Система оптимизации работы группы нефтегазовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) в системе оптимизации работы группы скважин путем управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на кусте нефтегазовых скважин по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей заявляемой системы. Технический результат достигается тем, что указанная система содержит установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль (УМ), который выполнен в виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, устройство для измерения компонентного состава СКЖ. Выход каждого УМ соединен трубопроводом со входом переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом групповой замерной установки (ГЗУ), либо с выходным коллективным трубопроводом. При этом электродвигатель каждого УМ подключен к общему блоку управления системы, который, в свою очередь, шинами управления соединен с переключателем. При этом скважины соединены с установленными на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевыми модулями с подвижными патрубками, приводимыми в движение электродвигателями и соединенными с входными патрубками кругового переключателя потоков, выходной патрубок которого соединен со входным патрубком датчика проточного протонного магнитно-резонансного анализатора (ПМРА) с катушкой индуктивности, четверть волновой линией соединенной с передатчиком и приемником ПМРА, выход которого соединен с блоком управления, соединенным с преобразователями напряжения и частоты (ПНЧ), выходы которых силовыми шинами соединены с погружными электродвигателями в установках электроцентробежных насосов нефтегазовых скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) в системе оптимизации работы группы скважин путем управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на кусте нефтегазовых скважин по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ по ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (Приказ Минэнерго №69 от 31.03.2005).

Известна система контроля технологических режимов группы нефтегазовых скважин по патенту RU 2168011, кл. Е21В 47/10, Е21В 43/34, от 27.05.2001 г., содержащая переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором гравитационного типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На жидкостной линии установлен массовый расходомер кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в эмульсии - емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер. Известная система позволяет осуществлять удаленный мониторинг группы скважин месторождения при меньших затратах, чем предыдущий, поскольку одно замерное устройство находится в совместном пользовании группы скважин.

Основным недостатком известной системы является невозможность функционирования в реальном времени. Это связано с тем, что измерение продуктивных параметров нефтегазовых скважин и выявление изменений этих параметров ведется последовательно по заранее определенному графику замеров. Данное обстоятельство в совокупности с отсутствием каких-либо средств автоматического регулирования системы добычи выливается в невозможность построить отклик продуктивных параметров при варьировании параметров скважинного оборудования, и реализовать оптимизацию извлечения углеводородов из продуктивного пласта. Сокращение временных интервалов между замерами невозможно осуществить увеличением частоты переключений, поскольку это снижает надежность системы и увеличивает риск аварий (порыв трубопровода), а также быстро вырабатывает ресурс переключателя, что приводит к паразитным перетокам между портами переключателя и вносит неконтролируемые ошибки измерений.

Известно устройство отимгоации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита по патенту RU 2318988, кл. Е21В 43/00, от 10.03. 2008 г., содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик устьевого давления и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, которые подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа. Выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления. При этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью. Известное устройство позволяет не только автоматически измерять режимы функционирования скважины, но и изменять их по заранее заданному алгоритму, т.е. решать упрощенную задачу оптимизации работы нефтяной скважины. Устройство может позволить скважине работать длительное время, оптимизируя ее устьевое давление, если изменения обводненности и газового фактора будут незначительными. Система является автономной, т.е. не требует наличия высококвалифицированного обслуживающего персонала.

Основным недостатком известной системы является отсутствие измерительных средств, позволяющих проводить в реальном времени измерение компонентного состава скважинной жидкости. Проводить расчет дебита группы скважин по единожды измеренным (раз в месяц) параметрам, полученным с помощью групповой замерной установки (ГЗУ) нельзя, т.к. при таком расчете принимаются неизменными (постоянными) значения обводненности и газового фактора скважины или группы скважин. Без знания измеренных в реальном времени параметров скважины (дебита, компонент СКЖ - нефти, воды и газа) невозможна оптимизация компонентного состава скважины, и тем более группы скважин. Другим серьезным недостатком известной системы является то, что она применима для решения одной задачи оптимизации - стабилизации устьевого давления на одной скважине и плохо подходит для оптимизации работы группы скважин, оказывающих друг на друга взаимное влияние. Кроме того, не позволяет выявлять неоптимальные режимы добычи или сбои в работе скважинного оборудования (неожиданные выбросы воды, газа и т.п.).

Прототипом является система оптимизации работы группы нефтегазовых скважин по патенту RU 135354 U1, кл. Е21В 43/12, Е21В 47/06 от 13.05.2013, содержащая установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль (УМ) с запорным органом (30) и датчиками перепада давления и температуры, при этом УМ выполнен в виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, внутри которого установлены устройство для измерения компонентного состава СКЖ и запорный орган в виде регулируемого сужающего устройства с датчиками измерения на нем перепада давления, а выход каждого УМ соединен трубопроводом со входом переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом групповой замерной установки (ГЗУ), либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом каждый УМ содержит интерфейс управления, подключенный к ЗО и датчикам перепада давления и температуры, который своими шинами управления и передачи данных подключен к общему блоку управления системы, который в свою очередь, шинами управления соединен с переключателями и ГЗУ.

Основным недостатком известной системы является то, что в качестве управляющего воздействия для оптимизации работы скважины и группы скважин является запорное устройство в виде сужающегося участка отрезка трубы, что создает динамическое сопротивление потоку СКЖ и осуществляет воздействие только на давление в устье скважин. Это приводит к повышенной нагрузке на электродвигатель УЭЦН и дополнительному расходу электроэнергии.

Другим серьезным недостатком является то, что в качестве устройства для измерения компонентного состава СКЖ использован высокочастотный импедансомер и нейтронный плотномер. Первое устройство при высоких обводненностях нефти работает с высокой погрешностью, поскольку на его показаниях сказывается инверсия фаз при 60-70% влажности - переход от эмульсии типа «вода в нефти» к эмульсии типа «нефть в воде». Нейтронный плотномер содержит радиоактивный источник, что требует обеспечения непрерывной охраны оборудования, т.е. постоянного присутствия квалифицированного персонала на скважине и месторождении.

Еще одним недостатком является низкая представительность пробы, поскольку не предусмотрены меры по ее гомогенизации перед измерением и измерение пробы осуществляется в одной и той же точке сужающего УМ.

Еще одним недостатком является отсутствие прибора для измерения скорости потока (дебита скважин) и газосодержания СКЖ, что является требованием ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа (Приказ Минэнерго №69 от 31.03.2005). Каждый компонент СКЖ требует для измерения отдельного прибора, что выливается в сложный измерительный комплекс, что в свою очередь требует обеспечения непрерывной охраны оборудования и постоянного присутствия квалифицированного персонала на скважине и месторождении.

Задачей изобретения является разработка системы оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, в котором устранены недостатки аналогов и прототипа.

Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей заявляемой системы за счет использования: преобразователя напряжения и частоты (ПНЧ) для управления работой электродвигателями установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) на кусте нефтегазовых скважин; устьевого модуля в виде расширяющегося конусного отрезка трубы; подвижного патрубка для отбора пробы из УМ; проточного экспресс-анализатора протонного магнитного резонанса (ПМРА) в качестве устройства для измерения параметров СКЖ - концентрации воды, нефти и газа, скорости потока и плотности компонентов.

Технический результат достигается тем, что система оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, содержащая установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль (УМ), который выполнен в виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, устройство для измерения компонентного состава СКЖ, выход каждого УМ соединен трубопроводом со входом переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом групповой замерной установки (ГЗУ), либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом электродвигатель каждого УМ подключен к общему блоку управления системы, который в свою очередь, шинами управления соединен с переключателем, согласно настоящему изобретению, скважины соединены с установленными на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевыми модулями с подвижными патрубками, приводимыми в движение электродвигателями и соединенными с входными патрубками кругового переключателя потоков, выходной патрубок которого соединен со входным патрубком датчика проточного протонного магнитно-резонансного анализатора (ПМРА) с катушкой индуктивности, четверть волновой линией соединенной с передатчиком и приемником ПМРА, выход которого соединен с блоком управления, соединенным с преобразователями напряжения и частоты (ПНЧ), выходы которых силовыми шинами соединены с погружными электродвигателями в установках электроцентробежных насосов нефтегазовых скважин. При этом УМ выполнен в виде расширяющегося конического отрезка трубы, а проточный ПМРА используется для измерения параметров СКЖ.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1. представлена схема (на примере трех скважин) реализации заявляемой системы.

Обозначения на чертеже:

1а-1в - скважины;

2а-2в - выкидные газопроводы;

3а-3в - устьевые модули;

4 - магистральный трубопровод;

5а-5в - подвижные патрубки;

6а-6в - гребенки;

7а-7в - электродвигатели;

8а-8в - входные патрубки кругового переключателя;

9 - круговой переключатель;

10 - выходной патрубок кругового переключателя;

11 - датчик;

12 - проточный ПМР экспресс-анализатор;

13 - выкидной патрубок;

14 - катушка индуктивности;

15 - передатчик;

16 - приемник;

17 - релаксометр ПМР;

18 - блок управления;

19а-19в - шины;

20а-20в - преобразователи напряжения и частоты (ПНЧ);

21а-21в - погружные электродвигатели;

22а-22в - электроцентробежные насосы.

Система включает скважины 1а-1в (скважин может быть гораздо больше - до 24 на ГЗУ), соединенные с установленными на выкидном нефтепроводе 2а-2в каждой скважины устьевыми модулями 3а-3в, выходными патрубками соединенными с магистральным трубопроводом 4, подвижными патрубками 5а-5в, через гребенки 6а-6в приводимыми в движение (шаговыми или другими) электродвигателями 7а-7в и соединенными с входными патрубками 8а-8в кругового переключателя потоков 9, выходной патрубок 10 которого соединен со входным патрубком датчика 11 проточного ПМР экспресс-анализатора 12 с выкидным патрубком 13 слива измеренной пробы в магистраль трубопровода 4, катушкой индуктивности 14 датчика 11, четверть волновой линией соединенной с передатчиком 15 и приемником 16 релаксометра ПМР 17 ПМР-анализатора 12, соединенным с блоком управления 18, шинами 19а-19в соединенным с преобразователями напряжения и частоты (ПНЧ) 20а-20в, выходы которых соединены с погружными электродвигателями 21а-21в установок электроцентробежных насосов 22а-22в.

Схема реализации системы работает следующим образом. Скважинная жидкость из скважин 1а-1в через выкидные нефтепроводы 2а-2в каждой из скважин поочередно поступает в устьевые модули 3а-3в и выходит через выходные патрубки в магистральный трубопровод 4. Часть скважинной жидкости попадает в подвижные патрубки 5а-5в, через гребенки 6а-6в приводимые в движение электродвигателями 7а-7в и далее через входные патрубки 8а-8в кругового переключателя потоков 9 через выходной патрубок 10 поочередно, в зависимости от положения переключателя потоков 9, поступает в датчик 11 релаксометра 17 проточного ПМР экспресс-анализатора 12, где производится замер параметров СКЖ и далее через выкидной патрубок 13 измеренная проба сливается в магистраль трубопровода 4. В катушке индуктивности 14 датчика 11 отобранная проба облучается радиочастотным импульсом, поступающим от передатчика 15 релаксометра 17, после чего в катушке 14 генерируется сигнал ПМР, который через четверть волновую линию поступает в приемник 16 релаксометра ПМР 17 ПМР-анализатора 12, соединенного с блоком управления 18, в котором формируется сигнал управления и с которого по шинами 19а-19в поступают сигналы на преобразователи напряжения и частоты (ПНЧ) 20а-20в, которые меняют напряжение и частоту погружных электродвигателей 21а-21в установок электроцентробежных насосов 22а-22в.

Для проверки работоспособности заявляемой системы был собран стенд управления движением патрубка в устьевом модуле пробоотбора газожидкостных смесей (фиг. 2).

Выполненные модельные эксперименты показали пригодность сконструированных образцов для решения задач оптимизации работы скважины через блоки управления и ПНЧ, расположенные на устье скважин, путем изменения через ПНЧ скорости вращения ю и момента М ротора погружного электродвигателя УЭЦН в зависимости от изменяющихся параметров скорости потока ν, плотности ρ, концентрации воды W и газа G.

1. Система оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, содержащая установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль (УМ), который выполнен в виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, устройство для измерения компонентного состава скважинной жидкости (СКЖ), выход каждого УМ соединен трубопроводом со входом переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом групповой замерной установки (ГЗУ), либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом электродвигатель каждого УМ подключен к общему блоку управления системы, который, в свою очередь, шинами управления соединен с переключателем, отличающаяся тем, что скважины соединены с установленными на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевыми модулями с подвижными патрубками, приводимыми в движение электродвигателями и соединенными с входными патрубками кругового переключателя потоков, выходной патрубок которого соединен со входным патрубком датчика проточного протонного магнитно-резонансного анализатора (ПМРА) с катушкой индуктивности, четверть волновой линией соединенной с передатчиком и приемником ПМРА, выход которого соединен с блоком управления, соединенным с преобразователями напряжения и частоты (ПНЧ), выходы которых силовыми шинами соединены с погружными электродвигателями в установках электроцентробежных насосов нефтегазовых скважин.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что УМ выполнен в виде расширяющегося конического отрезка трубы.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что проточный ПМРА используется для измерения параметров СКЖ.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для контроля поступления в эксплуатационные скважины пластовой воды. Технический результат заключается в повышении точности при контроле за разработкой газового месторождения, а именно при контроле поступления пластовой воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствие проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов.
Изобретение относится к способам и измерительному комплексу изучения смешанного потока газа, жидкости и твердых частиц. Техническим результатом является повышение точности измерения расхода многофазной жидкости.

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.

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.

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.

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 измерительной технике и может использоваться в нефтегазовой отрасли на буровых установках. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности при измерениях плотности, объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора, а также повышение эффективности вихревой дегазации бурового раствора за счет стабилизации термодинамических условий и магнитной обработки с непрерывным определением степени дегазации, что в комплексе позволяет повысить надежность системы автоматического измерения и вывести метод газового каротажа на количественный, петрофизически обоснованный уровень. Для этого система содержит две аналогичные подсистемы «На входе в скважину» и «На выходе из скважины», в составе которых: реверсивный импеллерный насос с электроприводом, два измерительных сосуда под разными давлениями, вихревой дегазатор, струйный насос, блок сбора и обработки информации, силовой блок, выносной газоанализатор. При этом система содержит измерительный модуль, работающий под избыточным давлением и соединенный нижней частью с выходом насоса, а верхней частью через измеритель расхода жидкости со входом вихревого дегазатора. Внутри измерительного сосуда находятся объединенные в сборку два датчика давления, датчик температуры и удельного электрического сопротивления. Измерительный сосуд, работающий под атмосферным давлением, соединен с насосом, в нижней части сосуда расположено регулирующее устройство для ограничения расхода жидкости, во внутреннюю трубу подается буровой раствор, а через внешнюю трубу, соединенную с атмосферой, производится эвакуация жидкости через струйный насос, в сопло которого через тройник, трубопровод и регулирующее устройство буровой раствор под давлением подается с выхода насоса. Нижняя часть вихревого дегазатора также соединяется со струйным насосом для эвакуации продегазированного бурового раствора, а его верхняя часть через измеритель расхода газовоздушной смеси и вакуум-насос соединена с выносным газоанализатором. Измерительные сосуды, измерители расхода, электродвигатель и измерители потока и температуры на входах подсистем соединены электрическими связями с блоком сбора и предварительной обработки информации, осуществляющим функции автоуправления работой подсистемы через силовой блок, а также передачей части функций устройству ручного управления и отображения информации на буровой. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к технике контроля средств измерений расхода и других метрологических характеристик замерных установок на нефтепромыслах, в частности, при их калибровке и поверке. Способ контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок, в том числе автоматизированных групповых замерных установок, предназначенных для измерения в условиях нефтепромысла количества и показателей качества добываемой сырой нефти, включает подачу из поверочной установки исходных компонентов, в виде поверочной газожидкостной смеси, в поверяемую замерную установку, с использованием для приготовления поверочной газожидкостной смеси продуктов нефтедобычи, полученных из скважины, при этом в качестве исходных компонентов при поверке используют нефть и воду, отсепарированные из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений при первичной подготовке, доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки; подают в емкость-миксер исходные компоненты, при этом замеряют их количество и показатели качества, включая водосодержание, средствами измерений, принадлежащими поверочной установке; смешивают в емкости-миксере расчетные дозы исходных компонентов жидкой фазы, доводя до заданного соотношения по нефти и воде; термостатируют полученную поверочную смесь на уровне, соответствующем заданной точке температурного диапазона работы поверяемой замерной установки; из емкости-ресивера подают замеряемое количество термостатированного аналога попутного газа или химически инертного газа в емкость-миксер или на выход из насоса подачи поверочной смеси в поверяемую замерную установку в поток поверочной смеси, доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки и обеспечивая поступление на вход поверяемой замерной установки газожидкостной смеси, содержащей достоверно известное количество нефти, воды и газа; направляют поверочную газожидкостную смесь на вход сепаратора поверяемой замерной установки; в поверяемой замерной установке сепарируют поверочную газожидкостную смесь, поступившую от поверочной установки, на жидкость и газ; средствами измерений поверяемой замерной установки проводят замеры заданных показателей по количеству и показателям качества поверочной жидкости и газа, включая водосодержание, и сравнивают полученные результаты с достоверно известными показателями газожидкостной смеси, подаваемой от поверочной установки. Технический результат - повышение достоверности измерений количества и показателей качества продуктов нефтедобычи, а также снижение трудоемкости и продолжительности цикла поверочных операций. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости в системе оптимизации работы группы скважин путем управления установками электроцентробежных насосов на кусте нефтегазовых скважин по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей заявляемой системы. Технический результат достигается тем, что указанная система содержит установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль, который выполнен в виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, устройство для измерения компонентного состава СКЖ. Выход каждого УМ соединен трубопроводом со входом переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом групповой замерной установки, либо с выходным коллективным трубопроводом. При этом электродвигатель каждого УМ подключен к общему блоку управления системы, который, в свою очередь, шинами управления соединен с переключателем. При этом скважины соединены с установленными на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевыми модулями с подвижными патрубками, приводимыми в движение электродвигателями и соединенными с входными патрубками кругового переключателя потоков, выходной патрубок которого соединен со входным патрубком датчика проточного протонного магнитно-резонансного анализатора с катушкой индуктивности, четверть волновой линией соединенной с передатчиком и приемником ПМРА, выход которого соединен с блоком управления, соединенным с преобразователями напряжения и частоты, выходы которых силовыми шинами соединены с погружными электродвигателями в установках электроцентробежных насосов нефтегазовых скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх