система определения продуктивности группы скважин с использованием одного расходомера

Формула изобретения

1. Система мониторинга продуктивности группы скважин, содержащая расходомер, блок переключения направления потоков скважинной продукции и регулирующее устройство, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью сбора данных о результатах измерений расходомером, хранения данных о результатах измерений и переключения потоков с постоянных измерений расходомером суммарной продуктивности скважин на цикличное измерение при переходе порога продуктивности скважин, для чего первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу с группы скважин на пункт подготовки скважинной продукции, второй выход - к входу расходомера, выход которого по скважинной продукции подключен к магистральному трубопроводу, а регулирующее устройство соединено с выходом по сигналу расходомера и блоком переключения направления потоков, причем блок переключения потоков выполнен с возможностью подключения всех своих входов к своему первому выходу, а также с возможностью подключения одного из потоков ко второму выходу.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что регулирующее устройство выполнено с возможностью синхронизации временных отсчетов и глобального времени, энергоснабжения расходомера, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что блок переключения направления потоков скважин выполнен в виде поворотного гидравлического переключателя.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что блок переключения направления потоков скважин выполнен в виде набора двухпозиционных переключателей потока, каждый из которых установлен на выходной магистрали одной из скважин с возможностью направления продукции на вход расходомера высокой точности или в магистральный трубопровод.

5. Система по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит набор исполняемых модулей, которые имеют возможность работы в составе регулирующего устройства с обеспечением возможности доступа к результатам измерений системы, предназначенных для обработки и визуализации результатов измерения и обработанных данных в виде графиков и таблиц.

6. Система по п.5, отличающаяся тем, что исполняемые модули выполнены с возможностью определения статистических параметров продуктивности скважин группы.

7. Система по п.5, отличающаяся тем, что исполняемые модули выполнены с возможностью моделирования работы системы.

8. Система по п.5, отличающаяся тем, что исполняемые модули выполнены с возможностью модификации алгоритма работы регулирующего устройства.

9. Система по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит централизованную систему хранения данных о результатах измерения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области измерительной техники, а именно к области измерения параметров жидких и газообразных сред, и может быть использовано при контроле параметров потоков жидких сред, в частности, при мониторинге состояния разработки нефтяных и газовых месторождений путем контроля работы скважин и измерения продуктивности скважин.

Изобретение, в частности, может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта, подготовки нефти и воды при определении дебита скважин в кусте, а также объемов закачки в нагнетательные скважины.

В качестве систем мониторинга продуктивности скважин, объединенных в куст (как группы объектов производства), в Российской Федерации предпочтительно используют системы сепарационного типа, оснащенные переключателем потока. Указанные системы представляют собой различные модификации расходомерных установок "Спутник". Они используют переключатели потоков углеводородов различных скважин для измерений продуктивности каждой из них на кусте в течение определенного периода времени, циклично (по т.н. "жесткому" расписанию). Ранее были предложены различные методы расчета периодов измерений в зависимости от параметров продуктивности скважин (Г.С.Абрамов, А.В.Барычев. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. ОАО "ВНИИОЭНГ", Москва, 2002).

Известно использование промышленно выпускаемых замерных установок (Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М.: Недра, 1990, стр.402-411) для первичного учета продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы. Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной емкости с контрольно-измерительными приборами, элементами автоматики и управления, кроме того, они содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с контрольно-измерительными приборами и элементами автоматики, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек т.п.).

Эти установки работают в циклическом режиме наполнения-опорожнения мерной сепарационной емкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объем продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем - поочередно, по программе - скважинам группы.

Общими недостатками существующих устройств подобного назначения являются как трудоемкость и материало-, металлоемкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именно цикличность работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами "наполнение - опорожнение" мерной емкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней.

Известен также (RU, патент 2247239) способ контроля состояния разработки нефтяного месторождения путем контроля работы группы скважин и учета суммарной добычи по результатам измерения их суточного дебита. При реализации способа проводят измерение дебита группы нефтяных скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время по каждой конкретной скважине группы с поочередным - по заданной программе - подключением скважин к измерителю и последующим пересчетом дебита в суточную производительность. При этом выбирают по одному из наиболее нестабильных параметров потока самую динамичную скважину из группы. Задают и заносят в память вычислителя, например промышленного контроллера, численное значение относительной средней квадратической погрешности среднего значения расхода m(q). Определяют период опроса этой скважины. Опрашивают с этим же периодом остальные скважины группы. Корректируют период опроса каждой i-й из них путем сравнения текущей - фактической - относительной средней квадратической погрешности среднего значения расхода q _i с ранее заданной величиной, регламентирующий необходимость в корректировке периода опроса i-й скважины в сторону уменьшения или увеличения. При совпадении моментов переключения на измерение дебита двух и более скважин из группы, очередность их опроса устанавливают по убыванию производительности этих скважин.

Недостатком известного способа (и реализующей его системы) следует признать его сложность, а также невозможность быстрого реагирования на резкое изменение производительности одной из скважин группы.

Известно также (RU, патент 2265122) устройство измерения дебита группы нефтяных скважин. Указанное устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин содержит вертикальный резервуар с боковым тангенциальным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также многопозиционный переключатель текучей среды (продукции) с входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически трубопроводом сообщен с резервуаром посредством бокового патрубка последнего, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически трубопроводом сообщен соответственно с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла, расходомер-счетчик газа и расходомер-счетчик жидкости, установленные каждый на соответствующем ему трубопроводе, причем нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости. Тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на корпусе резервуара у перехода его в нижнюю часть конической формы, а между резервуаром и расходомером-счетчиком газа на трубопроводе установлены датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан. При реализации способа объединенную территориально группу нефтяных скважин подключают к многопозиционному переключателю текучей среды (продукции), при этом контроллеру изначально задают программу управления приводом переключателя по очередности постановки конкретной скважины на измерение дебита. Далее процесс измерения дебитов всех скважин аналогичен уже существующей технологии, то есть продукция одной из группы скважин по трубопроводу поступает в вертикальный резервуар через боковой патрубок. Поскольку этот патрубок тангенциален корпусу резервуара, то продукция скважины получает в его полости вращательное движение вдоль стенки, причем тем более интенсивное, чем выше линейная скорость подачи продукции через патрубок. По прошествии некоторого времени возникает так называемое динамическое равновесное состояние компонентов продукции между входом резервуара и его выходами, при этом оба расходомера-счетчика начинают показывать практически стабильные величины расходов газа и жидкости соответственно. Это обусловлено тем, что продукция скважины даже при самом неблагоприятном пробковом режиме течения ее в выкидной линии скважины и в момент поступления ее в устройство измерения дебита, то есть в резервуар, поступает под вращающуюся массу жидкости и за счет весьма существенной разности плотностей разделяется на жидкую и газовую фазы. К вышеизложенному отметим, что датчик наличия жидкости в газе работает в устройстве по известному принципу, то есть вырабатывает сигнал о несоответствии (уменьшении) прозрачности газа заранее заданной штатной величине, сообщающий контроллеру о том, что в отводимом через трубопровод газе происходит унос взвешенной мелкодисперсной капельной жидкости. По этому сигналу контроллер управляет проходным сечением дроссельного клапана.

Недостатком известного устройства следует признать использование расходомеров с малой точностью измерений и нерегулярной и низкой разрешающей способностью по времени, что не позволяет быстро реагировать на изменение дебита каждой скважины в кусте, а также малую надежность и информативность измерений.

Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого изобретения, состоит в разработке новой методики мониторинга продуктивности территориально близко расположенных скважин.

Технический результат, получаемый при реализации системы, состоит в увеличении скорости реагирования на изменение параметров работы скважины при одновременном повышении надежности и информативности измерений.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанную систему мониторинга продуктивности группы территориально близко расположенных скважин (скважин куста), подключенных через блок подключения направления потоков скважин к единому магистральному трубопроводу. Разработанная система содержит, по меньшей мере, два трубопровода от скважин, подключенных к входам блока переключения направления потоков скважин, первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу с группы скважин на пункт подготовки скважинной продукции, второй выход - к входу расходомера, выход которого по скважинной продукции подключен к магистральному трубопроводу, при этом система дополнительно содержит регулирующее устройство, соединенное с выходом по сигналу расходомера и блоком переключения направления потоков, причем блок переключения потоков выполнен с возможностью подключения всех входов к своему первому выходу, а также с возможностью подключения одного из потоков ко второму выходу.

В предпочтительном варианте реализации регулирующее устройство выполнено на базе персонального компьютера, программное обеспечение которого обеспечивает возможность сбора данных о результатах измерений расходомером, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, управления перенаправлением потоков, энергоснабжения расходомера, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти. Однако возможен вариант реализации регулирующего устройства в виде пульта управления, содержащего средства регистрации данных, характеризующих состояние потока из скважины, а также средства механического управления потоками. Блок переключения направления потоков скважин может быть выполнен, в частности, в виде поворотного гидравлического переключателя или в виде набора двухпозиционных переключателей потока, каждый из которых установлен на выкидном трубопроводе одной из скважин с возможностью направления продукции на вход расходомера или в магистральный трубопровод с куста. Конструктивное выполнение блока переключателя направления потоков скважин зависит от условий его эксплуатации. Для реализации системы с получением указанного технического результата предложено использовать расходомер, точность измерения которого находится в пределах нескольких процентов.

Предлагаемое техническое решение относится к средствам и способам измерения продуктивности группы нефтегазовых скважин. Такая группа состоит из нескольких скважин, предпочтительно выходящих на поверхность на небольшом расстоянии друг от друга, образуя так называемый куст скважин. Продукция всех скважин поступает, в конечном счете, в одну трубу, таким образом, все скважины на кусте гидродинамически связаны. Продукция скважин представляет собой нефтеводогазовую текучую смесь. Измерение продуктивности проводят с целью определения как суммарного, так и покомпонентного потока (т.е. отдельно нефти, воды и газа). Обычно продуктивность скважин измеряют с использованием расходомеров, которые могут быть установлены как на отдельную скважину, так и для измерения продуктивности всего куста. Также предлагаемое техническое решение может быть применено для контроля расхода текучей смеси в водонагнетательных скважинах, которые также могут располагаться на кусте. В этом случае задача контроля упрощается за счет того, что нагнетаемая текучая смесь имеет в своем составе воду известной плотности и, возможно, газ в хорошо известной пропорции. Нагнетание текучей смеси широко применяют в нефтедобывающей промышленности для поддержания пластового давления.

Разработанная система мониторинга содержит (Фиг.1) скважины 1-3, блок переключения направления потоков 4, расходомер 5, измерительные линии 6, байпасную линию 7, регулирующее устройство 8, магистральный трубопровод 9 и линии передачи данных 10. Измерительные линии представляют собой трубопроводы, соединяющие скважины с блоком переключения. После прохождения продукции через указанную систему мониторинга продукция всех скважин поступает в один трубопровод для транспортировки далее по технологической линии.

Предлагаемая система мониторинга продуктивности также гарантирует высокое качество измерений продуктивности, обводненности и удельного содержания газа для каждой отдельной скважины куста. Это достигается за счет того, что расходомер контролирует суммарную продуктивность всех объектов производства, хотя и не давая информацию о продуктивности каждого конкретного объекта производства. Когда же регистрируют существенное изменение суммарной продуктивности, расходомер переключают для измерения продуктивности каждой скважины на кусте циклически. За счет этого достигается существенное удешевление системы мониторинга продуктивности группы скважин, потому что блок переключения потоков скважин изнашивается медленнее, чем при постоянном циклическом переключении. Также предлагаемая система мониторинга гарантирует то, что существенные изменения продуктивности каждой скважины куста будут быстро зарегистрированы и не приведут к ухудшению точности измерения продуктивности каждой скважины.

Предлагаемая система мониторинга может быть реализована следующим образом (см. фиг.1). На кусте скважин устанавливают расходомер, блок переключения потоков продукции скважин, который позволяет перенаправлять продукцию любой из скважин куста на вход расходомера.

Расходомер обычно состоит из трубки Вентури и гамма плотномера либо устроен по сепарационному принципу. Такие расходомеры позволяют измерять отдельно поток нефти, поток воды и поток газа, проходящие через них.

Регулирующее устройство предназначено для синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомером, управления системой перенаправления потока в соответствии с разработанной методикой, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти.

Вся информация об измерениях поступает по доступным каналам в централизованное хранилище - базу данных, откуда может быть извлечена для обработки с целью визуализации, определения качества работы системы и настройки параметров работы системы мониторинга. Таким образом, система в предпочтительном варианте реализации также содержит исполняемые модули, которые, в частности, могут функционировать на платформе управляющего устройства, и базу данных для централизованного хранения информации о результатах, месте и времени измерений. Упомянутые исполняемые модули предназначены для извлечения информации о результатах измерений из доступных каналов и сохранения этой информации в централизованной базе данных, обработки результатов измерений: определение покомпонентного состава продукции скважин, интерполяция данных о покомпонентном составе продукции скважин, сохранение полученных результатов в централизованной базе данных или передача этой информации по доступным каналам, статистической обработки результатов измерений с целью модификации поведения системы мониторинга, в частности для количественного определения такого параметра, как "существенность изменения параметров продуктивности", моделирования работы предлагаемой системы мониторинга с течением времени, визуализации результатов работы.

Предлагаемая система мониторинга работает в базовом варианте следующим образом.

Расходомер осуществляет постоянные измерения суммарной продуктивности скважин. Когда регистрируют существенное изменение суммарной продуктивности (изменение содержания воды или суммарного потока, или изменение газосодержания), расходомер переключают для измерений продуктивности всех скважин в группе циклично.

В дальнейшем сущность изобретения будет рассмотрена подробнее с использованием графического материала.

Рассматриваемая система контроля продуктивности скважин может быть реализована, в частности, как показано на Фиг.1, на примере куста, содержащего N нефтегазовых скважин, трубопроводы для транспортировки текучей продукции скважин (водонефтегазовой смеси), измерительные линии для транспортировки продукции скважин до блока подключения направления потоков скважин, устройство перенаправления продукции, байпас, который предназначен для транспортировки продукции тех скважин, продуктивность которых в данный момент времени не измеряется расходомером, регулирующее устройство, а также линии связи и питания между регулирующим устройством и расходомером.

Регулирующее устройство на базе персонального компьютера, управляющие выходы которого подключены к входам блок подключения направления потоков скважин, выполнено с возможностью сбора данных о результатах измерений датчиками расходомера, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, управления системой перенаправления потока в соответствии с разработанной методикой, энергоснабжения расходомера, осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии, сохранения данных в энергонезависимой памяти. Возможности регулирующего устройства заданы введенным в него программным продуктом и возможными дополнительными исполняемыми модулями.

Пороги переключения для блока подключения направления потоков скважин задают, исходя из параметров работы скважин и/или их продуктивности. Эти параметры могут быть вычислены в процессе моделирования работы системы либо заданы пользователем непосредственно (в том числе и по результатам предварительного непосредственного измерения дебита каждой скважины). Моменты и факты перехода контролируемых параметров продуктивности через пороги переключения контролируют с использованием регулирующего устройства.

Расходомер осуществляет непрерывные измерения продуктивности одной из скважин или суммарной продуктивности всех скважин. (Значит всегда или почти всегда с определенным шагом по времени.)

На газовыкидной линии скважин могут быть дополнительно установлены датчики расхода газа. По газовыкидной линии на поверхность поступает частично отсепарированный газ. (Частично, потому что эта сепарация происходит на существенной глубине и при высокой температуре в сепараторе электроцентробежного насоса.) Так как газ из газовыкидной линии смешивается с остальной продукцией скважины, то измерения датчика расхода газа можно рассматривать как нижнюю границу значения содержания газа в потоке продукции скважины. Когда расходомер подключают для измерения продуктивности какой-либо скважины, то этим самым уточняют соотношения компонентов продукции на этой скважине. Все датчики потока газа имеют средства передачи данных в линию связи с регулирующим устройством. Так как попутный газ растворен в нефти, то изменение потока газа из газовыкидной линии может свидетельствовать об изменении дебита нефти на скважине. Этот факт можно использовать для определения приоритета циклических измерений расходомером.

Регулирующее устройство собирает информацию о состоянии объектов производства и управляет блоком подключения направления потоков скважин по следующему алгоритму. Если не зарегистрирован переход контролируемых параметров суммарной продуктивности группы через пороги переключения, то расходомер осуществляет (или продолжает осуществлять) контроль суммарной продуктивности скважин куста. Если зарегистрирован переход контролируемых параметров суммарной продуктивности через порог переключения, расходомер переключают для измерения параметров продуктивности всех скважин группы циклически. При этом данные об уточненном покомпонентном составе продукции всех скважин признают эффективными с момента регистрации последнего существенного изменения параметров суммарной продуктивности скважин.

Предложенное решение задачи мониторинга продуктивности группы скважин (объектов производства) основано на фундаментальной теореме Шеннона. Суть теоремы состоит в том, что если значения некой функции всюду неизвестны, за исключением некоторого множества случайных точек, то, увеличивая это множество, можно восстановить значения функции на всей области определения, по крайней мере, в смысле сходимости частичных интегральных сумм. В целом упомянутая теорема достаточно очевидна. Способ реализации предлагаемой системы мониторинга является, по сути, методикой выбора (момента времени) и получения точек, где значения неизвестной функции измеряются напрямую с большой точностью и/или разрешением. Кроме того, постоянно производятся измерения параметров суммарной продуктивности. (Здесь постоянно значит "почти всегда или всегда".)

Для иллюстрации эффективности предлагаемой системы была численно смоделирована работа двух систем мониторинга продуктивности скважин группы. Первая система представляла собой разработанную систему, изображенную на Фиг.1. Вторая система состояла из расходомеров, которые осуществляли измерения постоянно по одному расходомеру на каждой скважине. Работу систем моделировали для одинаковых наборов данных, полученных при мониторинге продуктивности реально работающих скважин. Это нефтяные скважины западносибирских месторождений. В ходе экспериментов меняли разрешение расходомеров второй системы (обозначено _FM на графиках). Для первой системы варьировали пороги определения существенного изменения контролируемых параметров суммарной производительности (также обозначено _FM на графиках, так как это одно и тоже); расходомер предполагали абсолютно точным. Результат работы первой системы представлен на Фиг.2. Результат моделирования второй системы иллюстрирует график на Фиг.3. Вертикальная ось на графиках - это относительная ошибка измерений продуктивности скважин относительно начальных данных о продуктивности. Видно, что один расходомер в первой системе вполне может быть использован для весьма точного определения продуктивности всех скважин куста.

Горизонтальные оси графиков на Фиг.2 и Фиг.3 - это количество информации, собранной системами мониторинга в ходе работы. Очевидно, что чем больше собрано информации, тем меньше ошибка измерений. Проведенные дополнительные исследования показали так же, что причина потери информации не имеет значения. То есть информация может быть потеряна, например, по причине низкой точности системы мониторинга или из-за того, что измеряли суммарную производительность скважин вместо измерения производительности каждой отдельной скважины: не важно - связь между точностью мониторинга и потерями информации сохраняется.

Таким образом, задача мониторинга группы объектов производства может быть поставлена шире, чем просто задача о повышении точности измерений. Эта задача может быть сформулирована как задача повышения информативности измерений. Действительно, если среди множества контролируемых объектов есть такие, продуктивность которых практически не меняется с течением времени, то частые высокоточные измерения на этих объектах производить нецелесообразно, или иными словами неинформативно. Тогда возможно использование расходомера для измерения суммарной продуктивности скважин куста.

Более строгая формулировка задачи информативности измерений звучит следующим образом. Пусть объект производства, продуктивность которого меняется, является источником информации. (Причем наиболее адекватным определением количества информации здесь и далее является т.н. вероятностный подход по Колмогорову [А.Н.Колмогоров. Три подхода к определению понятия "количество информации". Новое в жизни, науке и технике. Серия "Математика и кибернетика", Янв. 1991, стр.24-29].) В этом случае система мониторинга продуктивности является "приемником" информации. Рассмотрим формулу:

где

t_FM - период времени между измерениями,

_FM - разрешение измерительных приборов в данный момент времени t на данном объекте производства,

- поток информации, принимаемый системой мониторинга,

I_r(t, , t) - поток информации от объекта производства. Потоки информации обладают тремя весьма важными свойствами. Они всегда измеримы; слабо стремятся к нулю для объектов производства, производительность которых стремится к константе; чем выше разрешение и/или точность измерений, тем обычно больше поток информации.

(t, _FM) ^- функция восприимчивости системы мониторинга к информации. 0 (t, _FM) 1, так как ввиду очевидных технических ограничений, расходомер во время циклического переключения по всем скважинам не может быть мгновенно подключен к той скважине, на которой произошло существенное изменение продуктивности, поэтому с момента регистрации существенного изменения суммарной продуктивности до начала измерений на нужной скважине могут произойти дополнительные существенные изменения продуктивности этой скважины. Таким образом, информация об измерениях после первого существенного измерения безвозвратно теряется. Значение данной функции может быть оценено с помощью формул Эрланга из теории массового обслуживания [А.Я.Хинчин. / Под ред. Б.В.Гнеденко. Работы по математической теории массового обслуживания. Государственное издательство физико-математической литературы, Москва, 1963, стр.199-208]. В процессе моделирования разработанной методики значения (t, _FM) колебались в диапазоне 0.88...1,

- заранее заданное разрешение, с которым необходимо осуществлять мониторинг объекта производства,

dI - потери информации, которые неизбежно возникают.

Как показали результаты моделирования работы предлагаемой системы и существующих систем мониторинга типа "Спутник", именно dI является основной характеристикой работы системы мониторинга потому, что напрямую связано с точностью измерений продуктивности каждой отдельной скважины. (Такие величины как _FM при этом имеют второстепенное значение - см. Фиг 2, 3.) По результатам проведенного моделирования коэффициент корреляции между dI и ошибкой измерений составляет примерно 80% - см., например, Фиг 4.

Приведенный подход к формулировке задачи контроля продуктивности группы объектов производства (как задачи определения информативности) позволяет объяснить полученный результат. Кроме того, предложенная постановка задачи и способ расчета (представленный формулой 1) может быть применен для оценки эффективности любых систем группового мониторинга независимо от конструкции измерительных приборов и строения самой системы. Для этого достаточно (в ходе численного эксперимента, например) определить вид связи между потерями информации и ошибками определения параметров продуктивности.

Предлагаемая система направлена на то, чтобы по возможности максимизировать _FM в каждый момент времени и для каждой скважины, добиваясь при этом оптимизации использования расходомера и наименьшего значения dI, т.е. наименьшей ошибки измерений производительности скважин.

Итак, предлагаемая система мониторинга позволяет оптимизировать использование только одного расходомера для контроля продуктивности группы скважин и каждой конкретной скважины в этой группе. При этом достигается существенное удешевление всей системы мониторинга продуктивности без сколько-нибудь значительного ухудшения точности измерения параметров продуктивности. Ниже приведен пример реализации работы системы.

Пусть система мониторинга смонтирована, как показано на Фиг.1, N=3. Изначально продуктивность скважин (водосодержание = поток воды / (поток воды + поток нефти)*100%):

№ скважины	Поток жидкости, м3/день	Водосодержание, %	Поток газа, ст.м м3 /день
1	50	20	2000
2	100	15	8500
3	200	50	3000

Пороги переключения установлены в 5% от каждого параметра первоначальной продуктивности. Расходомер измеряет суммарную продуктивность всех скважин на кусте.

В определенный момент времени обводненность продукции скважины №1 становится равной 21%. Обводненность суммарной продукции, замеряемая расходомером, увеличится на 0.14%. Так как порог переключения не перейден (+5%), то расходомер продолжает измерения суммарной продуктивности скважин.

В определенный момент времени поток нефти из скважины №2 становится равным 70 м³/день. Суммарная продуктивность по жидкости, замеряемая расходомером, уменьшится на 8.6%. Так как порог переключения превзойден, то расходомер переключается для измерения продуктивности всех скважин куста циклически. Если после измерения продуктивности всех скважин в п.2 какой-либо из суммарных параметров продуктивности (например, суммарная производительность по нефти), полученный суммированием производительностей всех скважин, отличается более чем на 5% от суммарной производительности, замеренной до циклических измерений, циклическое измерение продуктивности всех скважин повторяется.

После уточнения производительности всех скважин пороги переключения вычисляются в процентах относительно новых, уточненных данных о продуктивности.