RU2338873C2 - Well cluster productivity determining system - Google Patents
Well cluster productivity determining system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2338873C2 RU2338873C2 RU2006138886/03A RU2006138886A RU2338873C2 RU 2338873 C2 RU2338873 C2 RU 2338873C2 RU 2006138886/03 A RU2006138886/03 A RU 2006138886/03A RU 2006138886 A RU2006138886 A RU 2006138886A RU 2338873 C2 RU2338873 C2 RU 2338873C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- flow
- productivity
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических методов исследования, а именно исследования продуктивности скважин, и может быть использовано при определении возможного дебета скважин в кусте.The invention relates to the field of geophysical research methods, namely, studies of well productivity, and can be used to determine the possible debit of wells in the well.
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).As monitoring systems for the productivity of wells combined in a cluster (as a group of production facilities), in Russia, preferably, separation-type systems equipped with a flow switch are used. These systems are various modifications of the Sputnik flowmeter. They use the switches of hydrocarbon flows of various wells to measure the productivity of each of them on the bush for a certain period of time, cyclically (according to the so-called "hard" schedule). Earlier, various methods were proposed for calculating measurement periods depending on the parameters of well productivity (G.S. Abramov, A.V. Barychev. Practical flow measurement in the oil industry. OAO VNIIOENG, Moscow, 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.).Well-known metering installations (Oilfield equipment. Handbook, M., "Nedra", 1990, pp. 424-411) for the initial registration of production of wells covering a geographically certain area of an oil field, which, according to a number of technological and other conditions, are combined in an infield gathering system, transport and oil preparation in separate groups. Structurally, they consist of a multi-position fluid switch, a separation volumetric vessel with instrumentation (I&C), automation (A) and control elements, contain an industrial microcontroller (or computing unit) communicated by communication lines with I&C elements, as well as a piping system, locking and safety devices (taps, valves, gate valves, etc.).
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.These units operate in a cyclic mode of filling-emptying a measured separation tank using the energy of a controlled medium (well production), summing up the production volume for a certain specified time (or number of cycles) of measurement for all - in turn, according to the program - for wells in the group.
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.Common shortcomings of existing devices for this purpose are both the complexity and material, metal consumption of manufacturing, and a fairly wide range of requirements for installation, commissioning, operation and repair in the presence of many mechanical and hydraulic, and electrical components and elements. However, the most significant drawback is precisely the cyclical operation of the flow rate meters and the associated inconveniences and errors of its measurement, due to the presence of a mechanical system of levers for controlling the “filling - emptying” of the measuring tank by the float level gauge, as well as the need for periodic cleaning of the hydraulic cavities of the installation from all kinds of deposits (pollution), which requires a complete shutdown of the latter.
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.The closest analogue of the claimed system can be recognized (RU, patent 2265122) a device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical tank with a lateral tangential body of the tank pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining liquids, with sensors of parameters of the state and position of products in the cavity of the tank, a controller with an input, multichannel in the number of sensors, for introducing electrical information the number of these sensors and control outputs, as well as a multi-position fluid (product) switch with inlets by the number of connected wells and two outlets, one of which is hydraulically connected to the reservoir via the lateral branch pipe of the latter, and the second of the fluid switch exits is hydraulically connected with the pipeline the upper and lower branch pipes of the tank and with a prefabricated oilfield manifold, a gas flow meter and a liquid flow meter, each mounted on tvetstvuyuschem he pipeline, the lower part of the tank is made conically converging pipe to draining the liquid. A side branch pipe tangential to the tank for supplying products is installed on the tank body at its transition to the lower part of the conical shape, and between the tank and the gas flow meter-counter there is a sensor for the presence of liquid in the gas and a throttling valve controlled by this sensor through the controller.
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.A disadvantage of the known technical solution should be recognized as the use of flowmeters with low measurement accuracy, which does not allow a quick response to changes in the debit of each well in the well, as well as low reliability and information content of the measurements.
Техническая задача, решаемая посредством предлагаемого изобретения, состоит в разработке новой системы мониторинга продуктивности скважин в кусте.The technical problem solved by the present invention is to develop a new system for monitoring the productivity of wells in the well.
Технический результат, получаемый при реализации системы, состоит в увеличении скорости реагирования на изменение параметров работы скважины при одновременном повышении надежности и информативности измерений.The technical result obtained during the implementation of the system consists in increasing the response rate to changes in the parameters of the well while increasing the reliability and information content of the measurements.
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%.To achieve the indicated technical result, it is proposed to use a well productivity monitoring system in the well containing low-accuracy flow meters, the number of which is equal to the number of monitored wells located on the output pipelines of the wells, a unit for switching the direction of the flow of wells, the inputs of which are connected to the pipelines of the wells, the first output of the block switch is connected to the main pipeline, the second output to the input of the meter of high accuracy, the output of which is connected n to the main pipeline, while the system further comprises a control device connected to the outputs of the flow meters and the unit for switching the direction of flow. In a preferred embodiment, the control device is made on the basis of a personal computer, the software of which provides the ability to collect data on the measurement results by low-precision flow meters, synchronize time samples and global time, store data on the measurement results, collect and store data on the measurement results by high-precision flow meters, flow redirection control, low-precision flow meters power supply, communication and information transfer in communication systems available, save the data in non-volatile memory. However, it is possible to implement a control device in the form of a control panel containing means for recording data characterizing the state of the flow from the well, as well as means for mechanically controlling the flows. The well flow direction switching unit can be made, in particular, in the form of a rotary hydraulic switch or in the form of a set of on-off flow switches, each of which has an output line for one of the wells with the possibility of directing products to the input of a high-precision flow meter or to a main pipeline. The design of the switch unit for the direction of flow of wells depends on the conditions of its operation. To implement the system with the specified technical result, it is proposed to use flowmeters of the first population, the measurement accuracy of which is approximately 18%, and flow meters of the second population, the measurement accuracy of which is approximately 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.The proposed technical solution relates to means and methods for measuring the productivity of a group of oil and gas wells. Such a group consists of several wells emerging to the surface at a short distance from each other, of the order of a meter, forming a so-called well bush. The production of all wells ultimately enters into one pipe, so all the wells on the well are hydrodynamically connected. Well production is an oil and gas fluid mixture. Well productivity is measured using flowmeters that can be installed on a single well, and to measure the productivity of the entire well.
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.The developed monitoring system contains the first set of flowmeters, the number of which is equal to the number of wells in the well, the second set of flowmeters (flowmeters of the second set have, as mentioned above, a higher accuracy class and / or higher resolution than flowmeters of the first set), and the second the combination comprises at least one such flow meter, a regulating device and a flow direction switching unit. Measuring lines are pipelines connecting wells to flowmeters. After the products pass through the indicated monitoring system, the products of all the wells enter a single pipeline for transportation further along the production line.
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.The proposed productivity monitoring system also guarantees high quality measurements of the productivity of each individual well. This is achieved due to the fact that the flow meters of the first aggregate nevertheless control the productivity of the production facility, albeit rather roughly (with low resolution and / or accuracy). When a flowmeter of the first population registers significant changes in well productivity, the flowmeter of the second population (which is characterized by high resolution and / or accuracy) is switched to measure the productivity of this particular well. Due to this, a significant reduction in the cost of the system for monitoring the productivity of a group of wells is achieved, because the flowmeters of the first population are usually much cheaper than the flowmeters of the second population. In addition, the second population may consist of only one flow meter. Also, the proposed monitoring system ensures that significant changes in the productivity of each well in the cluster will be quickly recorded and will not lead to a deterioration in the accuracy of measuring the productivity of each well.
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.The proposed monitoring system can be implemented as follows (see figure 1). Low accuracy and / or resolution flow meters are installed on the well cluster - one for each well (flow meters of the first set), one high resolution and / or accuracy flow meter (flowmeter of the second set), well production flow switches that allow redirecting the production of any of the well wells at the input of the flowmeter of the second set.
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.The flowmeters of the first aggregate are flowmeters that allow you to measure the total (oil + water + gas) flow, determine the water content in the flow, and measure the gas flow. The information obtained allows us to calculate the oil content in the stream.
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.The flowmeters of the second population are flowmeters, preferably consisting of a venturi and a gamma densitometer. Flowmeters of the second set can be arranged according to the separation principle. Such flow meters make it possible to separately measure the oil flow, the water flow and the gas flow passing through them.
Регулирующее устройство - это устройство, предназначенное дляA regulating device is a device designed to
- сбора данных о результатах измерений расходомерами первой совокупности,- collecting data on the results of measurements by flowmeters of the first population,
- синхронизации временных отсчетов и глобального времени,- synchronization of time samples and global time,
- хранения данных о результатах измерений,- storage of data on the measurement results,
- сбора и хранения данных о результатах измерения расходомерами второй совокупности,- collection and storage of data on the measurement results by flow meters of the second set,
- управления системой перенаправления потока в соответствии с разработанной методикой,- control the flow redirection system in accordance with the developed methodology,
- энергоснабжения расходомеров первой совокупности,- power supply to the flow meters of the first aggregate,
- осуществления связи и передачи информации в системы коммуникаций, имеющиеся в наличии,- communication and information transfer to the available communication systems,
- сохранения данных в энергонезависимой памяти.- saving data in non-volatile memory.
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).The proposed monitoring system operates in the basic version as follows. Flowmeters of the first aggregate carry out continuous measurements of well productivity. When a flowmeter of the first population records significant changes in well productivity (changes in water or total flow or changes in gas content that exceed the permissible threshold of change), the production flow of this well is switched to a flowmeter of the second population for more accurate measurements of the productivity of this well. If no significant changes were recorded in the wells of the wellbore for a sufficiently long period of time, the flowmeter of the second aggregate operates in a “tight schedule” mode. That is, it measures the productivity of each well on the cluster for a predetermined time interval cyclically, until the flowmeters of the first population record significant changes in the productivity of the wells (exceeding the previously set threshold).
В дальнейшем сущность изобретения будет рассмотрена подробнее с использованием графического материала.In the future, the invention will be considered in more detail using graphic material.
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.The considered well productivity monitoring system can be implemented, in particular, as shown in Fig. 1, using an example of a well containing N oil and gas wells, as well as flow meters of the first set, one for each well, pipelines for transporting fluid products of wells (oil and gas mixture), measuring lines for transporting well products from flowmeters of the first population to a flow redirection device, product redirection device, bypass, which is designed for transport Rovkov production of those wells which productivity at a given time is not measured by the flowmeter of the second set, the regulating device, and communication lines and power between the control device and the first plurality of flow sensors.
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.A control device based on a personal computer, the control outputs of which are connected to the inputs of redirection of product flows, is configured to collect data on the measurement results by sensors of the flow meters of the first set, synchronize time samples and global time, store data on measurement results, collect and store data on measurement results flowmeters of the second set, control of the flow redirection system in accordance with the patented method, power supply flow mers first plurality, of communication and information transmission in communications systems, availability, store the data in the nonvolatile memory. The capabilities of the control device are specified by the software product introduced into it.
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.Switching thresholds for the product redirection device are set based on the parameters of the wells and / or their productivity. These parameters can be calculated in the process of modeling the operation of the system or set by the user directly. The moments and facts of the transition of controlled productivity parameters through switching thresholds are controlled using a control device.
Расходомеры первой совокупности осуществляют непрерывные измерения продуктивности скважин, на которых они установлены. (Значит, всегда или почти всегда с определенным шагом по времени.)Flowmeters of the first aggregate carry out continuous measurements of the productivity of the wells on which they are installed. (This means that it always or almost always with a certain time step.)
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.The flowmeter of the first population, in particular, may contain a flow limiter, which allows you to determine the functional relationship between the flow of well production and its density. For this, the flow meter is additionally equipped with a product pressure sensor in front of the flow limiter and a pressure drop sensor when the product passes through the flow limiter. To determine the density of the well’s production, it is necessary to determine the ratio of oil, water and gas flows in the well’s production (since the densities of pure oil, water and gas are necessarily determined separately during laboratory studies and are known). To determine this ratio, the device must be equipped with a sensor for the water content in the product. Also, a gas flow sensor may or may not be installed on the gas flow line of the well. Partially separated gas flows to the surface via a gas discharge line. (Partially, because this separation occurs at a significant depth and at a high temperature in the separator of the electric centrifugal pump.) Since gas from the gas discharge line is mixed with the rest of the well production, the measurements of the gas flow sensor should be considered as the lower limit of the gas content in the production stream. When the flowmeter of the second population is connected to measure the productivity of a well, this determines the ratio of the components of the product in this well. All sensors of the device used have means of transmitting data into the communication line with the control device.
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.In the course of measuring the productivity of a well, the flowmeter of the second population is calibrated with the corresponding flowmeter of the first population. That is, the zeros of the water cut sensor and the gas flow sensor are checked and set.
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.The control device collects information about the state of production facilities and controls the device for product redirection according to the following algorithm: If none of the flowmeters of the first population records the transition of controlled parameters through switching thresholds, the flowmeter of the second population monitors the productivity of well boreholes according to a predetermined cyclic schedule. If any of the flowmeters of the first population records the transition of the monitored parameters through the switching threshold, the flow meter of the second population is switched to measure the productivity parameters of the well on which the transition through the switching threshold is registered.
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".)The proposed solution to the problem of monitoring the productivity of a group of wells (production facilities) is based fundamentally on Shannon's theorem. The essence of the theorem is that if the values of a certain function are not known everywhere, with the exception of a certain set of random points, then by increasing this set, it is possible to restore the values of the function over the entire domain, at least in the sense of convergence of partial integral sums. In general, the mentioned theorem is quite obvious. The method for implementing the proposed monitoring system is, in essence, a method of selecting (the point in time) and obtaining points where the values of the unknown function are measured directly with great accuracy and / or resolution. In addition, measurements are constantly made with lower or equal resolution and / or accuracy. (Here, constantly means "almost always or always.")
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 δFM 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.To illustrate the effectiveness of the proposed system, the work of two systems for monitoring the productivity of well wells was numerically modeled. The first system was a system depicted in figure 1, and worked according to the proposed methodology. The second system consisted exclusively of flowmeters of the first aggregate, which carried out measurements constantly. The systems were modeled for the same data sets obtained by monitoring the productivity of actually working wells. These are oil wells of the West Siberian fields. During the experiments, the resolution of the flowmeters of the first population changed (indicated by δ FM in the graphs). The result of the first system is presented in figure 2. The simulation result of the second system is illustrated in the graph in figure 3. The vertical axis in the graphs is the relative error of well productivity measurements relative to the initial productivity data. It is seen that to achieve an equally small error, the first system can use flow meters of the first set, an order of magnitude lower resolution, than in the second system. Given the specificity and cost of flowmeters used to control the productivity of oil wells, the price difference between these flowmeters can be thousands of percent.
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.The horizontal axis of the graphs in figure 2 and figure 3 is the amount of information collected by monitoring systems during operation. Obviously, the more information collected, the smaller the measurement error.
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.Thus, the task of monitoring a group of production facilities can be posed broader than just the task of increasing the accuracy of measurements. This task can be formulated as the task of increasing the information content of measurements. Indeed, if among the many monitored objects there are those whose productivity practically does not change over time, then frequent high-precision measurements at these objects are impractical, or in other words, uninformative. Then, measuring instruments of the second set should be used to measure the productivity of more unstable objects.
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 формулуA more rigorous formulation of the measurement information problem is as follows. Let the object of production, the productivity of which is changing, be a source of information. (Moreover, the most adequate definition of the amount of information hereinafter is the so-called probabilistic approach according to Kolmogorov - [A.N. Kolmogorov. Three approaches to the definition of the concept of "amount of information". New in life, science and technology. Series "Mathematics and Cybernetics ", Jan. 1991, pp. 24-29].) In this case, the productivity monitoring system is the" receiver "of information. Consider the formula
гдеWhere
ΔtFM - период времени между измерениями,Δt FM - time period between measurements,
δFM - 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,δ FM is the resolution of measuring instruments of the first or second groups, depending on which device of the highest resolution measures at a given time t at a given production facility,
Ir(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.I r (t, δ, Δt) is the flow of information from the production facility. Information flows have three very important properties. They are always measurable; weakly tend to zero for production facilities whose productivity tends to a constant; the higher the resolution and / or accuracy of the measurements, the usually greater the flow of information.
η(t, δFM) - функция восприимчивости системы мониторинга к информации. 0≤η(t, δFM)≤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, δFM) колебались в диапазоне 0.98...1,η (t, δ FM ) is the function of the susceptibility of the monitoring system to information. 0≤η (t, δ FM ) ≤1, because, due to obvious technical limitations, the device of the second set cannot always be switched to measure the productivity of a certain production object due to employment, and also these switchings cannot be made instantly. The value of this function can be estimated using the Erlang formulas from the queuing theory - [A.Ya. Khinchin, ed. B.V. Gnedenko. Works on the mathematical theory of queuing. State Publishing House of Physics and Mathematics, Moscow, 1963, pp. 199-208]. In the process of modeling the patented technique, the values of η (t, δ FM ) ranged from 0.98 ... 1,
δ - заранее заданное разрешение, с которым необходимо осуществлять мониторинг объекта производства.δ is a predetermined resolution with which it is necessary to monitor the production facility.
dI - потери информации, которые неизбежно возникают.dI - loss of information that inevitably occurs.
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 δFM, 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.As the results of modeling the operation of the proposed system and existing monitoring systems of the "Sputnik" type showed, it is dI that is the main characteristic of the monitoring system, because it is directly related to the accuracy of productivity measurements for each individual well. (Values such as δ FM are of secondary importance, see Figs. 2, 3.) According to the results of the simulation, the correlation coefficient between dI and the measurement error is approximately 80% - see, for example, Fig. 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.The presented approach to the formulation of the problem of controlling the productivity of a group of production facilities (as the task of determining information content) allows us to explain the result. In addition, the proposed statement of the problem and the calculation method (represented by formula 1) can be applied to evaluate the effectiveness of any group monitoring systems, regardless of the design of measuring instruments and the structure of the system itself. For this, it is enough (for example, during a numerical experiment) to determine the type of connection between information loss and errors in determining productivity parameters.
Предлагаемая система направлена на то, чтобы по возможности максимизировать δFM 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.The proposed system is aimed at maximizing δ FM at every moment of time and for each well, while achieving optimization of the use of flowmeters of the second set and the lowest value of dI, i.e. the smallest error in measuring well productivity.
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:So, the proposed monitoring system allows you to optimize the use of flow meters of various resolutions and / or accuracy to control the productivity of a group of wells and each specific well in this group. At the same time, a significant reduction in the cost of the entire productivity monitoring system is achieved without any significant deterioration in the accuracy of the measurement of productivity parameters. Examples of the implementation of the system:
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%):Let the monitoring system is mounted, as shown in figure 1. The number of wells (1-3) N = 3. Initially, the productivity of wells (1-3), measured by flowmeters 4-6 of the first aggregate in pipelines 8 (water content = water flow / (water flow + oil flow) * 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.Switching thresholds for all wells are set at 10% of the initial productivity. The
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.1. At a certain point in time, the water cut of the production of
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.2. At a certain point in time, the oil flow from well 2 becomes equal to 80 m 3 / day (-20%). Since the switching threshold is crossed, then (if at this moment is not so)
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).3. If at this time of refining the productivity parameters of well 2 in example 2, transitions occur through switching thresholds at
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.4. At a certain point in time, the gas flow from
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.5. In the process of measurement, all data from the flow meters 4-6 of the first population, the
После уточнения производительности какой-либо из скважин пороги переключения вычисляют в процентах относительно новых, уточненных данных о продуктивности.After clarifying the productivity of any of the wells, the switching thresholds are calculated as a percentage of relatively new, updated productivity data.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138886/03A RU2338873C2 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Well cluster productivity determining system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006138886/03A RU2338873C2 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Well cluster productivity determining system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006138886A RU2006138886A (en) | 2008-05-20 |
| RU2338873C2 true RU2338873C2 (en) | 2008-11-20 |
Family
ID=39798302
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006138886/03A RU2338873C2 (en) | 2006-11-07 | 2006-11-07 | Well cluster productivity determining system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2338873C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2449119C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-04-27 | Виктор Алексеевич Полубабкин | Device for fluid control that circulates through well |
| RU2521623C1 (en) * | 2013-03-06 | 2014-07-10 | Генрих Саакович Абрамов | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad |
| RU2531500C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-10-20 | Генрих Саакович Абрамов | Method for identification of well with variable water cut at well pad |
| RU2754408C1 (en) * | 2020-10-23 | 2021-09-02 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells |
| US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009154499A1 (en) * | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Schlumberger Canada Limited | A system for testing well cluster productivity |
-
2006
- 2006-11-07 RU RU2006138886/03A patent/RU2338873C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1985, с.17, 499, 503. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2449119C1 (en) * | 2010-10-12 | 2012-04-27 | Виктор Алексеевич Полубабкин | Device for fluid control that circulates through well |
| RU2521623C1 (en) * | 2013-03-06 | 2014-07-10 | Генрих Саакович Абрамов | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad |
| RU2531500C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-10-20 | Генрих Саакович Абрамов | Method for identification of well with variable water cut at well pad |
| US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
| RU2754408C1 (en) * | 2020-10-23 | 2021-09-02 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006138886A (en) | 2008-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2338873C2 (en) | Well cluster productivity determining system | |
| RU2344288C2 (en) | Method of determining production capacity of well field | |
| EP1807606B1 (en) | Method and system for production metering of oil wells | |
| Abrahams et al. | Rill hydraulics on a semiarid hillslope, southern Arizona | |
| Chiu et al. | Maximum velocity and regularities in open-channel flow | |
| KR101105192B1 (en) | Method for selecting section of water leakage suspicion by water network analysis and water supply integrated management operating system with function thereof | |
| KR101753891B1 (en) | Apparatus and method of reduced operation for power consumption of parallel operation pump | |
| Gargano et al. | A stochastic model for daily residential water demand | |
| CN104897188A (en) | Method and experiment apparatus for analyzing drainage pipeline siltation characteristics | |
| Chowdhury et al. | Modeling pressure losses for Newtonian and non-Newtonian laminar and turbulent flow in long square edged orifices | |
| RU2338874C2 (en) | Group of wells' efficiency determination system using one flow rate meter | |
| GB2520432A (en) | A system for production boosting and measuring flow rate in a pipeline | |
| Kutyłowska | Application of MARSplines method for failure rate prediction | |
| RU101731U1 (en) | AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS | |
| US10908007B1 (en) | Multiphase flow metering system for horizontal well compartments | |
| Glenne et al. | Longitudinal estuarine diffusion in San Francisco bay, California | |
| CA2733469A1 (en) | Device for measuring rates in individual phases of a multiphase flow | |
| RU2754408C1 (en) | Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells | |
| Ali et al. | Study of pressure losses in piping system | |
| KR102424110B1 (en) | water flow rate calculating system for water distribution area | |
| RU2726919C1 (en) | System for rapid diagnosis of water influx | |
| RU2678736C1 (en) | Method for individual-group measurement of production of the bone of oil wells and system for its implementation | |
| US20230280196A1 (en) | Systems for analyzing multiphase production fluid | |
| US11905825B2 (en) | Downhole 3-phase flow measurement using speed of sound above and below the bubble-point pressure | |
| Farahani et al. | Evaluation of Lyapunov-based observer using differential mean value theorem for multiphase flow characterization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181108 |