СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR MEASURING FLOW RATE OF OIL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам снятия параметров работы подземных добычных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах шахтных разработок нефти для управления процессом добычи нефти при шахтном способе добычи высоковязких нефтей, например, таких как Ярегское месторождение высоковязкой нефти.
Известно техническое решение по патенту RU 2247239 C1 Е21В 47/10 (2000.01), опубл. 27.02.2005 г., СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, которое относится к контролю за состоянием разработки нефтяного месторождения путем контроля работы скважин и учета суммарной добычи по результатам измерения их суточного дебита. Техническим результатом изобретения является обеспечение адаптивности при выборе периода опроса каждой скважины из группы скважин. Для этого измерение дебита группы нефтяных скважин осуществляется путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время по каждой конкретной скважине группы с поочередным - по заданной программе - подключением скважин к измерителю и последующим пересчетом дебита в суточную производительность.
Известно техническое решение по патенту RU 2263208 С2 Е21В 47/00, Е21В 47/10 (2000.01), опубл. 27.10.2005 г., СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ РЕЖИМЫ РАБОТЫ СКВАЖИН, И ГРУППОВАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ, согласно которому одновременно выполняют измерительно-насосной установкой функции по определению параметров, характеризующих работу системы "пласт - скважина - оборудование", непрерывный контроль за изменениями эффективности ее работы, а также производством отдельных технологических процессов, повышающих эффективность добычи нефти: откачка скважинной продукции с уменьшением давления на устьях скважин при значительно меньшем, чем давление в системе сбора, или давления, необходимого для обратной закачки отдельных компонентов добываемой продукции в скважины при проведении отдельных геолого-технологических мероприятий, применением двухсекционных трубных объемно-массовых измерительно-насосных устройств, которые при необходимости создания высоких давлений устанавливают также и ступенчато, составляя одну многофункциональную групповую измерительно-насосную установку. При этом установка состоит из одного, двух или нескольких двухсекционных измерительно-насосных устройств, состоящих из одной или нескольких секций, основными рабочими органами которых являются технологические пары "цилиндр - поршень". Поршни соединены друг с другом общим штоком, проходящим через разделяющую секции камеру, с уплотнительными сальниковыми коробками с обеих противоположных ее сторон. Секции снабжены также приемными и выкидными трубопроводами, детекторами положений, датчиками давлений и температуры, по которым определяются значения основных параметров.
Известные способы описывают получение информации со скважин на поверхности и не могут применяться в шахтных условиях, кроме того они неприменимы для разработки месторождений с высоковязкой нефтью. В настоящее время при разработке нефтяных месторождений шахтным способом, (например, Ярегское месторождение высоковязкой нефти), разработка и добыча нефти производится путем разогрева теплоносителем (паром) пласта до температур, снижающей вязкость нефти. Требуется оптимизация технологического процесса производства и закачки теплоносителя, для чего нужен новый подход для сбора информации по рабочим параметрам подземных добычных и парораспределяющих скважин.
В настоящее время замер дебита подземных скважин шахт осуществляется при помощи безмена, секундомера и ведра с краном в днище для слива жидкости (НШУ «Яреганефть»). Данные измерения проводятся во временном интервале от 5 до 30 секунд. Недостаток: измерения производятся вручную, периодически с неравномерным интервалом, с низкой степенью точности и не дают адекватной картины реального состояния скважин. Соответственно процесс закачки пара в горные выработки шахты производится без учета реального состояния скважин, недостаточно контролируется и малоэффективен.
Наиболее близким к заявляемому является техническое решение по патенту RU 2648793 C1 Е21В 43/24, E21C 41/24 (2006.01) с датой приоритета 09.01.2017 г., по которому СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Причем на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти с уровнемерами и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти. Затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Патент также включает устройство для осуществления способа.
Недостатки: все добычные скважины в данном способе подключены через патрубок к устройству закрытой системы сбора нефти, которое представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, слив нефти производится с накопителя через запорное устройства шаровой кран с электрическим приводом. Открытие шарового крана с электрическим приводом осуществляется после сбора, обработки информации компьютером и выдачу команды на управление запорными устройствами. В случае прорыва пара в нефти насыщенном пласте может возникнуть явление гидрозатвора в добычных скважинах, что уменьшит объем добываемой нефтесодержащей жидкости (далее НСЖ). Нет возможности автоматизировать сбор информации без вывода буровой панели в закрытую эксплуатацию, слив добычных скважин для применения на действующих скважинах в работающих уклонных блоках и панелях. Также невозможен точный учет объема жидкости, дренируемой с подземных добывающих скважин одновременно в момент слива через открытые запорные устройства, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, при сливе нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти так как при достижении установленного верхнего предела уровня жидкости в накопительных емкостях система учитывает только тот объем жидкости которому равняются сами накопительные емкости. А одновременно сливающаяся жидкость, дренируемая с подземных добывающих скважин через накопитель не учитывается. Накопление и сброс нефти представлен как цикличная процедура контролируемая уровнемером, приводящая к цикличному режиму работы запорное устройства с электроприводом, установленном на сливных патрубках накопительных емкостей, где любая неисправность в виду высокой частоты срабатывания в цепях контроля и управления приведет к исключению из эксплуатации, контроля и учета всего куста подземных добывающих скважин подключенных к накопителю.
Техническая задача: предложить способ контроля измерения дебита скважин, при котором измерение, фиксации значений параметров добычи нефти будут вестись в автоматическом режиме в длительном промежутке времени (от одной минуты до нескольких месяцев) без применения накопительных емкостей для сбора нефти. При этом исключается в случае прорыва пара в нефти насыщенном пласте передача избыточного давления пара с одной из добычных скважин через накопительную емкость в подключенные к ней добычные скважины, что не позволит возникнуть явлению гидрозатвора в добычных скважинах и не уменьшит объем добываемой НСЖ. Дренаж (слив) скважин осуществляется независимо от возможной неисправности запорной арматуры, с электрическим или другими типами приводов со сторонним энергоносителем, накопительной емкости или цепей электрического привода запорной арматуры накопительной емкости. Заявляемый способ не зависит от типа энергоносителя используемого в добычном блоке, что делает его универсальным. Позволяет автоматизировать, без вывода буровой панели в закрытую эксплуатацию, слив добычных скважин и может применяться на действующих скважинах в работающих уклонных блоках и панелях.
При этом в технологическом процессе нефтедобычи исключается выход теплоносителя в горные выработки шахты, повышается эффективность добычи и улучшаются условия труда работников задействованных в процессе добычи нефти в горных выработках. Результатом применения этого способа является процесс контролируемого взаимодействия (управления процессом закачки пара по паронагнетательным скважинам в пласт, количеством НСЖ, дренируемом с добычных скважин через автоматические дренирующие (сливные) устройства скважин и трубопроводов и оборудования для откачки НСЖ из уклонов) для увеличения эффективности эксплуатации оборудования оптимизации технологического процесса, автоматизация измерения дебита скважин.
Цель изобретения: для оптимизации управления процессом добычи необходимо повысить точность и расширить временной интервал измерения и получения данных с измерительных устройств, автоматизировать процесс получения данных для последующего анализа.
Для решения технической задачи предлагается способ измерения дебита скважин, который позволяет получать данные по объемам НСЖ в длительном промежутке времени (от одной минуты до нескольких месяцев), что положительно сказывается на точности данных измерений. В данном способе возможно получение и других параметров работы скважин, таких как давление и температура НСЖ, что упрощает технологический процесс по контролю и корректировке закачки теплоносителя в требуемые сектора добычных уклонных блоков. В отличие от прототипа заявляемый способ исключает применение накопительных емкостей для сбора нефти путем применения автоматических дренажных устройств. Это в комбинации с устройствами терморегулирования (отсекатель пара и т.п.) исключает в случае прорыва пара в нефтенасыщенном пласте передачу избыточного давления пара с одной из добычных скважин через накопительную емкость в подключенные к ней добычные скважины, что не позволит возникнуть явлению гидрозатвора в добычных скважинах и не уменьшит объем добываемой НСЖ. Дренаж (слив) скважин осуществляется независимо от возможной неисправности запорной арматуры, с электрическим или другими типами приводов со сторонним энергоносителем. накопительной емкости или цепей электрического привода запорной арматуры накопительной емкости. Заявляемый способ не зависит от типа энергоносителя, используемого в добычном блоке, что делает его универсальным, позволяет автоматизировать без вывода буровой панели в закрытую эксплуатацию, слив добычных скважин. Позволяет применение на действующих скважинах в работающих уклонных блоках и панелях.
Для получения более полной информации на дренажные устройства устанавливаются датчики контроля, давления, температуры и счетчика нефтесодержащей жидкости (НСЖ) со скважин. В прототипе описан метод закрытой эксплуатации и контроль объема и температуры закачиваемого пара и температуру "НСЖ" с подземных скважин. Заявляемый способ измерения дебита нефтяных скважин основывается на контроле большего количества рабочих параметров подземных скважин, что позволяет составлять полную картину по отдельно взятым скважинам или секторам.
Техническое решение реализуется установкой счетчиков (расходомеров) механических, ультразвуковых и других типов, датчиков температуры, термометров, датчиков давления, манометров, термоманометров и иных узлов учета на приспособления автоматического дренажа (слива) скважин, на отсекатель пара, и/или другие приспособления для дренажа (слива) подземных скважин, позволяющие эффективно контролировать и регулировать зоны теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом всех факторов. Подбор счетчиков (узлов учета, расходометров) осуществляется по номинальным параметрам расхода. Приборы, датчики для измерения давления и температуры жидкости для корректного и точного получения данных, устанавливаются на выходе из автоматических приспособлений дренажа (слива) скважин и в самих автоматических приспособлениях для дренажа (слива) скважин с прямыми участками согласно паспортов применяемых узлов. Установка датчиков температуры, термометров должна производиться таким образом, чтобы измерительный орган был постоянно полностью погружен в замеряемую среду для более точных и корректных показаний работы теплоносителя в нефтяном пласте. Установка датчиков давления, манометров производится максимально близко к устью скважины. Указанный способ позволяет также исключить маркировку пароподающих скважин маркером для поиска фронта распределения пара (теплоносителя) в пласту и через трещиноватости пласта.
Заявляемый способ измерения дебита нефтяных скважин предназначен для сбора и анализа информации по работе подземных скважин при термошахтном способе добычи высоковязкой нефти. По тому же принципу возможен сбор информации как с одной скважины, так и с куста скважин. Заявляемый способ сбора информации осуществляется при монтаже нескольких добычных скважин через приспособления автоматического дренажа (слива) скважин, такие как: устройство дренажное, отсекатель пара и иных автоматических приспособлений и устройств, предназначенных для дренажа (слива) скважин в общий коллектор. При этом полученная информация по сектору скважин в общем позволяет сократить трудоемкость и время затрачиваемые на сбор информации, повысить точность и расширить временной интервал измерений и оптимизировать расходы на установку измерительных приборов.
Для реализации заявляемого способа производят установку измерительных приборов на приспособления автоматического дренажа (слива) скважин установленных на устье подземной скважины (куста скважин) для последующего считывания, передачи и/или занесении в специальные формы для дальнейшего анализа.
Измерение осуществляется по нескольким параметрам, таким как:
- температура;
- давление;
- объем вытекаемой жидкости или газа;
- характеристики попутных газов;
- плотность жидкости;
- массовое содержание воды в жидкости.
Данный сбор информации возможен на любых подземных скважинах для оптимизации контроля их работы.
Практические исследования показали эффективность способа сбора этих параметров при использовании их на скважинах в шахте, где ведется термошахтный способ добычи. Функционирование приборов по фиксации вышеуказанных параметров показало эффективность данного способа. Таким образом, заявляемый способ измерения дебита скважин, при котором производится сбор информации в автоматическом режиме с целью контроля работы скважин, позволит существенно снизить затраты на производство энергоносителя (пара) для разогрева пласта и его эффективное распределение по секторам и добычным блокам, снизит время реагирования на изменение параметров работы подземных скважин, что положительно скажется на добыче нефти в связи с более точным поддержанием требуемых параметров их работы.
Также в заявляемый способ включает возможность диспетчерского управления, сбора информации с узлов учета, установленных на автоматических дренирующих (сливных) устройствах, используются системы автоматизированного контроля оборудования, подключенного через коммуникационные линии с подключением к серверу шахты, оптимизируя и автоматизируя сбор и анализ информации поступающей со скважин шахты и других участков. При этом производятся измерение и фиксация значений параметров скважин, характеристики состояния контролируемого оборудования, установленного на скважинах, и сравнение этих значений с заданными границами и информирование об отклонениях, используются системы автоматизированного контроля оборудования (АСУ). Автоматический сбор информации и диспетчерское управление приводит к значительному повышению эффективности управления процессом нефтедобычи и инфраструктурой, позволяет провести системный анализ как процессов, так и объектов управления.
При организации замкнутого контура контроля и управления процессом добычи нефти (фиг. 4): используется информация с систем автоматизированного контроля оборудования (АСУ) по данным массомеров при откачке НСЖ с уклонов проводится первоочередной анализ обводненности НСЖ, анализируется информация поступаемая с узлов учета, установленных на автоматических дренирующих (сливных) устройствах (ПЗРУ), отсекатель пара для подземной скважины и иных устройствах для дренажа (слива) скважин, закачка пара в паронагнетательные скважины. При увеличении или уменьшении объема НСЖ дальнейшему анализу подвергается обводненность по кустам скважин, их температуре и давлению. На основании этого принимаются меры по оптимизации технологического процесса добычи нефти. Задачей этого способа управления является процесс контролируемого взаимодействия (управления процессом закачки пара по паронагнетательным скважинам в пласт, количеством НСЖ дренируемом с добычных скважин через автоматические дренирующие (сливные) устройства скважин и трубопроводов и оборудования для откачки НСЖ из уклонов) для увеличения эффективности эксплуатации оборудования оптимизации технологического процесса, измерение, фиксации значений параметров добычи нефти.
Коммуникационные линии узлов учета автоматических дренажных (сливных) устройств (фиг. 5) монтируются в общешахтную коммуникационную сеть шахты, где посредством оптоволоконных и иных линий данные с узлов учета поступают на сервер шахты (центральный диспетчерский (технологический) компьютер) и после обработки и построения аналитических таблиц и графиков даются рекомендации по распределению пара и его интенсивности закачки, интенсивности эксплуатации зумпфовых скважин. Так же по данным полученным после анализа с узлов контроля добычных скважин при необходимости даются рекомендации по визуальному контролю скважин и их вывода в план-график капитального ремонта скважин (КРС). При отсутствии автоматизированной обработки информации, поступающей со скважинных узлов учета, данный анализ может проводить специалист, который по утвержденным параметрам технологического процесса распределит по отделам (добычи нефти и геологической службы) список скважин и секторов, на которые нужно обратить внимание в первую очередь.
Заявляемый способ сбора и анализа информации позволит уменьшить время реагирования на изменения рабочих параметров подземных скважин и моментально реагировать на данные изменения регулировкой закачки пара по кустам скважин добычных блоков. Анализу работы скважин подвергаются такие параметры, как объем НСЖ добываемый со скважины, ее температуры и избыточного давления в скважине и периодический замер обводненности согласно утвержденного графика.
Основным результатом заявляемого способа, повышающим эффективность процесса нефтедобычи, является повышение точности измерения дебита скважин по сравнению с действующим способом измерений (при помощи ручного труда, ведра, безмена и секундомера) т.к. время замеров увеличивается от 5-120 секунд, до нескольких часов и даже суток в продолжительном временном интервале, например, нескольких месяцев. В связи с таким длительным по времени измерением дебита скважин точность замеров увеличивается многократно, т.к. замер, производимый в интервале нескольких секунд дает погрешность в 2-3 раза от действительных показаний, что существенно увеличивает точность диагностики состояния скважин и шахты в целом, и позволяет точно регулировать параметры всего технологического процесса термошахтной добычи высоковязкой нефти
Сбор информации по рабочим параметрам подземных скважин при разработке нефтяных месторождений шахтным способом достигается установкой средств измерения таких параметров, как объем жидкости, ее температура и избыточное давление в скважине. Для этого устанавливают счетчик жидкости (расходомер), термометр, манометр либо комбинированный термоманометра на устье подземной добычной скважины (куста скважин). Затем данные получаемые с этих измерительных приборов консолидируются и получается реальная картина состояния скважин по определенному сектору нефтяного пласта с полной характеристикой рабочих параметров скважин и с темпом отбора нефтесодержащей жидкости.
Существенным признаком и принципиальным отличием данного способа является применение вместо накопительных емкостей для сбора нефти (как у прототипа) автоматических дренажных устройств и установка датчиков на дренажные устройства (на входе и выходе), установленные на устья скважин и постоянный контроль их параметров (таких как дебит, температура НСЖ, избыточное давление) в длительном (неограниченном) интервале времени, что существенно увеличивает точность измерения и позволяет эффективно регулировать параметры всего технологического процесса термошахтной добычи высоковязкой нефти. При использовании заявляемого технического решения исключается выход теплоносителя в горные выработки шахты, что положительно сказывается и на эффективности добычи, и на условиях труда работников задействованных в процессе добычи нефти в горных выработках.
Установка счетчика нефтесодержащей жидкости (НСЖ) - расходомера, термометра и манометра производится на автоматизированных устройствах дренажа скважин, (например, www.fmdpatent.ru/byowners/262331/ дренажный клапан ПЗРУ 27.14, клапан www.findpatent.ru/byowners/23 3604/), а так же на устройствах позволяющих предотвращать выход теплоносителя (пара) в горные выработки. Получение информации может производиться автоматически (в онлайн режиме) и/или периодически (сбор информации оператором по добыче нефти и газа в заданный интервал времени). Полученная информация собирается в аналитическом центре (программы в ПК, специализированные серверы и т.д.) для дальнейшей обработки и анализа. При получении и обработке информации анализируется отклонение параметров НСЖ, внутрипластового давления и т.д. от оптимальных, тем самым позволяя оперативно регулировать их с помощью дренажных устройств и устройств отсекателей пара. Таким образом, установка средств измерения на устья скважин для постоянного контроля их параметров позволит существенно увеличить качество получаемой информации для дальнейшей их обработки и принятия технологических решений по процессам добычи нефти.
Технический результат - повышение точности данных измерения технологического процесса и увеличение временного интервала их получения для расширения возможностей контроля и регулирования процесса добычи нефти.
Технический результат достигается за счет заявляемого способа измерения дебита нефтяных скважин, включающего установку запорной арматуры на устье скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, с возможностью контроля их параметров в продолжительном интервале времени, отличающегося тем, что запорную арматуру на устье скважин оборудуют устройствами для дренажа (слива), кроме датчиков для контроля температуры дополнительно устанавливают счетчики (расходомеры), датчики давления, термоманометры, при этом установку измерительных приборов (счетчика НСЖ, термометра и манометра) производят на автоматизированных устройствах с различными типами приводов обеспечивающих дренаж (слив) скважин, а также на иных устройствах дренажа (слива) скважин, предотвращающих выход теплоносителя (пара) в горные выработки, затем полученную информацию анализируют, при этом получение информации может производиться автоматически (в онлайн режиме) и периодически оператором по добыче нефти и газа в заданный интервал времени, затем используя данные измерительных приборов и приспособления для дренажа (слива) подземных скважин и устройства, предотвращающие выход теплоносителя (пара) в горные выработки, контролируют и регулируют зоны теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта. Приборы и датчики для измерения давления и температуры жидкости для корректного и точного получения данных, устанавливаются на выходе из автоматических приспособлений дренажа (слива) скважин и в самих автоматических приспособлениях для дренажа (слива) скважин с прямыми участками согласно паспортов применяемых узлов, установку датчиков температуры, термометров производят таким образом, чтобы измерительный орган был постоянно полностью погружен в замеряемую среду. Получают информацию с систем автоматизированного контроля оборудования (АСУ) по данным массомеров при откачке НСЖ с уклонов проводят первоочередной анализ обводненности НСЖ, анализируют информацию поступающую с узлов учета, установленных на автоматических дренирующих (сливных) устройствах, затем закачивают пар в паронагнетательные скважины, при увеличении или уменьшении объема НСЖ дальнейшему анализу подвергают обводненность по кустам скважин, их температуре и давлению, на основании которого принимают меры по оптимизации технологического процесса добычи нефти.
Сущность технического решения поясняют изображения на фигурах 1-6:
Фиг. 1. Схема расположения подземных добычных и парораспределяющих скважин.
Фиг. 2. Схема установки запорной арматуры на устье скважин
Фиг. 3. Схема установки узлов контроля и учета на автоматических сливных устройствах и устьевой арматуре подземных добычных скважин в добычных горных выработках шахт.
Фиг. 4. Замкнутый контур контроля и управления процессом добычи нефти.
Фиг. 5. Схема сбора информации со скважин на пульт диспетчера.
Фиг. 6. Схема сбора информации со скважин в аналитический центр.
Где 1 - галереи и панели шахты (горная выработка):
2 - подземная скважина в толщине нефтяного пласта шахты;
3 - запорная арматура скважины;
4 - устье скважины;
5 - водоотводная канавка;
6 - отвод, переходник с запорной арматуры на автоматическое дренажное (сливное) устройство;
7 - автоматическое дренажное (сливное) устройство;
8 - места для установки датчиков и элементов контроля за давлением и температурой в скважинах;
9 - счетчик (расходомер) механический, ультразвуковой или других типов;
10 - отвод;
11 - узел учета пара;
12 - узел учета нефтесодержащей жидкости (НСЖ);
15 - оптоволоконные кабели;
16 - компьютер поверхностного диспетчерского пункта;
17 - крепь горной выработки;
18 - сервер шахта управления;
19 - паронагнетательная скважина;
20 - нефтенасыщенный пласт;
21 - зумпфовая скважина;
22 - нефтесодержащая жидкость (НСЖ)
23 - оптическая муфта;
24 - коммутатор управления шахтный.
ПГУ - парогенераторная установка;
ППСН - пункт подготовки и сбора нефти.
Пример осуществления.
Заявляемый способ применяется при разработке нефтяных месторождений шахтным способом, например, месторождение высоковязкой нефти. Разработка и добыча нефти производится путем разогрева теплоносителем (паром) пласта до температур, снижающей вязкость нефти. Поэтому для оптимизации затрат на производство и закачку теплоносителя требуется новый подход для сбора информации по рабочим параметрам подземных добычных 2 и парораспределяющих 19 скважин. В заложенных дренажных камерах 1 шахт по разбуренным скважинам веерообразно расходящихся в толщине нефтяного пласта 20 осуществляется отбор (дренаж) слив нефти через пологовосходящие скважины 2, пробуренные из добычных уклонов и буровых галерей, панелей шахт. Дренаж со скважин осуществляется операторами добычи нефти и газа (ДНГ), находящимися в галерее и на панелях шахт, путем открытия запорной арматуры 3, установленной на устье скважин 4 до полного истечения (слива) нефтесодержащей жидкости 22 со скважин на подошву выработки в водоотводные канавки 5. В процессе разработки месторождений работа добывающих скважин шахты характеризуется по их дебиту НСЖ, обводненности НСЖ, избыточному давлению и температуре. Таким образом, замер количества НСЖ, ее температуры и давления по скважинам добывающего фонда шахт имеет исключительно важное значение, для технологии сбора данных, анализа, контроля и управления процессом разработки месторождения.
Заявляемый способ измерения дебита скважин позволяет получать данные по объемам НСЖ (нефтесодержащей жидкости) (в отличие от существующего способа измерения во временном интервале от 5 до 30 секунд) на протяжении длительного интервала времени (от одной минуты до нескольких месяцев), что положительно сказывается на точности данных измерений. В данном способе возможно получение и других параметров работы скважин, таких как давление и температура НСЖ, что упрощает технологический процесс по контролю и корректировке закачки теплоносителя в требуемые сектора добычных уклонных блоков. Данная цепочка замкнутого технологического процесса представлена на фиг. 4.
Способ включает установку счетчиков (расходомеров) механических, ультразвуковых и других типов 9, датчиков температуры, термометров, датчиков давления, манометров (места установки 8) и иных узлов учета на приспособления автоматического дренажа (слива) 7 скважин и устройствах с различными типами приводов обеспечивающих дренаж (слив) скважин, отсекатель пара, позволяющие эффективно контролировать и регулировать зоны теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом всех факторов. Подбор счетчиков 9 (узлов учета, расходометров) должен осуществляться по номинальным параметрам расхода. Приборы, датчики для измерения давления и температуры жидкости для корректного и точного получения данных, устанавливаются на выходе 8 из автоматических приспособлений дренажа 7 (слива) с различными типами приводов обеспечивающих дренаж (слив) скважин и в самих автоматических приспособлениях для дренажа (слива) скважин с прямыми участками согласно паспортов применяемых узлов 8. Установка датчиков температуры, термометров должна производиться таким образом, чтобы измерительный орган был постоянно полностью погружен в замеряемую среду. Установка датчиков давления, манометров производиться максимально близко к устью скважины для более точных и корректных показаний работы теплоносителя в нефтяном пласте. Позволяет также исключить маркировку пароподающих скважин 19 маркером для поиска фронта распределения пара (теплоносителя) в пласту и через трещиноватости пласта.
При проведении испытаний на НШ-3 НШУ «Яреганефть» "ЛУКОЙЛ-Коми" в уклонном блоке 2Т-1 данный способ сбора информации показал свою состоятельность и может применяться в дальнейшем для сбора и анализа информации по работе подземных скважин при термошахтном способе добычи высоковязкой нефти. Также возможен способ сбора как с одной скважины, так и с куста скважин, данный способ сбора информации подходит и при монтаже нескольких добычных скважин через приспособления автоматического дренажа (слива) скважин (например, Устройство дренажное по патенту RU 2632349, отсекатель пара по патенту RU 2625061) и иных автоматических приспособлений и устройств, предназначенных для дренажа (слива) скважин в общий коллектор 5, что позволяет снимать информацию по сектору скважин в общем и сократить трудоемкость и время затрачиваемой на сбор информации и оптимизировать расходы на измерительные приборы.
Для сбора информации устанавливают измерительные приборы 8 на приспособления автоматического дренажа (слива) скважин 7, установленных на устье 4 подземной скважины 2 для последующего считывания или занесении в специальные формы для дальнейшего анализа.
Также в данной системе предусмотрен способ диспетчерского управления, сбора информации с узлов учета, установленных на автоматических дренирующих (сливных) устройствах, используются системы автоматизированного контроля оборудования, подключенного через коммуникационные линии с подключением к серверу шахты, оптимизируя и автоматизируя сам сбор и анализ информации поступаемой со скважин шахты и других участков. Задачами этого способа является измерение и фиксация значений параметров скважин, характеристики состояния контролируемого оборудования, установленного на скважинах, и сравнение этих значений с заданными границами и информирование об отклонениях, используются системы автоматизированного контроля оборудования (АСУ). Приводит к резкому повышению эффективности управления объектом (инфраструктурой). Позволяет провести системный анализ, как процессов, так и объектов управления.
На фиг. 4 показана схема замкнутого контура контроля и управления процессом добычи нефти: Используется информация с систем автоматизированного контроля оборудования (АСУ) по данных массомеров при откачке НСЖ с уклонов проводится первоочередной анализ обводненности НСЖ, анализируется информация поступаемая с узлов учета, установленных на автоматических дренирующих (сливных) устройствах (ПЗРУ) и иных устройствах для дренажа (слива) скважин и устройствах с различными типами приводов обеспечивающих дренаж (слив) скважин, закачке пара в паронагнетательные скважины. При увеличении или уменьшении объема НСЖ дальнейшему анализу подвергается обводненность по кустам скважин, их температуре и давлению. На основании этого принимаются меры по оптимизации технологического процесса добычи нефти. Результатом осуществления этого способа управления является процесс контролируемого взаимодействия (управления процессом закачки пара по паронагнетательным скважинам в пласт, количеством НСЖ дренируемом с добычных скважин через автоматические дренирующие (сливные) устройства скважин и трубопроводов и оборудования для откачки НСЖ из уклонов) для увеличения эффективности эксплуатации оборудования оптимизации технологического процесса, измерение, фиксации значений параметров добычи нефти.
Схема сбора информации со скважин на пульт диспетчера (фиг. 5) и в аналитический центр (фиг. 6) показывает: коммуникационные линии узлов учета автоматических дренажных (сливных) устройств 7 монтируются в общешахтную коммуникационную сеть шахты, где посредством оптоволоконных и иных линий 15 данные с мест установки узлов учета 8, 9, и узлов учета 11, 12 (фиг. 4) поступают на сервер шахты 18 в центральный диспетчерский (технологический) компьютер и после обработки и построения аналитических таблиц и графиков даются рекомендации по распределению пара и его интенсивности закачки, интенсивности эксплуатации зумпфовых скважин 21. Так же по данным полученным после анализа с узлов контроля добычных скважин 2 при необходимости даются рекомендации по визуальному контролю скважин и их вывода в план-график КРС. При отсутствии автоматизированной обработки информации, поступающей со скважинных узлов учета, данный анализ может проводить специалист, который по утвержденным параметрам технологического процесса распределит по отделам (добычи нефти и геологической службы) список скважин и секторов, на которые нужно обратить внимание в первую очередь. Данный способ сбора и анализа информации позволит уменьшить время реагирования на изменения рабочих параметров подземных скважин и моментально реагировать на данные изменения регулировкой закачки пара по кустам скважин добычных блоков. Анализу работы скважин подвергаются такие параметры, как объем НСЖ, добываемый со скважины, ее температура и избыточное давление в скважине и периодический замер обводненности согласно утвержденного графика.