способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды

Формула изобретения

Способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающей калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа, отличающийся тем, что проводят гидродинамические исследования скважины на 3-5 стационарных режимах фильтрации, при этом измерение дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят с помощью измерительной установки, погрешность измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды которой не превышает допустимую погрешность при определении дебитов нефти, воды и нефтяного газа, а калибровку многофазного расходомера проводят на основе значений дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки, синтез математической модели осуществляют на основе моделей самоорганизации, в качестве проверочных точек используют значения дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки и соответствующих им значений датчиков многофазного расходомера, а в процессе нормальной эксплуатации скважины дебит нефти, воды и нефтяного газа определяют на основе моделей самоорганизации, при этом входные данные снимаются с датчиков многофазного расходомера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения расхода трехкомпонентного потока, в частности, в нефтедобывающей отрасли при контроле дебита нефтяных скважин.

Большинство измерительных устройств испытывается на средах-заменителях, в итоге метрологические организации, не имея стендов с реальными средами, проводят калибровочные работы, не учитывая физико-химические свойства нефтегазовой смеси, что приводит к существенному снижению точности измерения продукции нефтяной скважины в процессе ее нормальной эксплуатации.

Известен способ определения дебита нефтяных скважин, включающий зондирование потока акустическими импульсами, направленными от источника излучения перпендикулярно к оси трубопровода, регистрацию прошедших через среду импульсов расположенным напротив источника излучения приемником, измерение скорости движения потока, фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем и вычисление расхода компонентов на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды [1]. Однако данный способ приводит к существенным ошибкам при определении расхода двухфазной среды из-за неучета влияния растворенного в нефти и воде нефтяного газа при давлениях и температурах в измеряемом потоке.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающий калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и газа [2].

Недостатком данного способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды является то, что при синтезе математической модели движения данной среды не учитываются физико-химические свойства компонентов продукции нефтяной скважины.

Задачей предлагаемого технического решения является разработка такого способа измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, при реализации которого учитывались бы свойства нефти, воды и нефтяного газа.

Техническим результатом изобретения является учет физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа при измерении расходов этих компонентов.

Технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающем калибровку многофазного расходомера, обработку результатов калибровочных работ, синтез математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды, определение интервала дебитов жидкости и нефтяного газа, при котором имеет место допустимая погрешность расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа, проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти стационарных режимах фильтрации, при этом измерение дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят с помощью измерительной установки, погрешность измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды которой не превышает допустимую погрешность при определении дебитов нефти, воды и нефтяного газа, а калибровку многофазного расходомера проводят на основе значений дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки, расчет дебитов нефти, воды и нефтяного газа проводят на основе моделей самоорганизации, а в качестве проверочных точек используют значения дебитов нефти, воды и нефтяного газа, определенных с помощью измерительной установки и соответствующих им значений датчиков многофазного расходомера, а в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины дебит нефти, воды и нефтяного газа определяют на основе моделей самоорганизации, при этом входные данные снимаются с датчиком многофазного расходомера.

Способ реализуется следующим образом. Проводят гидродинамические исследования нефтяной скважины на трех-пяти режимах стационарной фильтрации. На каждом установившемся режиме фильтрации измеряют забойное давление и дебит нефтяной скважины. При этом расход каждой компоненты измеряют с помощью измерительной установки, а датчики многофазного расходомера фиксируют скорость потока, обводненность, газонасыщенность, давление, температуру.

В качестве измерительной используют установки с погрешностью измерения 1-2%. К таким установкам относятся, например,

- установка непрерывного измерения сырой нефти и объема нефтяного газа УНИСН (погрешности измерения ±1%);

- многофазный расходомер AGAR MPFM-301/401 (погрешность измерения ±2%);

- расходомер Schlumberger, состоящий из двух главных элементов (трубки внутри и детектора гамма-излучения).

Математическую модель движения двухфазного трехкомпонентного потока в виде моделей самоорганизации синтезируют на основе данных калибровки многофазного расходомера, проведенной в заводских условиях. При этом, как правило, калибровка в заводских условиях проводится на средах-заменителях, которые по физико-химическим свойствам существенно отличаются от свойств реальных нефтей, газов и пластовой воды. Поэтому модель самоорганизации, полученная на средах-заменителях в процессе калибровочных работ в заводских условиях, будет давать существенные погрешности в промысловых условиях. Чтобы снизить погрешности данной модели самоорганизации и довести ее до уровня, требуемого национальным стандартом ГОСТ Р 8.615-2005, необходимо использовать следующую последовательность действий: данные калибровки в промысловых условиях во время проведения гидродинамических исследований нефтяной скважины используют в качестве проверочных точек при синтезе математической модели движения двухфазной трехкомпонентной среды.

В работе [3] показано, что модели самоорганизации оптимальной сложности через три-четыре шага селекции восстанавливают ту зависимость, которой удовлетворяют проверочные точки. Обычно в теории самоорганизации лучшие модели i-го ряда передаются в i+1 как обучающие модели. В данной работе предлагается, прежде чем передавать лучшие модели в следующий ряд, улучшать их с помощью планирования эксперимента, используя точки проверочной последовательности. Это позволит существенно увеличить точность обучающей модели.

В данном случае три-пять проверочных точек, снятых в промысловых условиях, дают возможность синтезировать математическую модель движения двухфазной трехкомпонентной среды с учетом физико-химических свойств нефти, воды и нефтяного газа.

Полученную математическую модель используют для расчета дебитов нефти, воды и нефтяного газа в процессе нормальной эксплуатации нефтяной скважины. При этом в качестве входных показателей используют показания датчиков многофазного расходомера. В случае использования для измерения покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины прибора «Ультрафлоу» входными данными являются показания датчиков доплеровского сдвига частоты, газонасыщенности, влажности, температуры и давления в контролируемом объеме.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность измерения многофазного расходомера за счет учета физико-химических свойств компонентов продукции скважины.

Кроме того, особенностью разработки нефтяных месторождений являются значительные изменения во времени состава и свойств добываемой продукции, обусловленные подключением в работу другого горизонта, подходом окисленной нефти из краевых частей складки, влиянием техногенного воздействия. И эти изменения в свойствах продукции нефтяной скважины требуют проведения новых калибровочных работ.

Источники информации

1. Патент РФ № 2138023 «Способ определения расхода компонентов многофазной среды. // Мельников В.И., Дробков В.П. - 1999.09.20.

2. Письмаров М.Н. Расчет расхода трехкомпонентной среды при калибровке многофазного расходомера. Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых в 2-х т./ М.Н.Письмаров, К.Ю.Плесовских; под ред. А.А.Большакова. - Саратов: Саратовский государственный технический университет, 2009. - T.1. - 360 с. - С.110-112.

3. Базаев К.И. Восстановление зависимости по малому числу экспериментальных точек. // Современные информационные и телекоммуникационные технологии в образовании, науке и технике. V межрегиональная научно-практическая конференция. Арзамас 2008. - М.: СГА, 2008. - С.347-352.