Адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин



Адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин

 


Владельцы патента RU 2596611:

Акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" (АО "ИПФ "СибНА") (RU)

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки. Способ включает непрерывное одновременное измерение объемного расхода газоконденсатной смеси в основном измерительном и дополнительном трубопроводах. Расчет покомпонентного расхода по газу и газовому конденсату и измерение объемных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора в дополнительном трубопроводе. Сравнение для каждого временного отсчета значений измеренных расходов со значениями расчетных параметров и установку на основании статистических критериев равноточности и совместимости сравниваемых параметров. При подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют средние значения расходов в основном и дополнительном трубопроводах, сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе, и если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают средние значения расходов по газу и конденсату в обоих трубопроводах, и если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату в дополнительном трубопроводе. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относятся к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин.

Известен способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, реализованный соответствующим устройством для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающийся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, непрерывном измерении объемного расхода газоконденсатной смеси и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу и газовому конденсату в основном трубопроводе и внесении в память контроллера всех измеренных и вычисленных параметров (М.И. Зимин, И.Н. Исаченко «Комплекс для измерения параметров газоконденсатной смеси бессепарационным методом», Журнал «Нефтегазовая вертикаль», №21, 2011 г., стр. 40-41),

В данном способе измерение продукции газоконденсатной скважины производится бессепарационным методом в полном объеме поступающей продукции. Измеряются следующие параметры: объемный расход (объем) газожидкостной смеси в рабочих условиях; температура смеси, рабочее давление; плотность смеси. Контроллером, входящим в измерительный комплекс, вычисляются: объемный расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям; массовый расход (масса) жидкости; массовый расход (масса) жидкости (нестабильного конденсата); массовый расход (масса) стабильного конденсата.

При всех достоинствах известного способа, заключающегося в его мобильности и многофункциональности, его существенным недостатком является отсутствие схемных и программных решений, позволяющих производить процедуру самоконтроля, проверки и, в конечном счете, корректировки получаемых расчетных расходных параметров потока продукции газоконденсатных скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является повышение точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки.

Технический результат достигается тем, что в адаптивном способе измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающемся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, измерении объемного расхода газоконденсатной смеси Qсм и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу Qрг и газовому конденсату Qрк в основном измерительном трубопроводе и внесении в память контролера всех измеренных и вычисленных параметров, согласно изобретению часть сформированного потока отбирают в дополнительный трубопровод с последующей его подачей во встроенный в этот трубопровод сепаратор, одновременно с измерением и вычислением расходных параметров в основном измерительном трубопроводе измеряют в дополнительном трубопроводе объемный расход газоконденсатной смеси Qсм(д) на входе в сепаратор и объемные расходы по газу Qг(д) и газовому конденсату Qк(д)) на выходе из сепаратора, при этом значения всех измеренных в основном и дополнительном трубопроводах параметров фиксируют в памяти контролера в зависимости от временного отсчета, формируют временные ряды, в которых для каждого временного отсчета с помощью контроллера попарно сравнивают численные значения расходов Qсм, Qрг, Qрк с соответствующими численными значениями расчетных параметров: к Qсм(д); к Qг(д); к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и устанавливают на основании статистических критериев, например F-критерия Фишера, равноточность и совместимость сравниваемых параметров, причем при подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

Кроме того, для статистической представительности временных рядов, в каждом из них фиксируют не менее 10 отсчетов.

Вышеперечисленные отличительные признаки позволяют проводить процедуру самоконтроля, проверки и, в конечном счете, корректировки получаемых в основном трубопроводе расчетных расходных параметров потока. Идентифицирование связи между сравниваемыми параметрами, которая может быть как случайной, так и детерминированной, позволяет с большей точностью и надежностью скорректировать результаты измерений и вычислений покомпонентных расходов продукции газоконденсатных скважин.

Изобретение поясняется графически, где на схеме представлено устройство, реализующее адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин.

Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин включает в себя измерительный трубопровод 1 в виде вставки с фланцами 2, на котором установлены формирователь потока 3, датчик расхода газа 4, датчики 5 избыточного давления, температуры, плотности, присоединенный через задвижку 6, задвижку с электроприводом 7 к сборному коллектору 8, контроллер с соответствующим программным обеспечением (на рисунке не показан) с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов и управляющими выходами, дополнительный измерительный трубопровод 9, подсоединенный через задвижку 10 между формирователем потока 3 и датчиком расхода газа 4 к измерительному трубопроводу 1, на котором установлены датчик расхода газа 11, датчики 12 избыточного давления, температуры, плотности и сепаратор 13, первый выход 14 (по газу) которого через датчик газа 15, датчики 16 избыточного давления, температуры, плотности, вторую задвижку 17 с управляемым электроприводом, обратный клапан 18 и задвижку 19 подсоединен, с возможностью выхода на факельную линию 20, к сборному коллектору 8, а второй выход 21 (по газовому конденсату) сепаратора 13, датчик расхода газового конденсата 22, датчики 23 избыточного давления, температуры, плотности и обратный клапан 24 подсоединен также, с возможностью выхода на факельную линию 20, к сборному коллектору 8. Трубопровод 25 с установленной на нем задвижкой 26 предназначен для байпасирования продукции скважины непосредственно в сборный коллектор 8, а обратный клапан 27 предохраняет устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из сборного коллектора. Имеется возможность отбора проб в точках (а, b, с, d) трубопроводов через соответствующие задвижки (на рисунке не показаны).

Адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин реализуется в работе данного устройства.

Продукция газоконденсатной скважины в полном объеме поступает на вход формирователя потока 3 в основном измерительном трубопроводе 1. Формирователь потока 3 выпрямляет поток, обеспечивая с той или иной мерой эффективности постоянство плотности продукции. После формирователя потока 3 основной объем продукции скважины разделяется на два потока. В основном трубопроводе 1 при рабочих условиях с помощью датчика расхода газа 4 измеряется объемный расход газоконденсатной смеси Qсм (одновременно измеряются датчиками 5 избыточное давление, температура и плотность). Расчетным путем определяются объемный расход газа при рабочих условиях Qрг и объемный расход жидкой фазы (газового конденсата) в рабочих условиях Qр(к).

Часть потока (не менее 5% от основного потока) продукции скважины отбирается в дополнительную измерительную линию 9. Отношение объема продукции, поступающей в трубопровод 9 к основному объему продукции, поступающей в измерительный трубопровод 1, представляется выражением 1/к, где к - соотношение объемных расходов газоконденсатной смеси в измерительных трубопроводах 1 и 9. В дополнительном трубопроводе одновременно с измерениями расхода газоконденсатной смеси Qсм в основном трубопроводе посредством датчика 11 измеряется объемный расход газожидкостной смеси Qсм(д) в рабочих условиях (одновременно датчиками 12 измеряются избыточное давление, температура и плотность). По дополнительному трубопроводу 9 продукция поступает в сепаратор 13, где происходит разделение газовой (газ) и жидкостной (газовый конденсат) фаз продукции скважины. Объемный расход газа в рабочих условиях Qг(д) на выходе сепаратора 13 (в трубопроводе 14) измеряется соответственно датчиком расхода газа 15 (одновременно датчиками 16 измеряются избыточное давление, температура и плотность).

Расход газового конденсата в рабочих условиях Qк(д) на выходе сепаратора (трубопровод 21) измеряется датчиком расхода 22 газового конденсата (датчиками 23 одновременно измеряются избыточное давление, температура и плотность).

Далее, измеренная продукция и по газу, и по газовому конденсату направляется либо на факел 20, либо в коллектор 8.

В процессе функционирования устройства в память контроллера заносятся все измеренные и вычисленные параметры. В памяти контролера формируются временные ряды, включающие не менее 10-дискретных отсчетов. Для каждого временного отсчета попарно сравниваются численные значения параметров: Qсм, Qрг и Qрк с соответствующими численными значениями к Qсм(д), к Qг(д) и к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и проверяют сравниваемые параметры на предмет их равноточности и совместимости с помощью статистических критериев, например F-критерия Фишера. При подтверждении гипотезы совместимости численных последовательностей парных временных дискретных рядов определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) , и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет производить непрерывную достоверную корректировку результатов измерения, что повышает точность измерения дебита продукции газоконденсатных скважин.

1. Способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающийся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, измерении объемного расхода газоконденсатной смеси Qсм и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу Qрг и газовому конденсату Qрк в основном измерительном трубопроводе, внесении в память контролера всех измеренных и вычисленных параметров, отличающийся тем, что часть сформированного потока отбирают в дополнительный трубопровод с последующей его подачей во встроенный в этот трубопровод сепаратор, одновременно с измерением и вычислением расходных параметров в основном измерительном трубопроводе измеряют в дополнительном трубопроводе объемный расход газоконденсатной смеси Qсм(д) на входе в сепаратор и объемные расходы по газу Qг(д) и газовому конденсату Qк(д)) на выходе из сепаратора, при этом значения всех измеренных в основном и дополнительном трубопроводах параметров фиксируют в памяти контролера в зависимости от временного отсчета, формируют временные ряды, в которых для каждого временного отсчета с помощью контролера попарно сравнивают численные значения расходов Qсм, Qрг, Qрк с численными значениями расчетных параметров к Qсм(д), к Qг(д), к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и устанавливают на основании статистических критериев, например F-критерия Фишера, равноточность и совместимость сравниваемых параметров, причем при подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) , и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в каждом временном ряду фиксируют не менее 10 отсчетов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости.
Наверх