофазный поток с измененными свойствами через линию 18 и кран 19 подается на линию 17, на которой установлено дополнительное измерительное устройство 16, например, многофазный расходомер. Расходомер определяет параметры измененного потока, который в дальнейшем через кран 20 поступает обратно в проливную линию 2 и затем проходит через основное измерительное устройство 3. Оставшиеся компоненты с линий 7, 8 и 9 поступают в линию 14 (например, с помощью кранов) и затем посредством запорного клапана 15 в проливную линию 2 ниже по течению от основного измерительного устройства 3.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.2, части потоков жидких компонент, направленные посредством кранов 12 и 13 к устройству 10 для смешения, соединяются выше по течению устройства 10 для смешения. Между местом их соединения и устройством 10 установлен однофазный расходомер 24 (например, кориолисовый), который осуществляет измерения расхода и отношения жидких компонент. Часть потока газового компонента направляется к устройству 10 для смешения посредством крана 11. Перед устройством для смешения установлен расходомер 25, осуществляющий измерения расходов газовой фазы. После измерения расходов жидкой и газовой фаз компоненты поступают в устройство 10 для смешения, а затем поток через кран 20 поступает обратно в проливную линию 2, где проходит через основное измерительное устройство 3. Так же, как и в варианте на фиг.1, оставшиеся компоненты с линий 7, 8 и 9 поступают в линию 14 (например, с помощью кранов) и затем посредством запорного клапана 15 в проливную линию 2 ниже по течению от основного измерительного устройства 3.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.3, сепаратор 4 дополнительно снабжен устройством 27 контроля давления в сепараторе, состоящим из по меньшей мере датчика давления и контрольного крана или набора кранов, устанавливаемого на линии 7, 8 и 9. Так как сепаратор соединен с линией 2 через линию 6 и открытый кран 5, а линия 2 соединена со скважиной 1, то изменение давления в сепараторе 4 вызовет изменение давления в линии 2 и изменение устьевого давления в скважине 1. Известно, что изменение устьевого давления приводит к изменению дебитов и многокомпонентных расходов в скважине. В соответствии с вариантом, показанным на фиг.3 в скважине находится по меньшей мере один датчик 26, чувствительный к расходам, давлению, температуре, фазовому или компонентному составу среды. Например к таким датчикам относятся датчики забойной температуры и давления, а также датчики, устанавливаемые на скважинное оборудования, например, на погружные насосы. Для контроля изменения расходов помимо устройства 27 контроля давления в соответствии с вариантом, показанным на фиг.3, поток газа, нефти и воды после их сепарации может быть полностью направлен по линиям 7, 8 и 9 в устройство 10 для смешения и затем смешанный поток может быть измерен дополнительным измерительным устройством 16, что позволяет дополнительно контролировать изменения расходов и отклик датчиков 26 на эти расходы.

Применяя данный способ можно обеспечить изменение следующих параметров потока добываемого флюида: полный расход флюидов, расход жидкости, расход газа, обводненность потока, газовый фактор, отношение доли газа к доли нефти. Управление изменением параметров потока и степенью заполнения резервуара 22 осуществляют путем открытия и переключения управляющих кранов, дополнительного измерительного устройства (многофазного расходомера) 16, регулированием мощности насоса 23 автоматически либо оператором.

При размещении вне скважины 1 на внешней проливной линии 2 основное измерительное устройство 3 может представлять собой расходомеры (однофазные или многофазные), сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими измерительными устройствами (датчиками), чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины флюида и обеспечивающих измерение характеристик потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида.

При размещении в скважине основными измерительными устройствами 26 могут служить датчики забойного давления и температуры, датчики, установленные на скважинном оборудовании, например погружные насосы, штуцера, и т.д.

Таким образом, во всех вариантах осуществления изобретения описываемая система измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого флюида (снаружи или внутри скважины) и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида и по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида. Описываемая система обеспечивает возможность накопления и обработки данных, получаемых с основного измерительного устройства, реагирующих на параметры многофазного и/или многокомпонентного потока, получаемые после их модификации. Сбор данных основным измерительным устройством осуществляют с определенной частотой сэмплирования при различных измененных параметрах потока и затем сохраняют и обрабатывают отдельно, например, на компьютере, удаленном сервере или в облачном хранилище. Дополнительно информацию о свойствах потока аналогичным образом непрерывно фиксируют с помощью дополнительного измерительного устройства -многофазного расходомера или нескольких однофазных расходомеров. Это позволяет соотнести значения величин, полученных основным измерительным устройством, со значениями параметров многофазного и/или многокомпонентного потока (расходы, доли компонент, плотность, давление, температура, обводненность, и т.д.), измеряемых дополнительным измерительным устройством при различных режимах течения и значениях расходов. Полученные соотношения между данными могут быть использованы, например, для обучения математических моделей для предсказания параметров потока с помощью методов машинного обучения, для поверки, ввода в эксплуатацию и калибровки измерительных устройств, а также для определения работоспособности измерительных устройств и оценки вероятности поломок. Для предоставления конечному пользователю результатов всех измерений и их обработки могут быть использованы компьютеры, мобильные устройства, серверы удаленного хранения и облачные хранилища.

Так, в случае использования системы для обучения математических моделей дополнительное измерительное устройство представляет собой многофазный расходомер (или набор однофазных расходомеров на каждую из компонент), способный вычислять покомпонентные значения расходов в многофазном потоке. В качестве основного измерительное устройства могут быть использованы расходомеры, сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими датчиками, чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины о флюида, неспособные вычислять покомпонентные расходы напрямую. В этом случае изобретение позволяет модифицировать поток в широком диапазоне параметров, измерить его расходы и свойства основными и дополнительными измерительными устройствами для всего набора таких параметров, получив таким образом большое количество вариативных данных с этих устройств. Полученные данные используют для формулировки модели машинного обучения с учителем (регрессии или классификации) предназначенной для предсказания параметров потока, например покомпонентных или суммарных расходов, газового фактора, обводенности. Данные с основного измерительного устройства являются входными признаками модели, а данные с дополнительного измерительного устройства - целевые переменные. После обучения модели значения, получаемые с датчиков основного измерительного устройства, могут быть использованы для вычисления параметров потока в широком диапазоне его значений без необходимости применения дополнительного измерительного устройства. Так как во время обучения датчики основного измерительного устройства фиксируют параметры потока, измененного в широких диапазонах, обученная модель будет обладать более широким диапазоном предсказательной способности, чем модель, обученная в узком диапазоне параметров, т.е. на неизмененном потоке.

Описываемые система и способ могут применяться к различным устройствам, требующим поверки и калибровки при различных параметрах потока. Например, может быть проведена поверка такого основного измерительного устройства 3, как многофазный расходомер или массомер, расходомер сепараторного типа, или однофазный расходомер. Для проведения такой поверки или ввода в эксплуатацию используют эталонный расходомер в качестве дополнительного измерительного устройства 16. Предложенное изобретение позволяет модифицировать свойства потока в широких пределах по заданному алгоритму (матрица или расписание эксперимента) для того, чтобы покрыть требуемый диапазон и соотношение значений расходов, например по жидкости, нефти и газу. Данные расходов, собираемые с дополнительного измерительного устройства 16, будут являться эталонными. Для расходов, измеренных основным измерительным устройством 3, определяют невязку (или отклонение) значений расходов от эталонных для каждой точки матрицы эксперимента и в конце концов определяют допустимость использования основного измерительного устройства 3 в качестве метрологического инструмента на скважине. Кроме того, при расхождении данных может осуществляться калибровка основного измерительного устройства 3 (или входящих в него физических и математических моделей), для того чтобы скомпенсировать данную невязку и улучшить точность измерений.

В случае применения изобретения для определения работоспособности измерительных устройств, основное измерительное устройство 3, включающее в себя набор датчиков, устанавливают на внешнюю проливную линию 2. Осуществляют измерения параметров измененного потока флюида вместе с дополнительным измерительным устройством 16. Устройства 3 и 16 позволяют проводить и записывать измерения с определенной частотой сэмплирования, достаточной для разрешения во времени меняющегося потока. Поток может меняться таким образом, что при определенных значениях его параметров (например высокий газовый фактор, обводненность, расходы, давление и т.д.) данные с датчиков основного измерительного устройства 3 оказываются неверными или искаженными (например, сигнал частично отсутствует или зашкаливает, датчик не реагирует на изменения потока) или возникает механическая неисправность (протечка, повреждения). Таким образом, имея возможность с помощью дополнительного измерительного устройства 16 определить параметры потока, при которых возникают такие неисправности, может быть определен безопасный диапазон значений для основных измерительных устройств 3, а также оценена их надежность и вероятность отказа в различных режимах течений и дебитов скважины.

Применяемые к измерительному устройству 3 способы для обучения математических моделей, калибровки, поверки, определения работоспособности аналогичным образом применяют и для набора датчиков 26 в скважине. В этом случае предложенное изобретение (см реализацию на фиг.3) применяют для изменения потоков внутри скважины путем изменения устьевого давления, и контролируют с помощью дополнительного устройства 16. В этом случае регистрируют отклик датчиков 26 на контролируемое изменение расходов, и в дальнейшем используют аналогичным образом что и отклик датчиков 3.

На фиг.5 в качестве примера приведено расписание изменения потоков по трем основным параметрам - расход жидкости, обводненность, соотношение газа к нефти (GOR). Целью изменения является уменьшение общего объемного расхода жидкости одновременно с повышением ее обводненности (Water Cut) и увеличением GOR. Указанные значения могут пересчитаны в соответствующие им покомпонентные расходы по нефти, воде и газу (см. фиг.6), и таким образом могут быть определены необходимые значения потоков внутри предложенного устройства после сепарации и модификации расходов. На фиг.5 и фиг.6 круги обозначают точки экспериментальной программы, где первая точка соответствует немодифицированному потоку, а последующие модификации потока.

На первом этапе (первая точка) осуществляют измерения параметров потока добываемого из скважины флюида устройствами 16 и 3 на немодифицированном потоке с заполнением резервуара с водой 22. Как видно из Фиг. 5, для корректного выполнения расписания требуется проведение измерений на одиннадцати модифицированных точках с последовательным уменьшением расхода нефти и газа и увеличением расхода воды. После разделения потока в сепараторе 4 для такой модификации требуется пропорционально разделить потоки нефти и газа, идущие по линиям 7 и 8 (для каждой точки уменьшая потоки, идущие к крану 10), полностью перенаправить поток воды с линии 9 к кранам 10 и, для увеличения расхода воды больше изначального, требуется также дополнительно с помощью насоса 23 добавлять накопленную в резервуаре 22 воду в недостающем для каждой точки расписания количестве.

Отметим, что расписание, указанное на фиг.5 может содержать в себе произвольное число точек. Распределение точек, диапазон изменений потока и траектория изменения также могут меняться в зависимости условий от потребностей конкретного измерения.

Таким образом, добиваясь требуемых расходов с помощью предложенного изобретения, модифицированные расходы измеряются устройствами 16 и 3. Данные измерения в дальнейшем обрабатывают согласно алгоритмам, указанным выше.

Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для проведения измерений основных параметров потока добываемого флюида в рабочих условиях во время добычи. Система содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида, и по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, подключенное к линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида. Обеспечивается возможность варьирования основных параметров потока добываемого флюида за относительно короткое время, что позволяет увеличить диапазоны изменения этих параметров для улучшения качества работы различных измерительных устройств как в скважине, так и снаружи, и моделей, оценить и адаптировать данные системы к условиям, которые могут быть потенциально встречены в будущем. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, содержащая:

- по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида,

- устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, содержащее трехфазный сепаратор, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты и подсоединенный к проливной линии выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида, к сепаратору подключены отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида, при этом каждая отдельная линия снабжена устройством для регулирования расхода компонента и устройством для последующего смешения по меньшей мере частей по меньшей мере двух компонентов, к которому подключены линии для потоков отдельных компонентов, при этом каждая отдельная линия подключена к устройству для последующего смешения ниже устройства для регулирования расхода компонента по потоку компонента, а устройство для последующего смешения компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида подключено к основному измерительному устройству, и

по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения параметров потока добываемого флюида и подключенное к линии потока добываемого флюида между основным измерительным устройством и местом подключения устройства для изменения параметров потока добываемого флюида, при этом к дополнительному измерительному устройству подключено устройство для последующего смешения компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида.

2. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой основное измерительное устройство содержит набор датчиков, чувствительных к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины многофазного и/или многокомпонентного флюида.

3. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой основное измерительное устройство представляет собой многофазный или однофазный расходомер, или сепаратор.

4. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида, представляет собой многофазный расходомер.

5. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой дополнительное измерительное устройство содержит по меньшей мере два однофазных расходомера, расположенные на линиях для потоков отдельных компонент или фаз между устройствами для регулирования расхода компонентов и устройством для смешения.

6. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой выходящие из многофазного сепаратора отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида представляют собой линии для потоков нефти, газа и воды или смеси воды и нефти.

7. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой выходящая из многофазного сепаратора по меньшей мере одна линия для потока компонента дополнительно соединена с по меньшей мере одним резервуаром для накопления компонента, выполненным с возможностью подачи компонента в устройство для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального уровня.

8. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, содержащая дополнительное эталонное устройство для измерения параметров потока добываемого флюида, установленное между трехфазным сепаратором и местом его подключения к проливной линии или между дополнительным измерительным устройством и местом его подключения к проливной линии.

9. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой устройства для регулирования расхода компонентов выбирают из группы, содержащей двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.

10. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, в соответствии с которым:

- осуществляют измерения первичных параметров потока добываемого флюида посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида,

- по меньшей мере один раз добываемый флюид по внешней проливной линии направляют из скважины в устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подсоединенное к проливной линии выше дополнительного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида и содержащее многофазный сепаратор для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты, и осуществляют изменения параметров потока путем изменения расхода по меньшей мере одного отдельного компонента,

- посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют измерения измененных параметров потока добываемого флюида, и

осуществляют сравнение параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством при различных расходах по меньшей мере одного отдельного компонента.

11. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым по меньшей мере один компонент, выходящий из многофазного сепаратора после разделения добываемого флюида на отдельные компоненты, подают в резервуар для накопления компонента, выполненный с возможностью последующей подачи компонента в устройство для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального уровня.

12. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым результаты сравнения первичных параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями первичных параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством, используют для проверки работоспособности и отклонений в работе основного измерительного устройства.

13. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым результаты сравнения измененных параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями измененных параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством, используют для обучения математических моделей для предсказания параметров потока с помощью методов машинного обучения, для поверки, ввода в эксплуатацию и калибровки измерительных устройств, а также для определения работоспособности измерительных устройств и оценки вероятности поломок.