способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин

Классы МПК:E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 
G01F1/74 приборы для измерения потока жидкости, газа или сыпучего твердого материала, находящегося во взвешенном состоянии в другой текучей среде
Патентообладатель(и):Абрамов Генрих Саакович (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2013-03-06
публикация патента:

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 Мжи и объемного расхода газа Qги и вычислении коэффициента способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , где способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжи и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Qги соответственно разности предыдущих (запомненных) и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 . В случае отклонения численного значения Ки за пределы от заданных значений измеряют суммарный массовый расход жидкости Мжи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжiжи -M(n-1), объемный расход свободного газа Qгi =Qги-Qги(n-1) и коэффициент способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , после чего сравнивают численные значения коэффициентов Ki по каждой скважине с текущим численным значением Ки, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Ki одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К и. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2521623

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

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) Мжi, объемного расхода свободного газа Q гi и массового расхода сырой нефти Мнi, а также в одновременном непрерывном измерении интегральных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) Мжи и объемного расхода газа Qги , 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) Мжи и объемного расхода газа Qги, 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) Мжи и объемного расхода газа Qги, 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 способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , где способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжи и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Qги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , сравнивают вычисленные значения Ки с его предварительно заданным в диапазоне допустимых отклонений значением ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки и, в случае отклонения Ки от заданных значений, путем поочередного переключения отвода продукции каждой из скважин в байпасный трубопровод, измеряют суммарный массовый расход жидкости Мжи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжiжижи(n-1), объемный расход свободного газа Qгi =Qги-Qги(n-1) и коэффициент способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , после чего сравнивают численные значения коэффициентов Кi по каждой скважине с текущим численным значением Ки, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Кi 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 Ки за пределы заданных уставок ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, данные текущие численные значения Кi и Ки принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки.

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 Мжи(n-1) и суммарного объемного расхода свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисление по каждой скважине массового расхода жидкости Мжi, объемного расхода свободного газа Qгi и коэффициента способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 и идентификация скважины с измененным расходом по признаку минимальной разности между численными значениями коэффициентов Ki по каждой скважине с текущим численным значением Ки 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 Мжи ) и по объемному расходу свободного газа Qги. 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 Мжи. Естественно предположить также, что это изменение должно быть больше, чем предельная погрешность его (расхода) измерения. Очевидно также, что при снижении массового расхода жидкости Мжi одной скважины при постоянной обводненности (Wж=Const) изменится массовый расход нефти Mнi этой скважины и соответственно изменится расход свободного газа Qгi.

Пусть по каждой скважине куста нефтяных скважин нам известны (измерены) следующие суточные расходные параметры: Мжi, Q гi, Mнi, и Ki, где Кi определяется по формуле:

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

Предположим, что на одной из скважин куста нефтяных скважин снизился массовый расход по жидкости на величину способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжi, тогда на эту же величину соответственно изменится и суммарный массовый расход жидкости Мжи в соответствии с формулой:

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

Известно, что при условии Wж =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):

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

где способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 в и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 ж - соответственно плотности воды и жидкости.

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

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

где Qгi(p) - расход газа в рабочих условиях; Мно - массовый расход нефти в нормальных условиях; Гсв - объем свободного газа/на тонну нефти; Р0 и Рр - давление, соответственно в нормальных и рабочих условиях.

Имея численное значение способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжi и используя формулы (3) и (4), определяют (вычисляют) отклонения по суммарным расходным параметрам куста нефтяных скважин Qги и Мни, соответственно по газу и по нефти. В целом, по кусту нефтяных скважин, эти отклонения будут равны способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжи, способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Qги и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мни, а новые интегральные расходные параметры будут соответственно определяться(вычисляться) по формулам:

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623

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 способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , где способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжи и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Qги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки вычисляется и запоминается массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжi и объемный расход свободного газа Qгi каждой скважины, соответственно по формулам Мжiжижи(n-1) и Qгi=Qги-Qги(n-1), где n - число скважин в кусте; Мжи(n-1) и Qгu(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 способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , сравниваются численные значения коэффициентов Ki по каждой скважине с текущим численным значением Ки . Скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Ki одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента Ки.

После того как скважина с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицирована, численное значение коэффициента Кi (данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение Ки принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки.

Предлагаемый способ, используя признак изменения суммарной оценки массового расхода жидкости куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента Ки за пределы заданных уставок ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки, 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 (Мжи, Qги) и по коэффициенту Ки 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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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 Qги, 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 способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , где способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Мжи и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Qги соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 и способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , сравнивают вычисленные значения Ки с его предварительно заданным в диапазоне допустимых отклонений значением ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки и, в случае отклонения Ки от заданных значений, путем поочередного переключения отвода продукции каждой из скважин в байпасный трубопровод, измеряют суммарный массовый расход жидкости Мжи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжiжи -Mжи(n-1), объемный расход свободного газа Qгi =Qги-Qги(n-1) и коэффициент способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 , после чего сравнивают численные значения коэффициентов Кi по каждой скважине с текущим численным значением Ки, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Кi 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 ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Kи с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, численное значение коэффициента Кi (данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение Ки принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±способ идентификации скважины с измененным массовым расходом   жидкости куста нефтяных скважин, патент № 2521623 Ки.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2521623

patent-2521623.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 

Патенты РФ в классе E21B47/10:
способ исследования скважины -  патент 2527960 (10.09.2014)
способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность -  патент 2527089 (27.08.2014)
способ контроля за процессом обводнения газовой скважины -  патент 2526965 (27.08.2014)
способ определения герметичности подземных хранилищ газа -  патент 2526434 (20.08.2014)
способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2520251 (20.06.2014)
устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин -  патент 2514009 (27.04.2014)
способ исследования многозабойной горизонтальной скважины -  патент 2513961 (20.04.2014)
способ определения остаточного содержания газа в жидкости -  патент 2513892 (20.04.2014)
устройство для измерения дебита скважин -  патент 2513891 (20.04.2014)
способ определения заколонных перетоков -  патент 2510457 (27.03.2014)

Класс G01F1/74 приборы для измерения потока жидкости, газа или сыпучего твердого материала, находящегося во взвешенном состоянии в другой текучей среде

Патенты РФ в классе G01F1/74:
датчик для обнаружения пузырьков в жидкости, протекающей по пути потока -  патент 2521731 (10.07.2014)
способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси (варианты) -  патент 2510489 (27.03.2014)
объемный двухфазный расходомер газожидкостной смеси и система измерения расхода многофазного потока -  патент 2507484 (20.02.2014)
способ одновременного определения расходов жидкой и газовой фаз потока газожидкостной смеси -  патент 2503929 (10.01.2014)
способ определения расходов первой газообразной фазы и, по меньшей мере, второй жидкой фазы, присутствующих в многофазной текучей среде -  патент 2503928 (10.01.2014)
электронный измеритель и способ количественного анализа перекачиваемого флюида -  патент 2502960 (27.12.2013)
способ и устройство для определения состава и расхода влажного газа -  патент 2499229 (20.11.2013)
способ и устройство для измерения расхода влажного газа и определения характеристик газа -  патент 2498230 (10.11.2013)
измерение влажного газа -  патент 2497084 (27.10.2013)
устройство для измерения дебита нефтяной скважины -  патент 2493365 (20.09.2013)




Наверх