Способ индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин и система для его осуществления

Изобретения относятся к области добычи нефти и могут быть использованы для непрерывного измерения дебита куста нефтяных скважин и позволяют осуществлять непрерывный контроль и управление работой скважин. Способ заключается в отборе части продукции каждой скважины, пропорциональной дебиту скважины, разделению ее в индивидуальном для каждой скважины сепараторе на жидкость и газ и проведению измерений, на основании которых определяют дебит каждой скважины. При этом после измерений отобранную часть продукции соединяют с основной частью продукции куста скважин перед измерением суммарного объема добычи по кусту скважин групповой замерной установкой. Система для реализации данного способа содержит нефтесборный коллектор, соединенный на входе с каждой из скважин выкидными линиями, а на выходе с групповой замерной установкой. Индивидуальные малогабаритные сепараторы для каждой из скважин с расходомерами на его выходных линиях соединены на входе с установленными на скважинах устройствами отбора части их продукции, а на выходе через буферную емкость с общим нефтесборным коллектором. Технический результат заключается в повышении достоверности сведений о работе каждой скважины. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретения относятся к области добычи нефти и могут быть использованы для непрерывного измерения дебита куста нефтяных скважин.

Известны способы измерения дебита скважин с помощью индивидуальных и групповых замерных установок, в которых для измерения дебита используются емкости для разделения продукции скважины на газовую и жидкую фазу с измерением их расхода в течение времени замера (Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002., стр. 363-385).

Основным недостатком известных индивидуальных замерных установок является их сложная механическая конструкция с большим объемом металла и большим количеством запорной арматуры, что практически не позволяет оборудовать каждую скважину такой замерной установкой.

Недостатком известных групповых замерных установок является то, что работа системы осуществляется в дискретном режиме, последовательно от скважины к скважине, что исключает возможность непрерывного измерения нескольких скважин одновременно. Продолжительное время измерения одной скважины (время между измерениями достигает от нескольких часов до нескольких суток), в течение которых скважины находятся вне контроля, приводит к значительным потерям в дебите нефти при неожиданных отказах в работе установок.

Также в данных установках отсутствует возможность прямого измерения полного замера всей продукции куста скважин, что не позволяет достоверно определить фактический объем добычи нефти на кустовом участке добычи и в целом по всему месторождению.

Все эти недостатки не дают возможности объективно оценить работоспособность скважины и общий объем добытой нефти на кусте.

Известны способ индивидуального замера дебита скважин и система для его осуществления, при которых измерение дебита осуществляется косвенным путем с помощью отбора части потока, причем в зоне отбора проб создают условия для критического течения основного потока, а отбор пробы ведут из этой зоны с критической скоростью отбираемого потока, при этом критические режимы течений создают путем установки на пути потоков калиброванных штуцеров. Дебит скважины по жидкости рассчитывают путем умножения объема жидкости, поступившей в мерник в единицу времени, на отношение площади проходного сечения штуцера, установленного в корпусе устройства для отбора проб, к площади проходного сечения штуцера, установленного в пробоотборном патрубке. (патент РФ №2091579, публ. 1997 г.)

К недостаткам данного решения следует отнести отсутствие возможности полного замера всей продукции куста скважин, что не позволяет достоверно определить фактический объем добычи нефти на кустовом участке добычи и в целом по всему месторождению. Это происходит потому, что расходомерами измеряется расход только части продукции скважин, а общий расход продукции скважины определяется расчетным путем.

Наиболее близким к заявляемому является устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин, реализующее способ индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин, заключающийся в том, что все добывающие скважины подключаются к замерной установке, обеспечивающей подключение продукции скважин к нефтесборному коллектору, на котором установлен расходомер, осуществляющий непрерывное измерение суммарного по кусту объема добычи продукции скважин (Патент РФ №2482265, публ. 2013 г.)

В известном способе и работе реализующей его замерной установки, поочередно измеряется дебит каждой скважины, затем дебиты суммируются, и определяется объем добычи на кустовом участке, значение которого сверяется с дебитом, определяемым мультифазным расходомером, расположенным после нефтесборного коллектора.

Недостатком данного технического решения является дискретность измерения индивидуальных дебитов скважин куста в замерной установке. При этом устройство, используемое для переключения скважин (перенаправления продукции скважины в линию замера), является недостаточно надежным и часто выходит из строя. Отсутствие непрерывного контроля за работой каждой скважины куста приводит к тому, что при расхождении между показаниями расходомера, измеряющего суммарный по кусту расход продукции, и данными по измерительной установке, для определения причины расхождения требуется вмешательство оператора. Наличие двух способов замера одного и того же расхода вносит неопределенность в работу системы, решить которую автоматически не удается.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является обеспечение возможности непрерывного поскважинного контроля за работой куста нефтяных скважин, за счет повышения достоверности сведений о режимах работы каждой из скважин, путем обеспечения возможности одновременного замера дебита каждой из скважин наряду с непрерывным замером суммарного дебита продукции куста нефтяных скважин.

Задача решается тем, что в способе индивидуально - группового замера продукции куста нефтяных скважин, заключающемся в подключении продукции скважин к нефтесборному коллектору и измерению суммарного объема добычи продукции по кусту скважин посредством групповой замерной установки, непрерывно от каждой скважины производят отбор части ее продукции, пропорциональной дебиту скважины, разделяют отобранную часть продукции в индивидуальном для каждой скважины сепараторе на жидкость и газ и производят их замеры, на основании которых определяют дебит каждой скважины, причем после измерений отобранную часть продукции соединяют с основной частью продукции куста скважин перед измерением суммарного объема добычи по кусту скважин групповой замерной установкой, при этом дебит каждой скважины Qi определяют из следующего соотношения: Qi=Qжi+Qгi=Qж0⋅qжi/qж0+Qг0⋅qгi/qг0, где Qжi, Qгi - дебит каждой скважины по жидкости и газу, соответственно; Qж0, Qг0 - общее количество жидкости и газа куста скважин, соответственно; qжi, qгi - расход измеряемой части жидкости и газа скважины, соответственно; qж0, qг0 - сумма расходов измеряемой части жидкости и газа куста скважин, соответственно.

Задача решается также тем, что система для индивидуально - группового замера продукции куста нефтяных скважин, содержащая нефтесборный коллектор, соединенный на входе с каждой из скважин выкидными линиями, а на выходе с групповой замерной установкой, дополнительно снабжена индивидуальными для каждой из скважин малогабаритными сепараторами, причем каждый сепаратор соединен на входе с устройством отбора части продукции соответствующей ему скважины, при этом выходные линии газа и жидкости сепараторов снабжены расходомерами и соединены через буферную емкость с общим нефтесборным коллектором.

Изобретения поясняются графически, где на фиг. 1 схематично изображена система для индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин.

Система содержит скважины 1, соединенные выкидными линиями 2 с общим нефтесборным коллектором 3, на котором установлена кустовая замерная установка 4 с содержащимся в ней замерным устройством 5. Это устройство может быть, как традиционным, т.е сепаратор, в котором продукция непрерывно разделяется на два потока - газ и жидкость и установкой на каждом из потоков расходомера, либо представлять собой мультифазный расходомер. На выходе из каждой скважины устанавливается устройство непрерывного пропорционального отбора части продукции 6, выход которого соединен с индивидуальным сепаратором-разделителем 7. Сепаратор-разделитель 7 снабжен выходными линиями газа и жидкости, на которых устанавливается расходомер 8 газа и расходомер 9 жидкости. Сепаратор-разделитель 7 соединен с буферной емкостью 10, выход из которой соединен нефтесборным коллектором 3. Для подачи продукции скважин в систему нефтесбора предназначен выходной коллектор кустовой замерной установки 11.

Система работает следующим образом.

Продукция скважин 1 по выкидным линиям 2 поступает в общий нефтесборный коллектор 3 и направляется в кустовую замерную установку 4 и замерное устройство (расходомер) 5 для замера общего расхода продукции куста, после чего по выходному коллектору поступает в систему нефтесбора. Одновременно часть продукции каждой скважины поступает через устройство непрерывного пропорционального отбора в индивидуальный сепаратор-разделитель, в котором разделяется на газ и жидкость, расход которых измеряется раздельно с помощью расходомеров 8 и 9. После измерения газ и жидкость со всех индивидуальных разделителей поступают в буферную емкость, откуда газожидкостная смесь направляется в нефтесборный коллектор 3, где соединяется с основным потоком продукции скважин.

Расчет дебитов по каждой скважине производится следующим образом. Вычисляется отношение замеренного расходомером 9 расхода части жидкости индивидуальной скважины - qжi к общему расходу жидкости (сумме расходов), замеренному расходомерами 9 на каждой из скважин - qж0. А затем это отношение умножают на общее количество жидкости куста скважин, замеренное расходомером 5 кустовой замерной установки 4, - Qж0.

Таким образом, дебит каждой скважины по жидкости Qжi определяется следующим соотношением: Qжi=qж0⋅qжi/qж0.

Аналогичным образом определяют дебиты каждой скважины по газу.

Вычисляется отношение замеренного расходомером 8 расхода части газа индивидуальной скважины - qжi к общему расходу газа (сумме расходов), замеренному расходомерами 8 на каждой из скважин - qг0. А затем это отношение умножают на общее количество газа куста скважин, замеренное расходомером 5 кустовой замерной установки 4, - Qг0.

Таким образом, дебит каждой скважины по газу Qгi определяется следующим соотношением: Qгi=Qг0⋅qгi/qг0.

Дебит (расход) продукции по каждой скважине рассчитывается как сумма дебитов жидкости и газа Qi=Qжi+Qгi, а общий расход продукции куста Q0=Qж0+Qг0.

Предлагаемый способ замера дебита куста нефтяных скважин реализует непрерывное измерение, как дебитов самих скважин, так и общей продукции куста нефтяных скважин, причем расчет дебита каждой скважины осуществляется с учетом измеренного значения общей продукции куста скважин. Вовлечение в процессе измерения дебита отдельной скважины не всей продукции скважины, а лишь ее части обеспечивает малогабаритность устройств и средств замера, и, следовательно, позволяет обустроить скважины в размерах, не выходящих за пределы существующих. Батарея индивидуальных сепараторов-разделителей может быть объединена в блок, вписывающийся в существующие габариты автоматизированной групповой замерной установки с учетом исключения переключателя скважин и некоторой модернизации сепаратора для общей продукции (либо установки мультифазного расходомера).

Непрерывный поскважинный контроль и учет добычи по нефти, газу и воде в сочетании с периодическими исследованиями режимов работы скважин позволяет получить информацию о состоянии объекта разработки и протекающих в нем процессах и, тем самым, повысить уровень его моделирования и управления.

1. Способ индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении продукции скважин к нефтесборному коллектору и измерению суммарного объема добычи продукции по кусту скважин посредством групповой замерной установки, отличающийся тем, что непрерывно от каждой скважины производят отбор части ее продукции, пропорциональной дебиту скважины, разделяют отобранную часть продукции в индивидуальном для каждой скважины сепараторе на жидкость и газ и производят их замеры, на основании которых определяют дебит каждой скважины, при этом после измерений отобранную часть продукции соединяют с основной частью продукции куста скважин перед измерением суммарного объема добычи по кусту скважин групповой замерной установкой.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дебит каждой скважины Qi определяют из следующего соотношения: Qi=Qжi+Qгi=Qж0⋅qжi/qж0+Qг0⋅qгi/qг0, где Qжi, Qгi - дебит каждой скважины по жидкости и газу соответственно; Qж0, Qг0 - общее количество жидкости и газа куста скважин соответственно; qжi, qгi - расход измеряемой части жидкости и газа скважины соответственно; qж0, qг0 - сумма расходов измеряемой части жидкости и газа куста скважин соответственно.

3. Система для индивидуально-группового замера продукции куста нефтяных скважин, содержащая нефтесборный коллектор, соединенный на входе с каждой из скважин выкидными линиями, а на выходе с групповой замерной установкой, отличающаяся тем, что она снабжена индивидуальными для каждой из скважин малогабаритными сепараторами, при этом каждый сепаратор соединен на входе с установленным на соответствующей ему скважине устройством отбора части продукции, при этом выходные линии газа и жидкости сепараторов снабжены расходомерами и соединены через буферную емкость с общим нефтесборным коллектором.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебитов нефти, воды и газа при различных содержаниях свободного газа в измеряемой продукции, в том числе при его полном отсутствии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, предназначено для контроля влагосодержания продукции нефтедобывающих скважин и может быть использовано при получении информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к оборудованию для проведения исследований в целях подготовки исходных данных для подсчета запасов газа и конденсата, а также эксплуатационных характеристик газовых и газоконденсатных скважин на любой стадии их освоения.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу.

Изобретение относится к области исследования скважины, а именно к способу экспресс-определения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин, при одновременном совмещении процессов освоения скважин и гидродинамического исследования.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов.

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции.

Изобретение относится к cпособу герметизации эксплуатационной колонны. Техническим результатом является обеспечение герметичной посадки пакера за одну спускоподъемную операцию.

Изобретение относится к способу определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин. Технический результат заключается в определеним объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин с высокой оперативностью и точностью в привязке к глубине бурения.

Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для изменения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) и отбора проб в нефтегазоводной смеси из нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах, измеряющих расход и количество нефти с растворенным газом и свободного газа в продукции нефтяной скважины. Способ включает в себя зондирование измеряемой смеси высокочастотными электромагнитными волнами в рабочем диапазоне частот объемного резонатора радиоволнового датчика, измерение резонансной частоты и коэффициента передачи объемного резонатора на резонансной частоте и формирование обобщенной измеренной величины из значений этих параметров. Предусмотрено два режима работы: "динамический" режим с непрерывным протеканием измеряемой среды через радиоволновой датчик влагомера, при типе смеси с непрерывной нефтяной фазой, и режим "статический" с остановкой потока через радиоволновой датчик путем переключения его в байпасный канал, при смесях с водной непрерывной фазой. Переход с одного режима на другой осуществляется автоматически с помощью определения типа смеси путем анализа текущих значений резонансной частоты. Применяются различные градуировки в виде зависимостей резонансной частоты и коэффициента передачи от влагосодержания, используемые при различных режимах и различном содержании свободного газа. Рабочий алгоритм измерения текущего значения величины влагосодержания состоит в определении его из уравнения обобщенной измеренной величины, в которое подставлено текущее значение этой обобщенной величины, рассчитанное по измеренным значениям резонансной частоты. Устройство состоит из объемного высокочастотного резонатора типа радиоволнового датчика (РВД) и электронного блока с синтезатором частоты и процессорным модулем, реализующим управляющие и вычислительные функции в соответствии с заложенным рабочим алгоритмом. Отличительными особенностями являются выполнение РВД с малым зазором между возбуждающей обмоткой и корпусом, выполнение узла съема сигнала в виде дифференцирующей электрической цепи для уменьшения влияния свободного газа в смеси на точность измерения и в добавлении секции слива для измерения мерниками содержания жидкости, нефти и газа. Технический результат - измерение влагосодержания в диапазоне от нуля до ста процентов для любого типа (с непрерывной или нефтяной фазой) и любой структуры измеряемой среды из добывающей нефтяной скважины, в том числе при наличии в ней большого содержания газа - до ста процентов, а также выполнение функции пробника трехкомпонентных смесей. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора на скважине. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора и выполненную с конической с наружной резьбой, куда завернута муфта. Также устройство включает две резиновые манжеты с шайбой между ними и с опорной и зажимной тарелками, заглушку с внутренней резьбой, установленный в опорной трубе шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет. На верхнем торце зажимной тарелки имеется цилиндрическая выборка. Новым является то, что шток выполнен из трубы, имеющей на верхнем конце наружную коническую резьбу, а на нижнем - наружную цилиндрическую резьбу. При этом на коническую резьбу штока завернута двухступенчатая втулка с внутренней конической резьбой на нижнем конце. Нижняя часть этой втулки с малым диаметром расположена с возможностью поворота в цилиндрической выборке, выполненной на верхней части муфты, завернутой в опорную трубу. Опорная тарелка расположена сверху резиновых манжет и посажена прессовой посадкой на опорную трубу. Зажимная тарелка расположена снизу резиновых манжет и выполнена с внутренней резьбой, куда завернута нижняя резьбовая часть штока. Верхний торец зажимной тарелки выполнен плоским. Опорная труба выполнена с возможностью входа нижнего конца в цилиндрическую выборку зажимной тарелки при увеличении резиновых манжет в диаметре. Заглушка завернута в цилиндрическую резьбу штока. На шайбе, опорной и зажимной тарелке выполнены сквозные отверстия. В отверстия опорной и зажимной тарелок запрессованы штифты, выполненные с острыми коническими выступами на одном конце. В отверстие шайбы запрессован штифт, выполненный с острым коническим выступом на обеих концах. При этом острые конические выступы штифтов входят в слой резиновых манжет. В предложенном устройстве упрощается конструкция. 4 ил.

Изобретения относятся к области добычи нефти и могут быть использованы для непрерывного измерения дебита куста нефтяных скважин и позволяют осуществлять непрерывный контроль и управление работой скважин. Способ заключается в отборе части продукции каждой скважины, пропорциональной дебиту скважины, разделению ее в индивидуальном для каждой скважины сепараторе на жидкость и газ и проведению измерений, на основании которых определяют дебит каждой скважины. При этом после измерений отобранную часть продукции соединяют с основной частью продукции куста скважин перед измерением суммарного объема добычи по кусту скважин групповой замерной установкой. Система для реализации данного способа содержит нефтесборный коллектор, соединенный на входе с каждой из скважин выкидными линиями, а на выходе с групповой замерной установкой. Индивидуальные малогабаритные сепараторы для каждой из скважин с расходомерами на его выходных линиях соединены на входе с установленными на скважинах устройствами отбора части их продукции, а на выходе через буферную емкость с общим нефтесборным коллектором. Технический результат заключается в повышении достоверности сведений о работе каждой скважины. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх