Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин



Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин
Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин

 


Владельцы патента RU 2571162:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Настоящее изобретение относится к измерению дебита флюидов нефтяных скважин. Скважинные флюиды обычно представляют собой многофазную смесь, содержащую воду, нефть и газ. В частности, изобретение относится к усовершенствованной системе и способу измерения дебита скважинных флюидов отдельных нефтяных скважин, входящих в состав группы скважин, с использованием одного многофазного расходомера.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Оптимизация производительности пласта на предприятиях нефтяной промышленности определяется возможностью проведения периодической оценки параметров флюида, таких как объем (дебит) и состав (доля различных фаз). Данная оценка позволяет определить корректирующие действия, которые, возможно, требуется предпринять. В общем, измерение дебита флюидов нефтяных скважин представляет собой сложную задачу, поскольку флюиды обычно содержат три фазы и, кроме того, происходят изменения условий передачи флюида, таких как давление, температура, форма трубопровода и т.д.

Традиционный способ измерения дебита флюида нефтяной скважины заключается в разделении флюида на отдельные фазы и выполнении измерений по отдельным фазам. Данный способ требует установки на объекте громоздких сепараторов. При этом необходимо также проложить дополнительные трубопроводы для соединения сепараторов с системой. Предпочтительный пример данного способа предусматривает использование многофазных расходомеров (МФРМ), обеспечивающих измерение общего дебита и индивидуальных значений дебита фаз или фракций нефти, газа и воды в составе флюида без предварительного разделения фаз. Для реализации этого способа предлагалось большое число различных типов многофазных расходомеров. Описание таких устройств представлено, например, в публикации SPE 28515 (SPE Annual Technical Conference, New Orleans, September 25-28, 1994), автор Дж. Уильямс, под названием «Состояние исследований в области многофазных измерений дебита». Один из известных типов многофазных расходомеров описан в патенте США № 6405604, выданном Берарду и др. 18 июня 2002 г. Многофазный расходомер, описанный в указанном патенте, содержит трубку Вентури и двухэнергетический гамма-измеритель фракций. Варианты такого многофазного расходомера описаны в патентах США №№ 6265713, 7105805, 7240568, принадлежащих корпорации Schlumberger Technology Corporation.

На предприятиях нефтедобывающей промышленности необходимо периодически контролировать дебит флюида, подаваемого из каждой скважины группы скважин, расположенных рядом друг с другом. Такая группа скважин обычно называется «кустом скважин». С целью снижения затрат на оборудование измерение параметров отдельных скважин куста скважин выполняется индивидуально с использованием одного комплекта измерительных приборов. В связи с этим, предпочтительным способом выполнения измерений является применение одного сепаратора или одного многофазного расходомера, предназначенного для проведения измерений параметров скважин, входящих в состав куста скважин. Обычно для выполнения этой операции используется переключатель скважин, который обеспечивает подачу флюида выбранной скважины на сепаратор или расходомер. Регулирование положения переключателя обычно осуществляется при помощи автоматической системы управления. Однако, поскольку дебит и состав флюида различных скважин куста могут значительно отличаться, сложно получить точные данные измерений, особенно при использовании одного многофазного расходомера. Фактически, очень редко встречается ситуация, когда все скважины куста имеют одинаковую производительность и, таким образом, добываемый флюид подается, по существу, при одинаковом давлении. Обычно наблюдаются значительные различия производительности и дебита флюидов, выдаваемых различными скважинами куста. Например, нередкими являются случаи, когда дебит продукта скважины, имеющей минимальную производительность, составляет примерно одну треть или даже меньшую долю дебита скважины с максимальной производительностью. В связи с этим, существует потребность повышения точности измерений, выполняемых многофазными расходомерами, которые используются для измерения дебита флюидов, выдаваемых различными скважинами, входящими в состав куста скважин.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение позволяет устранить указанные выше, а также другие недостатки известных решений, что будет очевидным для специалистов в данной области техники после ознакомления с подробным описанием изобретения. Среди прочего, в соответствии с настоящим изобретением предлагаются усовершенствованная система и способ «индивидуальной калибровки» многофазного расходомера для каждой отдельной скважины, входящей в состав куста скважин, с целью повышения точности измерений дебита. Способ «индивидуальной калибровки» далее в настоящем документе также называется способом «индивидуальной последовательной калибровки» или «динамической калибровки». Настоящее изобретение, в общем, относится к усовершенствованной системе и способу измерения дебита флюида, выдаваемого отдельными нефтяными скважинами, входящими в состав куста скважин, с использованием одного многофазного расходомера. Многофазный расходомер содержит датчик давления, калиброванный индивидуально для каждой скважины, с целью повышения точности результатов измерения дебита. Датчик давления предпочтительно представляет собой датчик дифференциального давления. Система также содержит клапанный блок, размещенный между каждой отдельной нефтяной скважиной и многофазным расходомером, который включает и выключает подачу флюида от одной выбранной скважины к многофазному расходомеру, и средство индивидуальной калибровки датчика давления для каждой отдельной скважины с целью повышения точности результатов измерения дебита.

В соответствии с другой отличительной особенностью настоящего изобретения предлагается способ измерения дебита отдельных скважин, входящих в состав куста скважин, при помощи одного многофазного расходомера. Указанный способ содержит этапы: определения диапазона давления, в котором функционирует каждая скважина куста; выбора отдельной скважины, для которой определен диапазон давления; калибровки дифференциального расходомера на основе указанного диапазона давления, соответствующего выбранной скважине; и измерения дебита выбранной скважины. Данная последовательность операций повторяется до выполнения измерения дебита всех скважин.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 представлена схема предпочтительного примера осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.

На Фиг.2 указана структурная схема предпочтительного примера способа в соответствии с настоящим изобретением.

В соответствии с одной особенностью настоящего изобретения предлагается система для измерения дебита флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин, с использованием одного многофазного расходомера. Указанная система содержит многофазный расходомер, включающий в себя средство, предназначенное для создания поддающегося измерению перепада давления, и датчик давления для измерения перепада давления. Данная система дополнительно содержит клапанный блок, установленный между каждой отдельной нефтяной скважиной и многофазным расходомером, который осуществляет включение и выключение подачи флюида от одной выбранной скважины к многофазному расходомеру. Кроме того, система содержит средство, предназначенное для выполнения индивидуальной калибровки датчика давления для каждой отдельной скважины с целью повышения точности измерения дебита. Средство индивидуальной калибровки включает в себя цифровой контроллер, функционально связанный с датчиком давления и клапанным блоком, который определяет диапазон давления для каждой скважины, входящей в состав куста скважин, осуществляет выбор отдельной скважины для измерения дебита и выполняет калибровку расходомера в указанном диапазоне давления, соответствующем выбранной скважине.

На Фиг.1 представлена схема примера осуществления системы 1 в соответствии с настоящим изобретением, установленная в структуре нефтяных скважин 2, входящих в состав куста 3 скважин. Куст 3 скважин может включать в себя две или большее число скважин. Куст скважин, указанный на Фиг.1, состоит из восьми скважин 2. В общем, система 1 содержит многофазный расходомер 5, поворотный клапанный блок 7, обеспечивающий последовательную подачу флюида от каждой скважины 2 к многофазному расходомеру 5, и цифровой контроллер 9, функционально связанный с многофазным расходомером 5 и клапанным блоком 7.

Многофазный расходомер 5 включает в себя датчик 11 дифференциального давления, трубку 13 Вентури и двухэнергетический измеритель 15 фракций, установленный в средней части или на горловине трубки 13 Вентури. Многофазный расходомер 5 содержит секцию трубопровода, включающую в себя сужающуюся трубку 13 Вентури, самая узкая часть которой называется горловиной. Секцию трубопровода предпочтительно устанавливают вертикально, в результате чего флюид протекает через секцию трубы и трубку Вентури в направлении вверх. Конфигурация проходного сечения трубки Вентури вызывает возникновение перепада Δp давления. Перепад Δp давления связан с общим массовым дебитом Q и плотностью ρm многофазного флюида уравнением, известным в области многофазных расходомеров. Общий дебит Q флюида, проходящего через сопло 13 Вентури (или диафрагму), пропорционален корню квадратному перепада Δp давления на трубке Вентури, как указано следующим упрощенным выражением:

. (Уравнение 1)

Измерение перепада Δp давления осуществляется при помощи датчика 11 дифференциального давления, связанного с двумя отверстиями для замера давления, размещенными на измерительной секции трубопровода. Как указано на Фиг.1, датчик 11 дифференциального давления подключен к входному и выходному участкам сопла 13 Вентури. Можно использовать также другие схемы подключения датчика 11 дифференциального давления. Например, первая точка замера датчика 11 дифференциального давления может быть размещена за горловиной трубки Вентури по ходу потока, а вторая точка замера - на горловине. Кроме того, следует учитывать, что вместо датчика дифференциального давления для осуществления аналогичного измерения можно использовать два датчика абсолютного давления. В примере осуществления изобретения данное измерение выполняется при помощи двух датчиков абсолютного давления, подключенных к указанным точкам замера. Плотность ρm многофазной смеси определяется с использованием датчика 15, обеспечивающего измерение затухания гамма-излучения при помощи источника и приемника излучения, размещенных на противоположных сторонах горловины трубки Вентури. Входная секция 16a сопла 13 Вентури подключена к выходному трубопроводу 17a клапанного блока 7, а выходная секция 16b сопла 13 Вентури подключена к общему выходному трубопроводу 17b всех скважин 2 куста 3 скважин.

Кроме датчика дифференциального давления многофазный расходомер предпочтительно включает в себя трубку Вентури и гамма-плотномер, например, аналогично расходомерам, которые серийно выпускает корпорация Schlumberger под наименованиями PhaseWatcher и PhaseTester. Однако следует учитывать, что преимущества изобретения сохраняются при использовании любого типа многофазного расходомера, включающего в себя датчик дифференциального давления. Например, измеритель 15 фракций может представлять собой рентгеновский измеритель фракций, описанный в патенте США № 7684540, выданном корпорации Schlumberger Technology Corporation.

Существует много факторов, которые определяют составляющие суммарной неопределенности общего дебита, например диаметр горловины трубки Вентури, плотность и соотношение фракций флюида, вязкость, погрешность измерения дифференциального давления. Однако заявители установили, что при измерении параметров флюидов отдельных скважин, входящих в состав куста скважин, погрешность измерения дифференциального давления является преобладающим фактором влияния на общую погрешность результатов измерения дебита. Это особенно заметно, если различные скважины имеют значительно отличающиеся значения дебита. Другим воздействующим факторам соответствуют примерно одинаковые составляющие общей неопределенности, которые можно контролировать с использованием известных способов. Таким образом, точная калибровка датчика 11 дифференциального давления расходомера 5 для каждой скважины является основным фактором обеспечения точных результатов измерения дебита. Например, исходя из упрощенного уравнения 1, можно установить, что относительная неопределенность или погрешность результатов измерения дифференциального давления определяет примерно половину относительной неопределенности данных измерения общего дебита:

δQ ~ 1/2[δ(Δp]. (Уравнение 2)

В общем, погрешность функционирования датчика дифференциального давления зависит от калиброванного интервала, то есть погрешность равна относительной доле указанного интервала в пределах диапазона дифференциального давления. Чем выше значение измеряемого перепада давления, тем ниже относительная неопределенность соответствующей рассчитанной величины дебита.

В примере осуществления изобретения, указанном на Фиг.1, многофазный расходомер 5 представляет собой многофазный расходомер (МФРМ), который в результате использования двухэнергетического измерителя 15 фракций кроме измерения общего дебита флюида позволяет определить массовую или объемную долю каждой фазы многофазного флюида.

Многофазный расходомер может также содержать другие измерительные приборы, например датчик давления флюида в трубопроводе, датчик температуры флюида в трубопроводе, измеритель фракций, а также другие устройства, однако изменение дебита скважины влияет на погрешность измерений указанных устройств значительно меньше, чем на погрешность измерений датчика дифференциального давления.

Поворотный клапанный блок 7 содержит корпус 19, гидравлически связанный с выходным трубопроводом каждой скважины 2. Внутреннее пространство корпуса 19 клапанного блока имеет кольцевую форму. Каналы 21 для флюида расположены вокруг внутренней окружности корпуса 19 клапанного блока, как указано на Фиг.1. Каждый из каналов 21 для флюида соединен с выходным трубопроводом одной из скважин 2. Поворотный элемент 23 клапанного блока, имеющий цилиндрическую форму, установлен в кольцевом пространстве корпуса 19 клапанного блока с возможностью вращения. Элемент 23 клапанного блока содержит один радиальный канал 25, внутренний конец которого соединен с выходным трубопроводом 17a. Наружный конец канала 25 подключается к одному выбранному каналу 21 для флюида при помощи электродвигателя (не показан), вращающего цилиндрический элемент 23 клапанного блока до достижения точного совмещения канала 25 с выбранным каналом 21. Хотя в данном примере осуществления изобретения клапанный блок 7 представлен в виде одного устройства переключения скважин, данный блок может быть реализован с использованием любого количества узлов дистанционно управляемых клапанов, предназначенных для последовательной подачи флюида от отдельных скважин к многофазному расходомеру 5, причем наиболее важной особенностью системы является возможность подачи на многофазный расходомер 5 флюида отдельной выбранной скважины 2.

Цифровой контроллер 9 функционально связан с датчиком 11 дифференциального давления многофазного расходомера 5 и электродвигателем поворотного клапанного блока 7. Соответственно, цифровой контроллер 9 осуществляет калибровку и управление многофазным расходомером 5, а также управление поворотным клапанным блоком 7. С целью определения калиброванного интервала давления для каждой скважины цифровой контроллер 9 назначает датчику 11 дифференциального давления диапазон давления, достаточно широкий для охвата прогнозируемого максимального перепада давления в выходном трубопроводе любой из скважин 2. Затем цифровой контроллер приводит в действие поворотный элемент 23 клапанного блока 7 с целью подключения датчика 11 дифференциального давления к трубопроводу выбранной скважины, например скважины № 2. После этого, цифровой контроллер 9 выполняет расчет дебита флюида, поступающего с выхода датчика 11 дифференциального давления. Далее на основе расчетных данных дебита цифровой контроллер 9 осуществляет расчет прогнозируемого максимального дебита для выбранной скважины № 2 и регистрирует калиброванный интервал давления для выбранной скважины. Данная последовательность операций повторяется до определения и регистрации калиброванных интервалов давления для каждой из скважин 2.

После выполнения калибровки датчика давления многофазного расходомера для всех отдельных скважин и сохранения данных калибровки в цифровом контроллере система является готовой к осуществлению фактического измерения или контроля дебита. При проведении такой операции цифровой контроллер 9 дополнительно выбирает конкретную скважину 2 с целью проведения измерения дебита, выполняет калибровку датчика 11 дифференциального давления с использованием данных калиброванного интервала давления, соответствующего выбранной скважине 2, совмещает канал 25 поворотного элемента 23 клапанного блока с трубопроводом выбранной скважины 2 (то есть скважины № 1), осуществляет измерение дебита и повторяет данный цикл для каждой скважины до выполнения измерения дебита всех скважин 2. Хотя цифровой контроллер 9 указан в виде отдельного компонента, не входящего в состав многофазного расходомера 5, данный контроллер может также быть составной частью многофазного расходомера.

Способ 30 в соответствии с настоящим изобретением, реализованный с использованием цифрового контроллера 9, представлен структурной схемой, указанной на Фиг.2. На первом этапе 32 способа 30 контроллер 9 осуществляет выбор скважины 2 (в данном примере - скважина № 1), для которой следует выполнить калибровку, и приводит в действие поворотный клапанный блок 7 с целью поворота элемента 23 клапанного блока до совмещения канала 25 указанного элемента с каналом 21 корпуса 19 клапанного блока, соответствующим выбранной скважине 2 (то есть скважине № 1). Вследствие этого, флюид, поступающий из выбранной скважины 2 (скважина № 1), подается через выходной трубопровод 17a на сопло 13 Вентури.

На следующем этапе 34 контроллер 9 выполняет измерение перепада Δp давления флюида, подаваемого из выбранной скважины 2 (то есть скважины № 1) через датчик 11 дифференциального давления. Очевидно, что для измерения указанного давления необходимо провести калибровку датчика 11 дифференциального давления в пределах исходного диапазона давления. С этой целью осуществляется выбор достаточно широкого интервала для калибровки, охватывающего прогнозируемое максимальное давление в скважине с максимальной производительностью. Хотя использование такого широкого диапазона давления не обеспечит получения высокоточных отсчетов давления для скважин 2, имеющих производительность, равную небольшой доле производительности скважины 2 с максимальной производительностью, полученные отсчеты являются достаточно точными для определения давления, которое может быть использовано с целью индивидуальной калибровки датчика 11 дифференциального давления на этапе измерения дебита выбранной скважины 2. Далее контроллер 9 на основе результатов указанного исходного измерения давления выполняет определение интервала, в котором осуществляется калибровка для выбранной скважины. Поскольку со временем давление продукта, подаваемого из конкретной скважины, изменяется, калиброванный интервал определяется посредством умножения измеренного значения давления на коэффициент, превышающий 1,0, с целью определения прогнозируемого максимального давления. В примере, описанном далее, указанный коэффициент изменяется в пределах примерно от 1,10 до 2,00. Данный коэффициент зависит от конкретной ситуации и определяется для конкретного случая, однако, в общем, наиболее высокие значения коэффициента следует использовать для наименее производительных скважин 2 с наиболее низким давлением флюида. Прогнозируемое максимальное значение измеряемого давления определяется посредством умножения максимального измеренного дифференциального давления для конкретной скважины на коэффициент, превышающий 1,00. Данный коэффициент может изменяться в пределах примерно от 1,10 до 2,00, так что значения примерно 1,10 и 1,20 соответствуют максимальным значениям измеренного давления примерно от 5000 мбар до 25 мбар, примерно от 4000 мбар до 500 мбар или примерно от 4000 мбар до 25 мбар.

После определения контроллером 9 калиброванного интервала для выбранной скважины 2 контроллер регистрирует данный интервал, как указано на этапе 36. Затем контроллер переходит к выполнению этапа 38 и запрашивает, определен ли калиброванный интервал для всех скважин 2. Если на запрос получен ответ «нет», то контроллер 9 переходит к этапу 39 и приводит в действие поворотный клапанный блок с целью выбора следующей скважины. Этапы 32-38 повторяются до получения на этапе 38 ответа «да» на поданный запрос.

На этапах 40-46 выполняется измерение дебита каждой скважины 2. В частности, на этапе 40 цифровой контроллер выбирает требуемую скважину 2. На следующем этапе 42 цифровой контроллер 9 проводит калибровку датчика 11 дифференциального давления на основе данных калиброванного интервала, соответствующего выбранной скважине 2, который был ранее определен на этапах 32-38. На этапе 44 цифровой контроллер 9 запрашивает, является ли соответствующий калиброванный интервал достаточно актуальным, чтобы получить точные результаты измерений. Актуальность интервала определяется посредством контроля наличия значительного увеличения или уменьшения дебита скважины с момента последнего цикла определения калиброванного интервала для данной скважины. В альтернативном варианте определение актуальности калиброванного интервала может быть осуществлено посредством сравнения текущей даты с датой последнего определения калиброванного интервала для выбранной скважины. Например, в общем, предполагается, что в течение коротких интервалов времени, таких как неделя или месяц, дебит выведенной на режим скважины не изменяется или незначительно изменяется, если не возникает событие, нарушающее стабильное функционирование, такое как изменение режима погружного насоса с электроприводом, гидроразрыв пласта, замена дросселя и т.д. В случае получения ответа «нет» на запрос, поданный на этапе 44, контроллер определяет новый калиброванный интервал посредством повторения этапов 32-38. Данные калибровки для каждой отдельной скважины сохраняются в контроллере. Указанные данные могут также периодически обновляться по мере необходимости. При получении ответа «да» на этапе 44 цифровой контроллер переходит к этапу 46 и (1) приводит в действие поворотный клапанный блок 7 с целью поворота элемента 23 клапанного блока до совмещения канала 25 с каналом 21 в корпусе 19 клапанного блока, соответствующим выбранной скважине 2, и (2) выполняет измерение дебита при помощи дифференциального расходомера 5.

Процесс согласования параметров переключателя скважин, профиля скважины и данных калибровки может осуществляться контроллером многофазного расходомера или внешним контроллером, содержащим соответствующее программное обеспечение. Предпочтительно, программа контроллера предусматривает возможность функционирования в системе скважин, имеющих различные профили, посредством сохранения в памяти характеристик отдельных скважин, таких как параметры и контрольные точки флюида, и использования этой информации по мере необходимости в модели калибровки. Например, может потребоваться согласовать данные калибровки дифференциального давления с данными профиля отдельных скважин и использовать эту информацию для датчика давления каждый раз при выборе переключателем соответствующей скважины.

Система и способ по настоящему изобретению предусматривают использование индивидуальных параметров калибровки датчиков давления для различных скважин, входящих в состав куста скважин, и, таким образом, обеспечивают значительное повышение точности измерения, а также возможность использования одного многофазного расходомера для всех скважин, входящих в состав куста скважин. В свою очередь, это позволяет получить значительную экономию финансовых средств.

ПРИМЕР

Многофазный расходомер, серийно выпускаемый корпорацией Schlumberger под наименованием PhaseWatcher, установлен в структуре куста скважин для контроля продукции восьми скважин. Датчик дифференциального давления многофазного расходомера имеет неопределенность 0,2% в калиброванном интервале и исходный калиброванный диапазон давления 0-5000 мбар. Следовательно, абсолютная неопределенность (погрешность) многофазного расходомера составляет 10 мбар. Величина дебита прямо пропорциональна корню квадратному разности давлений, определенной на измерительной ячейке (горловине Вентури). В связи с этим в данном примере указана только разность давлений, измеренная датчиком дифференциального давления.

Таблица 1
1 2 3 4 5 6
Номер скважины Дифференциальное давление скважины, мбар Текущая относительная неопределенность (0,2 % диапазона), % Доля в относительной неопределенности общего дебита, % Новый калиброванный интервал датчика дифференциального давления, мбар Относительная неопределенность после перекалибровки, %
1 5000 0,20 0,10 5000 0,20
2 3000 0,33 0,16 3300 0,22
3 1000 1,00 0,50 1100 0,22
4 800 1,25 0,63 900 0,23
5 500 2,00 1,00 600 0,24
6 200 5,00 2,50 250 0,25
7 100 10,00 5,00 150 0,30
8 50 20,00 10,00 100 0,40

Очевидно, что в столбце 6 относительная неопределенность общего дебита после перекалибровки с использованием способа в соответствии с настоящим изобретением значительно ниже неопределенности для стандартной конфигурации (столбец 3). Применение динамической калибровки датчика дифференциального давления для отдельных скважин обеспечивает повышение общей точности измерений.

В таблице 1 представлена следующая информация:

Столбец 1: номер скважины, входящей в состав куста скважин;

Столбец 2: исходная разность давления флюида отдельных скважин для данного расходомера (например, расходомера PhaseWatcher (корпорации Schlumberger), имеющего диаметр горловины трубки Вентури, равный 52 мм);

Столбец 3: относительная погрешность измерения дифференциального давления при фиксированном диапазоне 0-5000 мбар;

Столбец 4: доля относительной погрешности общего дебита, обусловленная инструментальной погрешностью датчика;

Столбец 5: оптимальный диапазон для каждой скважины, определенный цифровым контроллером и записанный в памяти контроллера;

Столбец 6: относительная погрешность измерения дифференциального давления после индивидуальной последовательной калибровки датчика дифференциального давления.

Хотя настоящее изобретение подробно описано со ссылками на определенные предпочтительные примеры осуществления изобретения, очевидно, что в пределах объема и сущности изобретения могут быть реализованы изменения и модификации, которые ограничиваются только приложенной формулой изобретения и эквивалентами пунктов формулы.

1. Система для измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин, содержащая:
многофазный расходомер, включающий в себя датчик давления;
клапанный блок, размещенный между каждой отдельной нефтяной скважиной и многофазным расходомером и обеспечивающий включение и выключение подачи флюида от одной выбранной скважины к многофазному расходомеру; и
средство индивидуальной калибровки датчика давления для каждой отдельной скважины для повышения точности измерения дебита.

2. Система по п. 1, в которой указанное средство индивидуальной калибровки включает в себя цифровой контроллер, функционально связанный с датчиком дифференциального давления и клапанным блоком, который определяет диапазон дифференциального давления для каждой скважины, входящей в состав куста скважин, выбирает отдельную скважину для проведения измерений дебита и проводит калибровку расходомера с использованием заданного диапазона дифференциального давления, соответствующего выбранной скважине.

3. Система по п. 2, в которой цифровой контроллер входит в состав многофазного измерительного прибора.

4. Система по п. 1, в которой клапанный блок включает в себя поворотный клапан, имеющий корпус, содержащий множество каналов, каждый из которых соединен с выходным трубопроводом каждой отдельной скважины, и поворотный элемент, выполненный с возможностью поворота в кольцевом корпусе клапана и содержащий
канал, который механически совмещается со множеством каналов, выполненных в корпусе, и последовательно обеспечивает подачу флюида от отдельных скважин к многофазному расходомеру, причем положение поворотного элемента может регистрироваться.

5. Система по п. 1, в которой многофазный расходомер дополнительно содержит средство для создания перепада давления на измерительной секции, причем измерение величины перепада давления осуществляется датчиком давления.

6. Система по п. 5, в которой средство для создания перепада давления представляет собой трубку Вентури или дроссель, а датчик давления представляет собой датчик дифференциального давления.

7. Система по п. 1, в которой многофазное измерительное устройство дополнительно содержит измеритель фракций, предназначенный для измерения отдельных фракций нефти, воды и газа во флюиде.

8. Система по п. 7, в которой измеритель фракций представляет собой гамма-плотномер, содержащий источник гамма-излучения, установленный у первого окна трубопровода для флюида, и приемник, установленный у второго окна трубопровода для флюида, размещенного напротив первого окна.

9. Система по п. 7, в которой измеритель фракций представляет собой рентгеновский измеритель фракций.

10. Система по п. 1, в которой базовая неопределенность датчика давления находится в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 0,50% диапазона давления, для которого проведена калибровка.

11. Система по п. 2, в которой цифровой контроллер определяет диапазон давления для конкретной скважины посредством расчета максимального прогнозируемого давления для данной скважины.

12. Способ измерения дебита отдельных скважин, входящих в состав куста скважин, с использованием многофазного расходомера, содержащий этапы, на которых:
определяют диапазон значений дифференциального давления для каждой скважины, входящей в состав куста скважин;
выбирают первую отдельную скважину, для которой был определен диапазон значений дифференциального давления;
калибруют датчик дифференциального давления многофазного расходомера на основе диапазона значений дифференциального давления, соответствующего выбранной скважине; и
измеряют дебит флюида, поступающего из первой выбранной скважины.

13. Способ по п. 12, в котором выбирают вторую отдельную скважину, осуществляют перекалибровку на основе заданного диапазона давления, соответствующего второй выбранной скважине, и осуществляют измерение дебита второй выбранной скважины.

14. Способ по п. 12, в котором указанные этапы повторяют до выполнения измерения дебита всех скважин.

15. Способ по п. 12, в котором диапазон дифференциального давления, определенный для конкретной скважины, соответствует интервалу от нуля до максимального прогнозируемого значения дифференциального давления для данной скважины.

16. Способ по п. 12, в котором осуществляют периодическое
обновление диапазона дифференциального давления для каждой скважины.

17. Способ по п. 12, в котором базовая неопределенность измерения расходомера, функционирующего на основе данных дифференциального давления, составляет от примерно 0,1% до примерно 0,5% интервала значений давления, для которого проведена калибровка.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к расходомерам Вентури, используемым во взаимодействии с потоком из подземных пластов, и более конкретно к инвертированным расходомерам Вентури.

Нагревательное устройство, работающее на газе, содержит впуск для газа, впуск для воздуха, клапан, управляющее устройство, горелку, теплообменник и вентилятор. Клапан присоединен к впуску для газа.

Изобретение относится к области приборостроения, в частности к устройствам для измерения параметров потока газа в открытых и закрытых каналах. .

Изобретение относится к области гидродинамических устройств, для изменения скорости потоков путем плавного сужения и расширения их поперечных сечений. .

Изобретение относится к измерению расхода текучих сред в закрытых трубопроводах, в частности к датчикам давления для расходомеров. .

Изобретение относится к измерению расхода текучих сред в закрытых трубопроводах, в частности текучих сред, содержащих примеси в виде твердых частиц. .

Изобретение относится к измерению расхода текучих сред в закрытых трубопроводах, в частности к датчикам давления для используемых в таких случаях расходомеров. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства для измерения расхода с повышенной точностью и малыми потерями энергии на процесс измерения .

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта.

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

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.
Наверх