СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННЫМ МАССОВЫМ РАСХОДОМ ЖИДКОСТИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR IDENTIFICATION OF WELL WITH VARIABLE MASS FLOW RATE AT WELL PAD

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.
жi
гi
нi
жи
ги
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, объемного расхода свободного газа Q и массового расхода сырой нефти М, а также в одновременном непрерывном измерении интегральных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) М и объемного расхода газа Q, 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.
жи
ги
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 и объемного расхода газа Q, 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.
жи
ги
жи
ги
и
и
и
жи(n-1)
ги(n-1)
жi
жи
жи(n-1)
гi
ги
ги(n-1)
i
и
i
и
<mrow><msub><mi>K</mi><mi>и</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><msub><mover accent="true"><mi>M</mi><mo>¯</mo></mover><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mover accent="true"><mi>Q</mi><mo>¯</mo></mover><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mi>K</mi><mi>i</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow><mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
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 и объемного расхода газа Q, 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
, где ΔМ и ΔQ соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин
и
, сравнивают вычисленные значения К с его предварительно заданным в диапазоне допустимых отклонений значением ±ΔК и, в случае отклонения К от заданных значений, путем поочередного переключения отвода продукции каждой из скважин в байпасный трубопровод, измеряют суммарный массовый расход жидкости Ми суммарный объемный расход свободного газа Q по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М=М-М, объемный расход свободного газа Q=Q-Q и коэффициент
, после чего сравнивают численные значения коэффициентов К по каждой скважине с текущим численным значением К, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К.
и
и
i
и
и
В дополнение к этому, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К за пределы заданных уставок ±ΔК с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, данные текущие численные значения К и К принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔК.
жи(n-1)
ги(n-1)
жi
гi
i
и
<mrow><msub><mi>K</mi><mi>i</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow><mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
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 и суммарного объемного расхода свободного газа Q по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисление по каждой скважине массового расхода жидкости М, объемного расхода свободного газа Q и коэффициента
и идентификация скважины с измененным расходом по признаку минимальной разности между численными значениями коэффициентов K по каждой скважине с текущим численным значением К 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).
жи
ги
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) и по объемному расходу свободного газа Q. Измерения производятся, соответственно, в единицах массы и объема.
жи
жi
ж
нi
гi
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. Естественно предположить также, что это изменение должно быть больше, чем предельная погрешность его (расхода) измерения. Очевидно также, что при снижении массового расхода жидкости М одной скважины при постоянной обводненности (W=Const) изменится массовый расход нефти M этой скважины и соответственно изменится расход свободного газа Q.
жi
гi
нi
i
i
Пусть по каждой скважине куста нефтяных скважин нам известны (измерены) следующие суточные расходные параметры: М, Q, M, и K, где К определяется по формуле:
<mrow><msub><mtext>K</mtext><mtext>i</mtext></msub><mo>=</mo><msub><mtext>M</mtext><mrow><mtext>жi</mtext></mrow></msub><msub><mrow><mtext>/Q</mtext></mrow><mrow><mtext>гi</mtext></mrow></msub><mtext>. </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext>(1)</mtext></mrow>
жi
жи
Предположим, что на одной из скважин куста нефтяных скважин снизился массовый расход по жидкости на величину ΔМ, тогда на эту же величину соответственно изменится и суммарный массовый расход жидкости М в соответствии с формулой:
<mrow><msub><mtext>M</mtext><mrow><mtext>æè</mtext></mrow></msub><msub><mrow /><mrow><mtext>/изì</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>М</mi><mrow><mtext>æè</mtext></mrow></msub><mtext> - </mtext><mi>Δ</mi><msub><mtext>M</mtext><mrow><mtext>жi</mtext></mrow></msub><mtext>. </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext>(2)</mtext></mrow>
ж
Известно, что при условии W=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):
<mrow><msub><mi>M</mi><mrow><mi>н</mi><mi>i</mi></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>i</mi></mrow></msub><mo>⋅</mo><mo stretchy="false">(</mo><mn>1</mn><mo>−</mo><mi>W</mi><mfrac><mrow><msub><mi>ρ</mi><mi>в</mi></msub></mrow><mrow><msub><mi>ρ</mi><mi>ж</mi></msub></mrow></mfrac><mo stretchy="false">)</mo><mo>,</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mrow><mo>(</mo><mn>3</mn><mo>)</mo></mrow></mrow>
в
ж
где ρ и ρ - соответственно плотности воды и жидкости.
гi
Изменение массового расхода нефти скважины, в свою очередь, приведет и к снижению величины Q скважины, так как:
<mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>i</mi><mo stretchy="false">(</mo><mi>p</mi><mo stretchy="false">)</mo></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>M</mi><mrow><mi>н</mi><mi>о</mi></mrow></msub><msub><mi>Г</mi><mrow><mi>с</mi><mi>в</mi></mrow></msub><mfrac><mrow><msub><mi>P</mi><mn>0</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>P</mi><mi>p</mi></msub></mrow></mfrac><mo>,</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mrow><mo>(</mo><mn>4</mn><mo>)</mo></mrow></mrow>
гi(p)
но
св
0
р
где Q - расход газа в рабочих условиях; М - массовый расход нефти в нормальных условиях; Г - объем свободного газа/на тонну нефти; Р и Р - давление, соответственно в нормальных и рабочих условиях.
жi
ги
ни
жи
ги
ни
Имея численное значение ΔМи используя формулы (3) и (4), определяют (вычисляют) отклонения по суммарным расходным параметрам куста нефтяных скважин Q и М, соответственно по газу и по нефти. В целом, по кусту нефтяных скважин, эти отклонения будут равны ΔМ, ΔQ и ΔМ, а новые интегральные расходные параметры будут соответственно определяться(вычисляться) по формулам:
<mrow><msub><mtext>M</mtext><mrow><mtext>жи/н</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>−</mo><mi>Δ</mi><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>;</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mrow><mo>(</mo><mn>5</mn><mo>)</mo></mrow></mrow>
<mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mtext>ги/н</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>−</mo><mi>Δ</mi><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>;</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mrow><mo>(</mo><mn>6</mn><mo>)</mo></mrow></mrow>
<mrow><msub><mtext>M</mtext><mrow><mtext>ни/н</mtext></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>M</mi><mrow><mi>н</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>−</mo><mi>Δ</mi><msub><mi>M</mi><mrow><mi>н</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>.</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mrow><mo>(</mo><mn>7</mn><mo>)</mo></mrow></mrow>
Таким образом, способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин осуществляется следующим образом.
<mrow><msub><mi>K</mi><mi>и</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
<mrow><msub><mover accent="true"><mi>M</mi><mo>¯</mo></mover><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mover accent="true"><mi>Q</mi><mo>¯</mo></mover><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mi>K</mi><mi>i</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow><mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
жи
ги
и
жi
гi
жi
жи
жи(n-1)
гi
ги
ги(n-1)
жи(n-1)
гu(n-1)
i
и
i
и
По кусту нефтяных скважин вычисляется и запоминается (с помощью контроллера) численное значение коэффициента
, где ΔМ и ΔQ соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин
и
, в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±ΔК вычисляется и запоминается массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М и объемный расход свободного газа Q каждой скважины, соответственно по формулам М=М-М и Q=Q-Q, где n - число скважин в кусте; М и Q, 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
, сравниваются численные значения коэффициентов K по каждой скважине с текущим численным значением К. Скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением K одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К.
i
и
и
После того как скважина с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицирована, численное значение коэффициента К(данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение К принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔК.
и
и
Предлагаемый способ, используя признак изменения суммарной оценки массового расхода жидкости куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента К за пределы заданных уставок ±ΔК, обеспечивает возможность идентификации скважины с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.
жи
ги
и
Также непрерывные измерения и вычисления интегральных расходных показателей по жидкости, свободному газу (М, Q) и по коэффициенту К 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.