Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин

Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин

Реферат

 

Изобретение относится к области контроля за состоянием разработки нефтного месторождения и может быть использовано при измерении производительности нефтяных скважин. Задачей изобретения является обеспечение достоверности контроля за отбором продукции группой скважин при минимальном времени измерения каждой скважины. Способ включает поочередное, по каждой скважине измерение количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получение среднего значения производительности и определение суточной производительности скважины. Среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10. При этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Т_и = 2,4 часа. Минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t 2,5 мин. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Известен способ [1] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время в течение фиксированного интервала времени, а именно на стадии адаптации определяют величину относительного изменения производительности скважин и задают необходимое время измерения. На стадии измерения определяют объем жидкости, прошедшей через измеритель в течение времени, определенного на стадии адаптации. Однако отсюда следует, что объем данных, полученный за установленное заранее время адаптации, может быть недостаточным для прогнозирования требуемой длительности измерения, и величина полученного значения производительности может оказаться недостоверной.

Известен способ [2] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время, в котором с целью повышения точности измерения за счет установления времени контроля в процессе измерения, определяют средние значения расхода и их средние квадратические отклонения на дискретно увеличивающихся интервалах времени, сравнивают каждое последующее значение с предыдущим и заканчивают по достижению разности двух смежных средних квадратических отклонений заданной уставки.

При таком способе к оптимальному времени измерения дебита каждой скважины из группы скважин приходят при помощи итераций (метода последовательных приближений), начиная измерение дебита с заведомо наименьшего времени. По результатам ряда измерений вычисляется среднее значение измеряемой величины и его среднее квадратическое отклонение (х и ₁). Полученное значение _i сравнивается с заданным значением среднего квадратического отклонения результирующего среднего арифметического _у. При _{у 1} измерение по скважине прекращается и подается сигнал на подключение очередной скважины. При _у < ₁ увеличивается время измерения и вновь вычисляется среднее арифметическое измеряемой величины и его математическое ожидание ₂. Далее, после достаточно сложных процедур, вычисляется разность средних квадратических отклонений, вырабатывается новый критерий (здесь не приводится) и система снова имеет два исхода: или измерение заканчивается, или добавляется (увеличивается) время измерения. При увеличении времени измерения определяются новые значения и ₃ и только при _{х-n 1}2, где n - общее количество интервалов t_n измерения, входящих в заданную продолжительность измерения, равную t_n = t + nt_n выдается полученное значение x_n.

Сложность подобного способа измерения очевидна, а выбранный критерий будет эффективен при достаточно большом числе измерений на каждом шаге итераций. При значительном числе скважин, подключенных для поочередного измерения дебита i-й скважины, такой способ обуславливает неоправданно длительное время измерения дебита группы скважин. А если учесть, что для получения истинного х_i потребуется ряд измерений для определения суточного дебита каждой скважины, то применение данного способа вряд ли обосновано.

Наиболее близким техническим решением, то есть прототипом, принят известный способ [3] измерения дебита скважин, заключающийся в измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени с пересчетом в суточную производительность, при этом оптимальное время измерения выбирают по гибкой программе на основании сравнения времени прохождения фиксированного количества жидкости в контрольной стадии измерения с уставками эталонного времени, а в стадии основного измерения дебит определяют по отсчитанному измерителем объему жидкости за время, определенное на стадии контроля.

Измерение в данном способе осуществляют в три этапа. На первом этапе измеряют контрольное время прохождения фиксированного объема (веса) жидкости через измеритель. На втором этапе сравнивают результаты контрольного измерения с результатами предыдущего измерения дебита этой же скважины и с эталонными уставками времени. На основании этого сравнения выбирают необходимое время измерения при заданной постоянной ошибке усреднения и контрольный объем. На третьем этапе с помощью измерителя производят отсчет объема (веса) жидкости в течение времени измерения, определенного на втором этапе и подсчитывают суточную производительность скважины.

Данный способ, во-первых, достаточно сложен в реализации, а, во-вторых, при применении его на автоматизированных групповых установках типа "Спутник" затрачивается значительное время на измерение дебита одной скважины, тем более суммарное время измерения дебита группы скважин.

Таким образом, цель заявляемого способа заключается в обеспечении известному способу измерения дебита нефтяных скважин более высоких потребительских свойств, а именно: минимизации времени измерения дебита нефтяных скважин при сохранении оперативности и достоверности контроля за работой группы скважин, т.е. за отработкой соответствующего участка продуктивного пласта месторождения.

Как показывают эксперименты и промышленные испытания по реализации известного и предлагаемого способов измерения, цель (требуемый технический результат) достигается тем, что в адаптивном способе измерения дебита группы нефтяных скважин, заключающемся в поочередном, по каждой скважине, измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность t единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получении среднего значения производительности и определении суточной производительности скважины, среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10, при этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Т_и = 2,4 часа. Суммарное время измерения дебита конкретной скважины определяется по формуле Т_и = Nt, где N - число единичных циклов измерения по одной конкретной скважине; t - время единичного цикла измерения дебита скважины.

Дополнительным отличием заявляемого адаптивного способа измерения дебита группы нефтяных скважин является то, что минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t 2,5 мин.

Отметим, что из общеизвестных источников информации (в том числе и патентных) не выявлены способы, идентичные предлагаемому, и/или способы с совокупностью существенных признаков (в том числе и отличительных), эквивалентных совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения и проявляющих такие же новые свойства, позволяющие достичь требуемого технического результата при реализации. Это позволяет утверждать, что предлагаемое техническое решение ново, неочевидно, промышленно применимо и соответствует "критериям" изобретения.

Приведем конкретный пример реализации способа, для чего зададимся исходными данными, а именно: способ осуществляется на участке месторождения, содержащем 8 скважин, причем оперативным (текущим) планом разработки (или проектом) заданы темпы отбора жидкости по каждой из них в количестве 10, 15, 30, 20, 50, 25, 10 и 80 м³ в сутки или, иначе, 7; 10; 21; 14; 35; 17,5; 7 и 56 литров в минуту соответственно. Операторы добычи нефти общеизвестными техническими средствами регулирования производительности скважин устанавливают (ориентировочно) вышеуказанные значения дебитов, величина которых требует в дальнейшем соответствующей корректировки согласно требованиям разработки; а далее, естественно, необходим оперативный и достоверный контроль за работой каждой скважины. Для этого устанавливают (задают) минимально необходимое время единичного цикла измерения по каждой скважине путем задания для нее конкретного мерного объема измерителя дебита. Работает измеритель дебита циклически, в режиме "наполнение-опорожнение" мерной емкости, при этом максимальный мерный объем этой емкости задействуют для скважин с наибольшим дебитом, а минимальный - для малодебитных скважин. Следует отметить, что (при современной компьютерной базе) данный способ реализуется достаточно просто, для этого лишь необходимо обеспечить, по адаптивной программе, опрос контроллером соответствующих датчиков уровня, размещаемых с определенным шагом по высоте емкости измерителя дебита, представляющего собой общеизвестную, так называемую групповую замерную установку (ГЗУ).

В нашем случае можно принять, что для первой и седьмой скважин (10 м³/сут) контроллером задействуют датчики уровня, определяющие и ограничивающие мерный объем измерителя дебита (ГЗУ) в размере 0,017 м³, а для последней, десятой, скважины (80 м³/сут) будут задействованы датчики уровня, определяющие и ограничивающие мерный объем измерителя дебита в размере 0,140 м³. Отсюда следует, что, оперируя величиной мерного объема измерителя для каждой конкретной скважины, имеют возможность задать и задают минимальную длительность единичного цикла измерения ее производительности, а для достоверного определения (вычисления) величины ее суточного дебита устанавливают (задают программой контроллера) операцию усреднения измеренной производительности по результатам 10-ти единичных циклов. При этом суммарное время измерения дебита всей группы скважин составляет 4 часа (даже с учетом технологических потерь времени на переключения).

Таким образом, совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого адаптивного способа измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям "изобретения" и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. СССР, а.с. № 446640, кл. Е 21 В 47/10, 1972.

2. СССР, а.с. № 751977, кл. Е 21 В 47/10, 1976.

3. СССР, а.с. № 439598, кл. Е 21 В 47/10, 1971, прототип.

Формула изобретения

1. Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин, заключающийся в поочередном, по каждой скважине измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность t единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получении среднего значения производительности и определении суточной производительности скважины, отличающийся тем, что среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10, при этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Т_и = 2,4 ч.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t 2,5 мин.