способ измерения дебита нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита нефтедобывающих скважин, включающий автоматическое подключение скважин к буллиту для накопления водонефтяной жидкости и истечение ее из буллита через турбинный счетчик с установленным расходом, отличающийся тем, что для каждой скважины после начала измерения определяют интервал n₁ времени появления первого импульса, соответствующий циклу измерения турбинного счетчика, и на основании анализа интервала n₁ устанавливают продолжительность времени измерения как n измеренных интервалов n₁, при этом число n выбирают в зависимости от необходимой точности измерения так, чтобы начало накопления жидкости в буллите и окончание процесса измерения были синхронизированы.

2. Устройство для измерения дебита нефтедобывающих скважин, содержащее переключатель скважин многоходовой, соединенный с буллитом, регулятор расхода и турбинный счетчик расхода, отличающееся тем, что дополнительно введен соединенный с турбинным счетчиком расхода и переключателем скважин терминальный контроллер, выполненный с возможностью выбора оптимального времени измерения для каждой скважины по измеренному интервалу времени прихода ближайшего импульса турбинного счетчика.

Описание изобретения к патенту

Изобретения относятся к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к измерению дебита нефтедобывающих скважин.

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений для измерения дебита скважин используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа "Спутник" [1]. Измерение дебита нефтедобывающих скважин осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Время накопления жидкости и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Циклический метод измерения обеспечивает пропускание потока жидкости через счетчик в узком диапазоне изменения расхода, что позволяет обеспечить измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту, одновременно являющимся базовым объектом, является способ измерения дебита нефтедобывающих скважин с помощью АГЗУ типа "Спутник АМ-40" [2]. На месторождениях РФ установлены тысячи таких замерных установок. Переоснастить нефтедобывающую промышленность новыми современными аналогичными устройствами, например АГЗУ типа ГМ-40, практически не возможно, т.к. стоимость АГЗУ составляет сотни тысяч рублей (300-600 тыс.руб.). В известном способе [2] измерение дебита нефтедобывающих скважин основано на накоплении жидкости в буллите. Режим накопления жидкости в буллите необходим для обеспечения постоянной скорости протекания жидкости через счетчик ТОР-1-50, погрешность измерения которого 2,5% достигается при потоке жидкости через счетчик в пределах от 1,6·10^-3 до 8,3·10^-3 м ³/с. В реальных условиях к буллиту с помощью переключателя скважин многоходового (ПСМ) подключают до 14 скважин, дебиты которых необходимо контролировать ежесуточно.

К недостаткам известного способа [2] следует отнести:

- жесткая фиксация времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ;

- невозможность измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, за сутки с необходимой точностью.

Стандартная методика с фиксируемым временем измерения дебита, предлагаемая заводом изготовителем, представляет собой последовательное автоматическое подключение скважин к буллиту с помощью ПСМ. Время измерения для всех скважин устанавливается одинаковым и составляет 2 часа. В реальных условиях к АГЗУ подключается до десяти скважин, среди которых присутствуют как низко дебитные скважины (2-10 м ³/сутки), так и высоко дебитные (свыше 20 м³ /сутки). Жесткая фиксация времени для всех скважин не позволяет эффективно за сутки измерить дебиты всех скважин, подключенных к АГЗУ, с погрешностью не хуже 6%.

Диаграмма измерения дебита скважины с помощью АГЗУ в режиме, рекомендованном заводом изготовителем, приведена на фиг.1. На диаграмме Q - количество жидкости в буллите, t - время протекающих процессов, включающее повторяющиеся интервалы времени, где ( ₁, c) - время накопления жидкости в буллите, (с, ₂) - время истечения жидкости из буллита через турбинный счетчик ТОР-1-50, которое обычно не превышает 10 секунд, Т _ж - жестко заданное время измерения, за которым следует интервал переключения ПСМ на другую скважину, составляющий не более 20 секунд. Из диаграммы, представленной на фиг.1, следует, что при измерении дебита скважины с помощью АГЗУ влияние на точность измерения оказывают три независимых и несинхронизированных между собой периодических процесса:

1) накопления и слива жидкости = ₂- ₁, где время слива много меньше длительности накопления;

2) появление импульсов n₁, n₂, ..., свидетельствующих о прохождении через ТОР-1-50 очередных ста литров;

3) начало и окончание измерения Т_ж.

Вследствие случайного характера включения и отключения жестко заданного времени измерения дебита Т_ж возможна непредсказуемая абсолютная ошибка измерения от -100 до +100 литров, в зависимости от совпадения или нет n₁ с началом, а n₁ с окончанием периода Т_ж. Таким образом, чтобы ошибка измерения была не хуже 6% с учетом погрешности ТОР-1-50 2,5%, необходимо чтобы через турбину прибора прошло не менее 2,5 кубометров жидкости, что требует для двухчасового цикла Т_ж дебита в 30 м³/сутки. Соответственно для дебита в 10 м ³/сутки цикл измерения становится равным 6 часам, а для 2 м³/сутки увеличивается до 30 часов. Естественно, что для 8-10 низкодебитных скважин, подключенных к АГЗУ, измерение должно проводится в течение 10-12 суток.

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту, одновременно являющимся базовым объектом, является устройство АГЗУ типа "Спутник АМ-40". На фиг.2 приведена функциональная схема АГЗУ. От переключателя скважин многоходового (ПСМ) 1 водонефтяная жидкость от тестируемой скважины подается в буллит 2. Водонефтяная жидкость от других скважин, подключенных к ПСМ, поступает в магистраль 3 на выход из АГЗУ. Накопление жидкости в буллите происходит при закрытом газовом клапане 4, управление которым осуществляет регулятор газового клапана 5. Минимальный уровень жидкости в буллите, при котором газовый клапан начинает прикрывать газовую магистраль 6, соответствует 150 литрам водонефтяной смеси. Полное закрытие клапана 4 наступает при дополнительном поступлении в буллит еще 15 литров жидкости. Весь процесс наполнения буллита происходит при давлении 1 МПа. Дальнейшее наполнение протекает с повышением давления P₁ до давления, превышающего выходное Р₂ на 0,05-0,12 МПа. На это превышение давления реагирует дифференциальный манометр 7. Регулятор расхода 8 открывает и закрывает магистраль с турбинным счетчиком ТОР-1-50 9. Из измерительной магистрали 10 водонефтяная жидкость поступает на выход из АГЗУ. Импульсы n₁, свидетельствующие о прохождении через ТОР-1-50 очередных ста литров, поступают на счетчик количества жидкости 11. Время измерения дебита всех скважин одинаково и устанавливается оператором 12. По истечении времени тестирования Т_ж одной скважины ПСМ автоматически подключает к буллиту следующую скважину.

К недостаткам известного устройства [2] следует отнести:

- жесткую фиксацию времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ;

- невозможность измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, в течение суток с необходимой точностью.

Задача изобретения заключается в уменьшении времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, при одновременном увеличении точности измерения.

Выполнение задачи достигается тем, что при измерении дебита используется гибкий режим измерения, исключающий неопределенность начала и окончания измерения, устанавливающий для каждой скважины продолжительность времени измерения, которая определяет точность измерения. В заявляемом способе в отличие от известного время начала измерения выбирается не случайным образом и все три периодических процесса, связанные с измерением дебита скважин (накопления и слива жидкости; появление импульсов n₁, n₂, ...; начало и окончание измерения Т_ж), логически связаны между собой во временные отношения.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия".

Пример осуществления способа.

Измерение дебита нефтедобывающих скважин, согласно заявленному способу, осуществляют следующим образом. На фиг.3 приведена диаграмма работы АГЗУ в гибком режиме измерения с использованием программируемого процессорного устройства терминального контроллера (Т-контроллер). В программу работы Т-контроллера входят следующие операции:

1) измерение и запоминание интервалов времени n, между столитровыми импульсами ТОР-1-50;

2) измерение и анализ времени до первого n ₁ импульса;

3) установление числа n столитровых импульсов по выбранному критерию режима измерения;

4) интегрирование длительности n столитровых интервалов и количества жидкости Q _ж(n), прошедшей через ТОР-1-50 за время n интервалов;

5) экстраполирование результата интегрирования на сутки;

6) накапливание результатов измерений и передача их в распределенную вычислительную сеть.

После переключения ПСМ на тестируемую скважину Т-контроллер начинает отсчет времени до появления первого импульса n₁ с датчика ТОР-1-50. В зависимости от значения времени прихода импульса n₁ , а это случаи: n₁=1,2 часа для дебита 2 м³ /сутки; n₁=15 минут - для 10 м³/сутки; n₁=7,2 минуты для 20 м³/сутки и т.д., Т-контроллер устанавливает число n, необходимых столитровых циклов измерения счетчика ТОР-1-50. Например, если время отсчета n₁ составляет 15 минут, то Т-контроллер задает измерение малых дебитов от 2 до 10 м³/сутки, принимая n=2. Если измеренное время n₁ меньше 7 минут, то Т-контроллер переводит АГЗУ на измерение для случая, когда дебит 20 м³/сутки и более. При этом устанавливается n=6. В результате для всех случаев как малодебитного режима, так и для высокодебетных скважин погрешность измерения не хуже 2,5%, т.е. определяется погрешностью прибора ТОР-1-50.

Заявляемый способ измерения позволяет измерить дебиты десяти добывающих скважин, подключенных к АГЗУ, за сутки даже, если эти дебиты составляют 2 м³/сутки. Обычно количественное соотношение высоко- и низкодебитных скважин, подключенных к АГЗУ, составляет 1/1. Поэтому время тестирования всех скважин свободно умещается в 24 часа. Следовательно, тестирование десяти скважин, подключенных к АГЗУ типа "Спутник АМ-40", за одни сутки становится реальным.

Для осуществления описанного способа измерения дебита нефтедобывающих скважин предлагается устройство, принципиальная схема которого приведена на фиг.4.

От ПСМ 1 жидкость из тестируемой скважины подается в буллит 2. Водонефтяная жидкость из других скважин, подключенных к ПСМ, поступает в магистраль 3 на выход из АГЗУ. Накопление жидкости в буллите происходит при закрытом газовом клапане 4, управление которым осуществляет регулятор газового клапана 5. Регулятор расхода 6 открывает и закрывает магистраль с измерительным прибором ТОР-1-50 7. От ТОР-1-50 сигнал подается на Т-контроллер 8, связанный с ПСМ. Измерительная магистраль 9 также подает водонефтяную жидкость на выход из АГЗУ.

Работает устройство следующим образом. Водонефтяная жидкость от ПСМ 1 из тестируемой скважины подается в буллит 2, в котором происходит накопление жидкости. Минимальный уровень жидкости или условно-нулевой уровень в буллите 2 соответствует 150 литрам. После закрытия магистрали с измерительным прибором ТОР-1-50 7 происходит закрытие газового клапана 4. Процесс накопления жидкости в буллите происходит при увеличении давления P₁ в буллите. При повышении давления P₁ до давления, превышающего выходное давление P₂ на 0,05-0,12 МПа, регулятор расхода 6 открывает измерительную магистраль 9, и водонефтяная жидкость протекает через турбинный счетчик ТОР-1-50 7. При этом через счетчик протекает первая порция жидкости, составляющая примерно 40 литров. Давление в буллите понижается, и регулятор расхода перекрывает измерительную магистраль.

Одновременно с переключением ПСМ на тестируемую скважину Т-контроллер 8 начинает отсчет времени до ближайшего импульса n₁, поступающего от ТОР-1-50. При равномерно работающем добывающем насосе существует прямо пропорциональная зависимость времени n и дебитом скважины Q. Т-контроллер измеряет интервал времени n₁, анализирует его и устанавливает число n измеряемых интервалов столитровых импульсов, необходимых для измерения дебита скважины с указанной выше точностью измерения 2,5%. Выбранный режим измерения дебита тестируемой скважины Т-контроллер использует для работы ПСМ.

Время переключения ПСМ таково, что остатки жидкости всегда сливаются из буллита до установленного условно-нулевого уровня 150 литров и цикл накопления жидкости в буллите для другой скважины всегда начинается с условно-нулевого уровня в 150 литров.

Использование предлагаемых способа и устройства для измерения дебита нефтедобывающих скважин, в которых используется гибкий режим измерения, исключающий неопределенность начала и окончания измерения, устанавливающий для каждой тестируемой скважины продолжительность измерения, которая определяет точность измерения, позволяют измерить дебиты добывающих скважин, подключенных к АГЗУ, за одни сутки при одновременном увеличении точности измерений.

Источники информации

1. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1985. - 351 с.

2. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/Под ред. Е.И.Бухаленко. - М.: Недра, 1990. – 559 с.