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.

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 Q_i определяют из следующего соотношения: Q_i=Q_жi+Q_гi=Q_ж0⋅q_жi/q_ж0+Q_г0⋅q_гi/q_г0, где Q_жi, Q_гi - дебит каждой скважины по жидкости и газу, соответственно; Q_ж0, Q_г0 - общее количество жидкости и газа куста скважин, соответственно; q_жi, q_гi - расход измеряемой части жидкости и газа скважины, соответственно; q_ж0, q_г0 - 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 - q_жi к общему расходу жидкости (сумме расходов), замеренному расходомерами 9 на каждой из скважин - q_ж0. А затем это отношение умножают на общее количество жидкости куста скважин, замеренное расходомером 5 кустовой замерной установки 4, - Q_ж0.

Таким образом, дебит каждой скважины по жидкости Q_жi определяется следующим соотношением: Q_жi=q_ж0⋅q_жi/q_ж0.

Аналогичным образом определяют дебиты каждой скважины по газу.

Вычисляется отношение замеренного расходомером 8 расхода части газа индивидуальной скважины - q_жi к общему расходу газа (сумме расходов), замеренному расходомерами 8 на каждой из скважин - q_г0. А затем это отношение умножают на общее количество газа куста скважин, замеренное расходомером 5 кустовой замерной установки 4, - Q_г0.

Таким образом, дебит каждой скважины по газу Q_гi определяется следующим соотношением: Q_гi=Q_г0⋅q_гi/q_г0.

Дебит (расход) продукции по каждой скважине рассчитывается как сумма дебитов жидкости и газа Q_i=Q_жi+Q_гi, а общий расход продукции куста Q₀=Q_ж0+Q_г0.

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.