СПОСОБ ИДЕНТИФИКАЦИИ СКВАЖИНЫ С ИЗМЕНЕННОЙ ОБЪЕМНОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR IDENTIFICATION OF WELL WITH VARIABLE WATER CUT 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.
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.
жи
ги
жи
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, объемного расхода газа Q и объемной обводненности W, 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
<mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mi>г</mi><mo>/</mo><mi>в</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>0,01</mn><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>W</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
,
ги
жи
г/ви
жi
гi
жi
жi
жи
жи(n-1)
гi
ги
ги(n-1)
жi
жи
жи(n-1)
жи(n-1)
ги(n-1)
жи(n-1)
г/вi
г/ви
жi
г/вi
г/ви
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>Q</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>W</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mi>г</mi><mo>/</mo><mi>в</mi><mi>i</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mn>100</mn><mo>−</mo><msub><mi>W</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>i</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
где ΔQ и ΔW - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа
и объемной обводненности
, в случае отклонения численного значения которого за пределы заданных уставок ±ΔК, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) расходные параметры, а именно, массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М, объемный расход газа Q и объемную обводненность W каждой скважины соответственно по формулам: М=М-М; Q=Q-Q и W =W-W, где: n - число скважин в кусте; М, Q и W - 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, по каждой скважине с текущим численным значением К, а скважину с измененным численным значением объемной обводненности W идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К.
г/ви
г/ви
г/вi
г/ви
г/ви
В дополнение к этому, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К за пределы заданных уставок ±Δ К с последующей идентификацией i-той скважины с измененной объемной обводненностью, численные значения коэффициентов К (данной скважины) и соответственно К принимают в качестве предварительно заданных с сохранением численного значения уставки ±ΔК.
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.
жи
жi
ги
жи
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=±1,0%, тогда, учитывая число скважин в кусте (не менее 8-ми), изменение объемной обводненности одной скважины W 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 и интегральная объемная обводненность W, удобнее и надежнее пользоваться в дальнейшем этими параметрами.
ги
жи
В общем виде, между Q и W существует связь [9]:
<mrow><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>M</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>⋅</mo><mo stretchy="false">(</mo><mn>1</mn><mo>−</mo><msub><mi>W</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub><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><msub><mi>Г</mi><mrow><mi>с</mi><mi>в</mi></mrow></msub><mo>⋅</mo><mfrac><mrow><msub><mi>P</mi><mn>0</mn></msub></mrow><mrow><msub><mi>P</mi><mrow><mi>р</mi><mi>а</mi><mi>б</mi></mrow></msub></mrow></mfrac><mo>,</mo><mtext>                                              (1)</mtext></mrow>
жи
ж
в
св
0
раб
где М - интегральный массовый расход жидкости; ρ и ρ - плотности, соответственно, жидкости и воды (водонефтяной смеси); Г - газовый фактор; Р и Р - давление, соответственно, в нормальных и рабочих условиях.
св
раб
гi
Поскольку нами предполагается, что Г=Const и Р=Const, то зависимость между Q и для каждой скважины куста нефтяных скважин можно представить в виде
г/вi
Численные значения K каждой скважины куста нефтяных скважин заносятся в память контроллера.
гi
гi
гi
г/ви
Пусть у одной из скважин куста нефтяных скважин изменилась (увеличилась) объемная обводненность, тогда в соответствии с формулой (1) изменится (уменьшится) и Q на величину ΔQ, естественно, на такую же величину уменьшится и интегральный объемный расход газа куста нефтяных скважин. Численная величина этого изменения (ΔQ=ΔQ) надежно измерится объемным расходомером газа, относительная погрешность которого составляет δ(Q)≈1,5%.
г/ви
жи
<mrow><msub><mi>K</mi><mrow><mi>г</mi><mo>/</mo><mi>в</mi><mi>и</mi></mrow></msub><mo>=</mo><mn>0,01</mn><mfrac><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>Q</mi><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow><mrow><mi>Δ</mi><msub><mi>W</mi><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow></mfrac></mrow>
Зная измеренные и вычисленные величины отклонений интегрального объемного расхода газа ΔQ и интегральной объемной обводненности ΔW на выходе куста нефтяных скважин, непрерывно вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) численное значение коэффициента
,
ги
ги
жи
г/ви
г/ви
жi
гi
жi
жi
жи
жи(n-1)
гi
ги
ги(n-1)
жi
жи
жи(n-1)
жи(n-1)
ги(n-1)
жи(n-1)
г/вi
г/ви
жi
г/вi
г/ви
г/ви
г/ви
г/вi
г/ви
г/ви
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>Q</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>W</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
где ΔQ, ΔQ и ΔW - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа
и объемной обводненности
. В случае отклонения численного значения К за пределы заданных уставок ±ΔК, вычисляют и запоминают (с помощью контроллера) расходные параметры, а именно, массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М, объемный расход газа Q и объемную обводненность W каждой скважины соответственно по формулам: М=М-М; Q=Q-Q и W=W-W, где n - число скважин в кусте; М, Q и W - 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 по каждой скважине с текущим численным значением К, а скважину с измененным численным значением объемной обводненности W идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением К одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К. Далее, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения К за пределы заданных уставок ±ΔК с последующей идентификацией i-той скважины с измененной объемной обводненностью, численные значения коэффициентов K (данной скважины) и соответственно К принимают в качестве предварительно заданных с сохранением численного значения уставки ±ΔК.
г/ви
г/ви
Таким образом, предлагаемый способ, используя признак изменения обводненности куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента К за пределы заданных уставок ±ΔК обеспечивает возможность идентификации скважины с измененной обводненностью куста нефтяных скважин.
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>Q</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>г</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
<mrow><msub><mrow><mover accent="true"><mi>W</mi><mo stretchy="true">¯</mo></mover></mrow><mrow><mi>ж</mi><mi>и</mi></mrow></msub></mrow>
г/ви
Также непрерывные измерения и вычисления интегральных расходных показателей по обводненности, свободному газу (
,
) 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.
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.