СИСТЕМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ КУСТА СКВАЖИН

Изобретение относится к области геофизических методов исследования, а именно исследования продуктивности скважин, и может быть использовано при определении возможного дебета скважин в кусте.

В качестве систем мониторинга продуктивности скважин, объединенных в куст (как группы объектов производства), в России 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).

Общеизвестны замерные установки (Нефтепромысловое оборудование. Справочник, М., «Недра», 1990, стр.402-411) по первичному учету 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 (КИП), элементами автоматики (А) и управления, содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с элементами КИПиА, 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.

Наиболее близким аналогом заявленной системы можно признать (RU, патент 2265122) устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее 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.

Недостатком известного технического решения следует признать использование расходомеров с малой точностью измерений, что не позволяет быстро реагировать на изменение дебета каждой скважины в кусту, а также малую надежность и информативность измерений.

Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого изобретения, состоит в разработке новой системы мониторинга продуктивности скважин в кусте.

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 систему мониторинга продуктивности скважин в кусту, содержащую расходомеры малой точности, число которых равно количеству контролируемых скважин, размещенных на выходных трубопроводах продукции скважин, блок переключения направления потоков скважин, к входам которого подключены трубопроводы продукции скважин, первый выход блока переключения подключен к магистральному трубопроводу, второй выход - к входу расходомера высокой точности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу, при этом система дополнительно содержит регулирующее устройство, соединенное с выходами расходомеров и блоком переключения направления потоков. В предпочтительном варианте реализации регулирующее устройство выполнено на базе персонального компьютера, программное обеспечение которого обеспечивает возможность сбора данных о результатах измерений расходомерами малой точности, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами высокой точности, управления перенаправлением потоков, энергоснабжения расходомеров малой точности, 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 выходной магистрали одной из скважин с возможностью направления продукции на вход расходомера высокой точности или в магистральный трубопровод. Конструктивное выполнение блока переключателя направления потоков скважин зависит от условий его эксплуатации. Для реализации системы с получением указанного технического результата предложено использовать расходомеры первой совокупности, точность измерения которых составляет примерно 18%, и расходомеры второй совокупности, точность измерения которых составляет примерно 3%.

Предлагаемое техническое решение относится к средствам и способам измерения продуктивности группы нефтегазовых скважин. Такая группа состоит из нескольких скважин, выходящих на поверхность на небольшом расстоянии друг от друга, порядка метра, 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. Продуктивность скважин измеряют с использованием расходомеров, которые могут быть установлены как на отдельную скважину, так и для измерения продуктивности всего куста.

Разработанная система мониторинга содержит первую совокупность расходомеров, число которых равно количеству скважин в кусту, вторую совокупность расходомеров (расходомеры второй совокупности имеют, как было указано выше, более высокий класс точности и/или более высокое разрешение по сравнению с расходомерами первой совокупности), причем вторая совокупность содержит, по меньшей мере, один подобный расходомер, регулирующее устройство и блок переключения направления потоков. Измерительные линии представляют собой трубопроводы, соединяющие скважины с расходомерами. 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 каждой отдельной скважины. Это достигается за счет того, что расходомеры первой совокупности все же контролируют продуктивность объекта производства, хотя и достаточно грубо (с низким разрешением и/или точностью). Когда же какой-либо расходомер первой совокупности регистрирует существенные изменения продуктивности скважины, расходомер второй совокупности (который характеризуется большими разрешением и/или точностью) переключают для измерения продуктивности именно данной скважины. За счет этого достигается существенное удешевление системы мониторинга продуктивности группы скважин, потому что расходомеры первой совокупности, как правило, гораздо дешевле расходомеров второй совокупности. Кроме того, вторая совокупность может состоять только из одного расходомера. Так же 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 расходомеры низкой точности и/или разрешения - по одному на каждую скважину (расходомеры первой совокупности), один расходомер высокого разрешения и/или точности (расходомер второй совокупности), переключатели потока продукции скважин, которые позволяют перенаправлять продукцию любой из скважин куста на вход расходомера второго множества.

Расходомеры первой совокупности - это расходомеры, позволяющие измерять суммарный (нефть + вода + газ) поток, определять водосодержание в потоке и измерять поток газа. Полученная информация позволяет рассчитать содержание нефти в потоке.

Расходомеры второй совокупности - это расходомеры, предпочтительно состоящие из трубки Вентури и гамма плотномера. Расходомеры второй совокупности могут быть устроены по сепарационному принципу. Такие расходомеры позволяют измерять отдельно поток нефти, поток воды и поток газа, проходящие через них.

Регулирующее устройство - это устройство, предназначенное для

- сбора данных о результатах измерений расходомерами первой совокупности,

- синхронизации временных отсчетов и глобального времени,

- хранения данных о результатах измерений,

- сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности,

- управления системой перенаправления потока в соответствии с разработанной методикой,

- энергоснабжения расходомеров первой совокупности,

- осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии,

- сохранения данных в энергонезависимой памяти.

Предлагаемая система мониторинга работает в базовом варианте следующим образом. Расходомеры первой совокупности осуществляют постоянные измерения продуктивности скважин. Когда какой-либо расходомер первой совокупности регистрирует существенные изменения продуктивности скважины (изменение содержания воды или суммарного потока или изменение газосодержания, превышающие допустимый порог изменения), поток продукции этой скважины переключают на расходомер второй совокупности для более точных измерений продуктивности этой скважине. Если же никаких существенных изменений не зафиксировано на скважинах куста в течение достаточно длительного периода времени, расходомер второй совокупности работает в режиме "жесткого расписания". То есть мерит продуктивность каждой скважины на кусте в течение наперед заданного интервала времени циклически, пока расходомерами первой совокупности не будет зафиксировано существенных изменений продуктивности скважин куста (превышающих ранее установленный порог).

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, а также расходомеры первой совокупности по одному на каждую скважину, трубопроводы для транспортировки текучей продукции скважин (водонефтегазовой смеси), измерительные линии для транспортировки продукции скважин от расходомеров первой совокупности до устройства перенаправления потока, устройство перенаправления продукции, байпас, который предназначен для транспортировки продукции тех скважин, продуктивность которых в данный момент времени не измеряется расходомером второй совокупности, регулирующее устройство, а также линии связи и питания между регулирующим устройством и расходомерами первой совокупности.

Регулирующее устройство на базе персонального компьютера, управляющие выходы которого подключены к входам перенаправления потоков продукции, выполнено с возможностью сбора данных о результатах измерений датчиками расходомеров первой совокупности, синхронизации временных отсчетов и глобального времени, хранения данных о результатах измерений, сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности, управления системой перенаправления потока в соответствии с патентуемой методикой, энергоснабжения расходомеров первой совокупности, 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.

Пороги переключения для устройства перенаправления продукции задают, исходя из параметров работы скважин и/или их продуктивности. Эти параметры могут быть вычислены в процессе моделирования работы системы либо заданы пользователем непосредственно. Моменты и факты перехода контролируемых параметров продуктивности через пороги переключения контролируют с использованием регулирующего устройства.

Расходомеры первой совокупности осуществляют непрерывные измерения продуктивности скважин, на которых они установлены. (Значит, всегда или почти всегда с определенным шагом по времени.)

Расходомер первой совокупности, в частности, может содержать ограничитель потока, который позволяет определить функциональную связь между потоком продукции скважины и ее плотностью. Для этого расходомер дополнительно оснащен датчиком давления продукции перед ограничителем потока и датчиком падения давления при проходе продукции через ограничитель потока. Для определения плотности продукции скважины необходимо определить соотношение потоков нефти, воды и газа в продукции скважин (т.к. плотности чистых нефти, воды и газа обязательно определяют отдельно в ходе лабораторных исследований и известны). Для определения этого соотношения прибор должен быть оснащен датчиком содержания воды в продукции. Также на газовыкидной линии скважины может быть установлен (а может и не быть установлен) датчик 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 должны рассматриваться как нижняя граница значения содержания газа в потоке продукции. Когда расходомер второй совокупности подключают для измерения продуктивности какой-либо скважины, то этим уточняют соотношения компонентов продукции на этой скважине. Все датчики используемого устройства имеют средства передачи данных в линию связи с регулирующим устройством.

В ходе измерений продуктивности какой-либо скважины расходомером второй совокупности соответствующий расходомер первой совокупности калибруют. То есть проверяют и устанавливают нули датчика обводненности и датчика расхода газа.

Регулирующее устройство собирает информацию о состоянии объектов производства и управляет устройством для перенаправления продукции по следующему алгоритму: Если ни один из расходомеров первой совокупности не регистрирует переход контролируемых параметров через пороги переключения, расходомер второй совокупности осуществляет контроль продуктивности скважин куста по заранее заданному циклическому расписанию. Если какой-либо из расходомеров первой совокупности регистрирует переход контролируемых параметров через порог переключения, расходомер второй совокупности переключают для измерения параметров продуктивности скважины, на которой зарегистрирован переход через порог переключения.

Предложенное решение задачи мониторинга продуктивности группы скважин (объектов производства) основано фундаментально на 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 с меньшим или равным разрешением и/или точностью. (Здесь постоянно значит "почти всегда или всегда".)

Для иллюстрации эффективности предлагаемой системы была численно смоделирована работа двух систем мониторинга продуктивности скважин куста. Первая система представляла собой систему, изображенную на фиг.1, и работала по предлагаемой методике. Вторая система состояла исключительно из расходомеров первой совокупности, которые осуществляли измерения постоянно. Работу систем моделировали для одинаковых наборов данных, полученных при мониторинге продуктивности реально работающих скважин. Это нефтяные скважины западносибирских месторождений. В ходе экспериментов менялось разрешение расходомеров первой совокупности (обозначено δ_FM на графиках). 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 для достижения настолько же малой ошибки в первой системе могут применяться расходомеры первой совокупности на порядок меньшего разрешения, чем во второй системе. Учитывая специфику и стоимость расходомеров, применяемых для контроля продуктивности нефтяных скважин, разница в цене этих расходомеров может составлять тысячи процентов.

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.

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, измерительные приборы второй совокупности должны применяться для измерений продуктивности более нестабильных объектов.

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

Δt_FM - период времени между измерениями,

δ_FM - разрешение измерительных приборов первой или второй групп в зависимости от того, какой прибор наибольшего разрешения осуществляет измерения в данный момент времени t на данном объекте производства,

- поток информации, принимаемый системой мониторинга,

I_r(t, δ, Δt) - 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.

η(t, δ_FM) - функция восприимчивости системы мониторинга к информации. 0≤η(t, δ_FM)≤1, так как ввиду очевидных технических ограничений прибор второго множества не всегда может быть переключен для измерений продуктивности определенного объекта производства ввиду занятости, а также эти переключения не могут производиться мгновенно. 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 патентуемой методики значения η(t, δ_FM) колебались в диапазоне 0.98...1,

δ - 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 δ_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 δ_FM в каждый момент времени и для каждой скважины, добиваясь при этом оптимизации использования расходомеров второй совокупности и наименьшего значения dI, т.е. наименьшей ошибки измерений производительности скважин.

Итак, предлагаемая система мониторинга позволяет оптимизировать использование расходомеров различного разрешения и/или точности 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. Примеры реализации работы системы:

Пусть система мониторинга смонтирована, как показано на фиг.1. Количество скважин (1-3) N=3. Изначально продуктивность скважин (1-3), измеренная расходомерами 4-6 первой совокупности на трубопроводах 8 (водосодержание = поток воды / (поток воды + поток нефти) * 100%):

Пороги переключения для всех скважин установлены в 10% от первоначальной продуктивности. Расходомер 9 второй совокупности измеряет продуктивности всех скважин на кусте циклически, т.е. по 2 дня на каждой скважине.

1. В определенный момент времени обводненность продукции скважины 1 становится равной 21%. Так как порог переключения не перейден (+5%), то расходомер 9 второй совокупности продолжает циклические измерения.

2. В определенный момент времени поток нефти из скважины 2 становится равным 80 м³/день (-20%). Так как порог переключения перейден, то (если в этот момент не так) переключатель 7 для перенаправления продукции переключает измерительную линию 5 скважины 2 на вход расходомера 9 второй совокупности. Нефть скважин 1 и 3 по байпасу 11 поступает в магистральный трубопровод 13. Все параметры продуктивности скважины 2 уточняют за время, достаточное для измерений.

3. Если в это время уточнения параметров продуктивности скважины 2 в примере 2 происходят переходы через пороги переключения на скважинах 1 и 3, то расходомер 9 второй совокупности переключают на скважину 3 для уточнения, а затем для уточнения на скважину 1, так как продуктивность (по нефти) скважины 3 выше (дополнительное условие работы блока 7 переключения).

4. В определенный момент времени поток газа из скважины 3 становится равным 1200 м³/день (+20%). Так как порог переключения перейден, то (если в этот момент не так) переключатель 7 для перенаправления продукции переключает измерительную линию 10 скважины 3 на вход расходомера 8 второй совокупности. Все параметры продуктивности скважины 3 уточняют за время, достаточное для измерений.

5. В процессе измерений все данные от расходомеров 4-6 первой совокупности, переключателя 7 и расходомера 9 второй совокупности поступают в регулирующее устройство 12, а оттуда по линии 14 в систему коммуникаций общего пользования.

После уточнения производительности какой-либо из скважин пороги переключения вычисляют в процентах относительно новых, уточненных данных о продуктивности.