RU2224886C2 - Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин - Google Patents

Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2224886C2
RU2224886C2 RU2002104009/03A RU2002104009A RU2224886C2 RU 2224886 C2 RU2224886 C2 RU 2224886C2 RU 2002104009/03 A RU2002104009/03 A RU 2002104009/03A RU 2002104009 A RU2002104009 A RU 2002104009A RU 2224886 C2 RU2224886 C2 RU 2224886C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
measuring
time
measurement
wells
Prior art date
Application number
RU2002104009/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2002104009A (ru
Inventor
Г.С. Абрамов
А.В. Барычев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" filed Critical Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика"
Priority to RU2002104009/03A priority Critical patent/RU2224886C2/ru
Publication of RU2002104009A publication Critical patent/RU2002104009A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2224886C2 publication Critical patent/RU2224886C2/ru

Links

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области контроля за состоянием разработки нефтного месторождения и может быть использовано при измерении производительности нефтяных скважин. Задачей изобретения является обеспечение достоверности контроля за отбором продукции группой скважин при минимальном времени измерения каждой скважины. Способ включает поочередное, по каждой скважине измерение количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получение среднего значения производительности и определение суточной производительности скважины. Среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10. При этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Ти = 2,4 часа. Минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t ≥ 2,5 мин. 1 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.
Известен способ [1] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время в течение фиксированного интервала времени, а именно на стадии адаптации определяют величину относительного изменения производительности скважин и задают необходимое время измерения. На стадии измерения определяют объем жидкости, прошедшей через измеритель в течение времени, определенного на стадии адаптации. Однако отсюда следует, что объем данных, полученный за установленное заранее время адаптации, может быть недостаточным для прогнозирования требуемой длительности измерения, и величина полученного значения производительности может оказаться недостоверной.
Известен способ [2] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время, в котором с целью повышения точности измерения за счет установления времени контроля в процессе измерения, определяют средние значения расхода и их средние квадратические отклонения на дискретно увеличивающихся интервалах времени, сравнивают каждое последующее значение с предыдущим и заканчивают по достижению разности двух смежных средних квадратических отклонений заданной уставки.
При таком способе к оптимальному времени измерения дебита каждой скважины из группы скважин приходят при помощи итераций (метода последовательных приближений), начиная измерение дебита с заведомо наименьшего времени. По результатам ряда измерений вычисляется среднее значение измеряемой величины и его среднее квадратическое отклонение (х и σ1). Полученное значение σi сравнивается с заданным значением среднего квадратического отклонения результирующего среднего арифметического σу. При σу ≥ σ1 измерение по скважине прекращается и подается сигнал на подключение очередной скважины. При σу < σ1 увеличивается время измерения и вновь вычисляется среднее арифметическое измеряемой величины
Figure 00000001
и его математическое ожидание σ2. Далее, после достаточно сложных процедур, вычисляется разность средних квадратических отклонений, вырабатывается новый критерий (здесь не приводится) и система снова имеет два исхода: или измерение заканчивается, или добавляется (увеличивается) время измерения. При увеличении времени измерения определяются новые значения
Figure 00000002
и σ3 и только при σΔх-n ≤ σ1√2, где n - общее количество интервалов Δtn измерения, входящих в заданную продолжительность измерения, равную tn = Δt + nΔtn выдается полученное значение xn.
Сложность подобного способа измерения очевидна, а выбранный критерий будет эффективен при достаточно большом числе измерений на каждом шаге итераций. При значительном числе скважин, подключенных для поочередного измерения дебита i-й скважины, такой способ обуславливает неоправданно длительное время измерения дебита группы скважин. А если учесть, что для получения истинного хi потребуется ряд измерений для определения суточного дебита каждой скважины, то применение данного способа вряд ли обосновано.
Наиболее близким техническим решением, то есть прототипом, принят известный способ [3] измерения дебита скважин, заключающийся в измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени с пересчетом в суточную производительность, при этом оптимальное время измерения выбирают по гибкой программе на основании сравнения времени прохождения фиксированного количества жидкости в контрольной стадии измерения с уставками эталонного времени, а в стадии основного измерения дебит определяют по отсчитанному измерителем объему жидкости за время, определенное на стадии контроля.
Измерение в данном способе осуществляют в три этапа. На первом этапе измеряют контрольное время прохождения фиксированного объема (веса) жидкости через измеритель. На втором этапе сравнивают результаты контрольного измерения с результатами предыдущего измерения дебита этой же скважины и с эталонными уставками времени. На основании этого сравнения выбирают необходимое время измерения при заданной постоянной ошибке усреднения и контрольный объем. На третьем этапе с помощью измерителя производят отсчет объема (веса) жидкости в течение времени измерения, определенного на втором этапе и подсчитывают суточную производительность скважины.
Данный способ, во-первых, достаточно сложен в реализации, а, во-вторых, при применении его на автоматизированных групповых установках типа "Спутник" затрачивается значительное время на измерение дебита одной скважины, тем более суммарное время измерения дебита группы скважин.
Таким образом, цель заявляемого способа заключается в обеспечении известному способу измерения дебита нефтяных скважин более высоких потребительских свойств, а именно: минимизации времени измерения дебита нефтяных скважин при сохранении оперативности и достоверности контроля за работой группы скважин, т.е. за отработкой соответствующего участка продуктивного пласта месторождения.
Как показывают эксперименты и промышленные испытания по реализации известного и предлагаемого способов измерения, цель (требуемый технический результат) достигается тем, что в адаптивном способе измерения дебита группы нефтяных скважин, заключающемся в поочередном, по каждой скважине, измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность t единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получении среднего значения производительности и определении суточной производительности скважины, среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10, при этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Ти = 2,4 часа. Суммарное время измерения дебита конкретной скважины определяется по формуле Ти = Nt, где N - число единичных циклов измерения по одной конкретной скважине; t - время единичного цикла измерения дебита скважины.
Дополнительным отличием заявляемого адаптивного способа измерения дебита группы нефтяных скважин является то, что минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t ≥ 2,5 мин.
Отметим, что из общеизвестных источников информации (в том числе и патентных) не выявлены способы, идентичные предлагаемому, и/или способы с совокупностью существенных признаков (в том числе и отличительных), эквивалентных совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения и проявляющих такие же новые свойства, позволяющие достичь требуемого технического результата при реализации. Это позволяет утверждать, что предлагаемое техническое решение ново, неочевидно, промышленно применимо и соответствует "критериям" изобретения.
Приведем конкретный пример реализации способа, для чего зададимся исходными данными, а именно: способ осуществляется на участке месторождения, содержащем 8 скважин, причем оперативным (текущим) планом разработки (или проектом) заданы темпы отбора жидкости по каждой из них в количестве 10, 15, 30, 20, 50, 25, 10 и 80 м3 в сутки или, иначе, 7; 10; 21; 14; 35; 17,5; 7 и 56 литров в минуту соответственно. Операторы добычи нефти общеизвестными техническими средствами регулирования производительности скважин устанавливают (ориентировочно) вышеуказанные значения дебитов, величина которых требует в дальнейшем соответствующей корректировки согласно требованиям разработки; а далее, естественно, необходим оперативный и достоверный контроль за работой каждой скважины. Для этого устанавливают (задают) минимально необходимое время единичного цикла измерения по каждой скважине путем задания для нее конкретного мерного объема измерителя дебита. Работает измеритель дебита циклически, в режиме "наполнение-опорожнение" мерной емкости, при этом максимальный мерный объем этой емкости задействуют для скважин с наибольшим дебитом, а минимальный - для малодебитных скважин. Следует отметить, что (при современной компьютерной базе) данный способ реализуется достаточно просто, для этого лишь необходимо обеспечить, по адаптивной программе, опрос контроллером соответствующих датчиков уровня, размещаемых с определенным шагом по высоте емкости измерителя дебита, представляющего собой общеизвестную, так называемую групповую замерную установку (ГЗУ).
В нашем случае можно принять, что для первой и седьмой скважин (10 м3/сут) контроллером задействуют датчики уровня, определяющие и ограничивающие мерный объем измерителя дебита (ГЗУ) в размере 0,017 м3, а для последней, десятой, скважины (80 м3/сут) будут задействованы датчики уровня, определяющие и ограничивающие мерный объем измерителя дебита в размере 0,140 м3. Отсюда следует, что, оперируя величиной мерного объема измерителя для каждой конкретной скважины, имеют возможность задать и задают минимальную длительность единичного цикла измерения ее производительности, а для достоверного определения (вычисления) величины ее суточного дебита устанавливают (задают программой контроллера) операцию усреднения измеренной производительности по результатам 10-ти единичных циклов. При этом суммарное время измерения дебита всей группы скважин составляет 4 часа (даже с учетом технологических потерь времени на переключения).
Таким образом, совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого адаптивного способа измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям "изобретения" и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. СССР, а.с. № 446640, кл. Е 21 В 47/10, 1972.
2. СССР, а.с. № 751977, кл. Е 21 В 47/10, 1976.
3. СССР, а.с. № 439598, кл. Е 21 В 47/10, 1971, прототип.

Claims (2)

1. Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин, заключающийся в поочередном, по каждой скважине измерении количества жидкости, прошедшей через измеритель за фиксированную минимально необходимую длительность t единичного цикла измерения, которую задают своей для каждой скважины, получении среднего значения производительности и определении суточной производительности скважины, отличающийся тем, что среднее значение производительности скважины определяют из оптимального числа циклов измерения N=10, при этом для любых ожидаемых суточных дебитов нефтяных скважин устанавливают суммарное время измерения Ти = 2,4 ч.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что минимально необходимая длительность единичного цикла измерения каждой скважины удовлетворяет условию t ≥ 2,5 мин.
RU2002104009/03A 2002-02-13 2002-02-13 Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин RU2224886C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002104009/03A RU2224886C2 (ru) 2002-02-13 2002-02-13 Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002104009/03A RU2224886C2 (ru) 2002-02-13 2002-02-13 Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002104009A RU2002104009A (ru) 2003-10-10
RU2224886C2 true RU2224886C2 (ru) 2004-02-27

Family

ID=32172358

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002104009/03A RU2224886C2 (ru) 2002-02-13 2002-02-13 Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2224886C2 (ru)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ИСАКОВИЧ Р.Я. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1983, с.314-344. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3069108B1 (en) Coriolis flow metering based wellhead measurement method and device
EA031871B1 (ru) Способ управления испытаниями скважины на приток и используемая в нем компьютерная система
EP3580427B1 (en) Method for assessing and managing sensor uncertainties in a virtual flow meter
EP2853683A1 (en) Multiphase fluid analysis
EP3589923B1 (en) Volumetric real time flow engine
US11556612B2 (en) Predicting material distribution in a hydraulic fracturing treatment stage
JP2007024750A (ja) 流量計測装置
KR101013182B1 (ko) 지하수의 수위 변화를 이용한 지하수 양수량 산출방법, 수위측정센서 및 양수량 산출방법을 컴퓨터에서 실행시키기 위한 프로그램을 기록한 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체
Yamada et al. Software reliability growth models for testing-effort control
RU2224886C2 (ru) Адаптивный способ измерения дебита группы нефтяных скважин
US5064348A (en) Determination of well pumping system downtime
WO2002086666A2 (en) Flow transport analysis method and system
US10456704B2 (en) Method of real-time prognosis of flooding phenomenon in packed column
RU2247239C1 (ru) Способ измерения дебита группы нефтяных скважин
RU2248526C2 (ru) Способ измерения дебита нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления
EP3667291A1 (en) State analysis device, state analysis method, and recording medium
RU2228459C2 (ru) Устройство контроля дебита нефти для штанговых глубинно-насосных установок
SU857452A1 (ru) Система управлени режимом газлифтных скважин
US10472640B2 (en) Method of real-time prognosis of flooding phenomenon in packed column
RU2212534C1 (ru) Адаптивный способ измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин и устройство для его осуществления
JP7022891B2 (ja) ガス器具判別装置
SU747990A1 (ru) Способ замера производительности нефт ных скважин
RU2213262C1 (ru) Комплекс управления режимом откачки и контроля дебита нефти для штанговых глубинно-насосных установок

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170214