close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Порядок;doc

код для вставкиСкачать
Евразийское
патентное
ведомство
(19)
(11)
019586
(13)
B1
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45)
Дата публикации и выдачи патента
2014.04.30
(21)
(51) Int. Cl. E21B 47/10 (2012.01)
G01F 1/74 (2006.01)
Номер заявки
201101389
(22)
Дата подачи заявки
2011.05.24
(54)
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО
ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
B1
(72)
Изобретатель:
(57)
Изображение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к измерительной
технике, и может быть использовано в системах централизованного контроля для измерения
дебита двухфазной трехкомпонентной продукции скважин. Сущность изобретения состоит в
способе измерения дебита нефтяных скважин, который включает измерение активной мощности
электродвигателя, давление на выкидной линии скважин и расчет дебита пластовой жидкости.
Дополнительно измеряют температуру, давление и уровень жидкости в обсадной колоне и
температуру на выкидной линии и на устье забойной скважины и дебит пластовой жидкости и
газа рассчитывают по заявляемому алгоритму. Сущность изобретения состоит также в устройстве
для автоматического измерения дебита нефтяных скважин. Устройство содержит датчик мощности
электродвигателя станка-качалки, датчик давления и исполнительный механизм на выкидной
линии, блок управления и индикации, датчик температуры на выкидной линии скважин, датчик
давления и датчик температуры на устье обсадной колонны и датчик уровня жидкости в
обсадной колонне. Все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с
блоком управления и индикации. Заявляемое изобретение позволяет измерить не только дебит
скважины, но и газовый фактор, повысить достоверность измерения, что позволяет оперативно
контролировать и управлять эксплуатацией скважин.
Алиев Тельман Аббас оглы, Рзаев
Аббас Гейдар оглы, Гулиев Гамбар
Агаверди оглы, Рзаев Асиф Гаджи
оглы, Юсифов Илтизам Балаюсиф
оглы (AZ)
B1
019586
(56) SU-A1-1571228
RU-C2-2318988
RU-C1-2305769
RU-C1-2341647
019586
(43) 2012.12.28
(96) 2011/011 (AZ) 2011.05.24
(71)(73) Заявитель и патентовладелец:
ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ
НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ
НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ
РЕСПУБЛИКИ (AZ)
019586
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к измерительной технике, и может быть использовано в системах централизованного контроля для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной продукции скважин.
Известен способ (1) измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованный в автоматизированной информационной системе нефтепромысла (АИС НП). Система данного типа предназначена для
централизованного контроля количества добытой жидкости из нефтяного пласта за заданный отрезок
времени и для измерения текущего значения дебита по каждой скважине. Каждая скважина данной системы оборудована станком-качалкой, индикатором дебита (ИД ШГН), установленным в блоке управления (БУС-3) скважиной, и системой телемеханики для передачи данных на диспетчерский пункт с обработкой на ЭВМ. Основными функциональными узлами системы каждой скважины являются измеритель
активной мощности, потребляемой электродвигателем привода (ИЩ ШГН), и датчик давления, разливаемого электроприводом глубинного насоса, установленный на выкидной линии скважины. Измеритель
активной мощности - индикатор дебита, формирует нормируемые импульсы пропорционально измеряемой мощности и передает их в БУ. Определение (расчет) дебита нефти осуществляют на основании параметров, полученных с индикатора дебита и датчика давления по программе, разработанной для ЭВМ.
Данная система позволяет путем многократного сравнения диаграмм и характеристик, полученных в
процессе работы с паспортными данными насоса качалки, определять текущее значение дебита по каждой скважине и дебит пласта за заданный отрезок времени и, при необходимости, останавливать или запускать работу станка-качалки.
Недостатком данной системы является то, что она, в лучшем случае, косвенным образом повторяет
работу системы дистанционного контроля глубинно-насосных скважин, заключающейся в снятии диаграмм. Однако известно, что для всех систем дистанционного контроля, в той или иной степени, характерным является то, что диаграмма, даже снятая без искажений, не дает полного представления о дебите
скважины, т.е. об основном показателе ее работы, поэтому при расчете требуется каждый раз вводить
поправочные коэффициенты. Другим недостатком данной системы является большая погрешность при
измерении дебита скважины, связанная и с не учетом газового фактора, и с не пропорциональным увеличением активной мощности асинхронного электродвигателя станка-качалки из-за отложения асфальтенопарафинистых веществ на колонне штанг и внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы
(НКТ).
Задача изобретения состоит в повышении точности измерения дебита нефтяных скважин и расширении функциональной возможности существующей установки.
Сущность изобретения состоит в способе измерения дебита нефтяных скважин, который включает
измерение активной мощности электродвигателя, давления на выкидной линии скважин и расчет дебита
пластовой жидкости. Дополнительно измеряют температуру, давление и уровень жидкости в обсадной
колоне и температуру на выкидной линии и на устье забойной скважины и дебит пластовой жидкости и
газа рассчитывают по следующему алгоритму:
где Qпж - дебит пластовой жидкости, м3/ч;
cb и сн - соответственно теплоемкость воды и нефти, ккал/(кг⋅°C);
α - удельное содержание воды в пластовой жидкости;
ρпж - плотность пластовой жидкости, кг/м3;
Dн и Dm- соответственно диаметры НКТ и колонны штанг, м;
L - глубина скважин (от поверхности до забоя), м;
K - коэффициент теплопередачи [ккал/(м2⋅ч⋅°C)], который для каждой скважины в зависимости от
геотермического градиента, динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне и характеристики пластовой жидкости определяется экспериментально;
tз и tb - соответственно температура пластовой жидкости в забое и на выкидной линии скважин, °C;
ty - температура на устье обсадной колонны, °C;
α - коэффициент соответствия, который определяется по индикаторной диаграмме пластовой жидкости - температура;
-1-
019586
- геотермический градиент, °C/М;
Qr - дебит газа (газовый фактор), м3/ч;
ρr и Rсм - соответственно плотность (кг/м3) и газовая постоянная [кг⋅м/(кмоль⋅°C)] газовой смеси;
Dэ - диаметр эксплуатационной обсадной колонны, м;
Hg - расстояние от устья до поверхности жидкости в обсадной колонне, м;
Py - давление на устье обсадной колонны, кг/м2;
βi и Mi - соответственно содержание и молекулярная масса (кмоль) i-го компонента газа.
Сущность изобретения состоит также в устройстве для автоматического измерения дебита нефтяных скважин. Устройство содержит датчик мощности электродвигателя станка-качалки, датчик давления
и исполнительный механизм на выкидной линии, блок управления и индикации. Устройство дополнительно содержит датчик температуры на выкидной линии скважин, датчик давления и датчик температуры на устье обсадной колонны и датчик уровня жидкости в обсадной колонне. Все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с блоком управления и индикации.
Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемый способ отличается от известного новыми существенными признаками: измерением дополнительных параметров для
расчета дебита не только по нефти, но и по газу, а также алгоритмом расчета. Новыми существенными
признаками также являются введенные в устройство два датчика температуры, один из которых установлен на выкидной линии скважины, а другой - на устье эксплуатационной (обсадной) колонны; датчик
давления, установленный на устье эксплуатационной (обсадной) колонны, и датчик уровня жидкости в
обсадной колонне. Наличие новых существенных признаков соответствует критерию патентоспособности заявляемого решения - "новизна".
Сравнительный анализ с другими известными решениями в данной области показал, что не найдены решения, совпадающие с заявляемым. В заявляемом изобретении для решения поставленной задачи
авторами был разработан новый алгоритм расчета дебита по нефти и газу. Разработанный алгоритм позволяет рассчитать дебит скважины не только по пластовой жидкости, но и по газу. В алгоритме учитываются характеристики пласта и оборудования в процессе работы, что позволяет учесть влияние основных негативных факторов, влияющих на достоверность и точность измерений. Согласно разработанному
алгоритму и параметрам, необходимым для его решения, в системе (устройстве) были установлены дополнительные датчики. Известно, что повышение температуры и давления на устье эксплуатационной
скважины соответствует повышению (и наоборот) расхода газа (газовый фактор) пластовой жидкости.
Для измерения этих параметров на устье эксплуатационной колонны были установлены датчик давления
и датчик температуры. Для определения объема газа в эксплуатационной колонне установлен датчик
уровня жидкости. Для определения общего расхода пластовой жидкости установлен датчик температуры
на выкидной линии, так как известно, что увеличение температуры соответствует увеличению общего расхода пластовой жидкости (и наоборот). Введение в устройство новых элементов и соответствующий алгоритм расчета позволяет измерять дебит не только по пластовой жидкости, но и по газу (газового фактора), а
также повысить точность измерения дебита скважины, и, следовательно, заявляемое решение соответствует
критерию "технический уровень", а решение, в целом, может быть признано изобретением.
Сущность изобретения проиллюстрирована на чертеже, где приведена принципиальная схема устройства измерения дебита пластовой жидкости и газа, которая содержит датчики температуры 1 и 2; преобразователи температуры 3 и 4; датчики давления 5 и 6; преобразователи давления 7 и 8; датчик уровня
9; преобразователь уровня 10; датчик мощности электродвигателя 11; блок управления и индикации
(БУИ) 12; исполнительный механизм (ИМ) 13; выкидную линию скважины 14; эксплуатационную колонну (обсадную) скважины 15; электродвигатель 16.
Установка работает следующим образом.
В блоке управления и индикации (БУИ) 9 с требуемой частотой подключаются преобразователи 3,
4, 7, 8 и 10 и опрашиваются значения датчиков температуры и давления, установленных на выкидной
линии скважины 14; температуры, давления и уровня, установленных в эксплуатационной (обсадной)
колонне скважины 15. Датчики, установленные в системе, являются известными устройствами давления манометры типа МП-П4, температуры - термометры сопротивления типа ТСМ и датчик уровня - эхометр Remote Fire Gaz Gun. На основании опрашиваемых сигналов и значений βi, Mi, ρпж, ρr, α, cb и cн, определяемых лабораторным путем, рассчитывают дебит пластовой жидкости по формуле
и расход газа по формуле
Техническим эффектом заявляемого изобретения является не только достоверное измерение дебита
-2-
019586
по пластовой жидкости и газу, но и оперативный контроль и управление эксплуатацией скважины. В
процессе эксплуатации скважины значения сигналов, полученных от датчиков мощности электродвигателя и давления на выкидной линии скважин, сравнивают с максимально допустимыми значениями этих
величин и при превышении этих допустимых значений в БУИ формируется сигнал, который своевременно отключает/включает электродвигатель 16 и закрывает/открывает ИМ 13.
Литература
1. www.rae.ru Научный журнал "Современные наукоемкие технологии". Российская Академия Естествознания, № 1, 2009 г. (прототип).
2. Дианов В.Г. "Автоматизация производственных процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности". М.: Химия, 1968, 328 с.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ определения дебита нефтяных скважин, в котором измеряют активную мощность электродвигателя, давление на выкидной линии скважин и рассчитывают дебит пластовой жидкости, отличающийся тем, что дополнительно измеряют температуру, давление и уровень жидкости в обсадной колоне и температуру на выкидной линии и на устье забойной скважины, а дебит пластовой жидкости и
газа рассчитывают по следующему алгоритму:
где Qпж - дебит пластовой жидкости, м3/ч;
cb и cн - соответственно теплоемкость воды и нефти, ккал/(кг⋅°C);
α - удельное содержание воды в пластовой жидкости;
ρпж - плотность пластовой жидкости, кг/м3;
Dн и Dm - соответственно диаметры НКТ и колонны штанг, м;
L - глубина скважин (от поверхности до забоя), м;
K - коэффициент теплопередачи [ккал/(м2⋅ч⋅°C)], который для каждой скважины в зависимости от
геотермического градиента, динамического уровня жидкости в эксплуатационной колонне и характеристики пластовой жидкости определяется экспериментально;
tз и tb - соответственно температура пластовой жидкости в забое и на выкидной линии скважин, °C;
ty - температура на устье обсадной колонны, °C;
α - коэффициент соответствия, который определяется по индикаторной диаграмме пластовой жидкости - температура;
- геотермический градиент, °C/М;
Qr - дебит газа (газовый фактор), м3/ч;
ρr и ρсм - соответственно плотность (кг/м3) и газовая постоянная [кг⋅м/(кмоль⋅°C)] газовой смеси;
DЭ - диаметр эксплуатационной обсадной колонны, м;
Hg - расстояние от устья до поверхности жидкости в обсадной колонне, м;
Py - давление на устье обсадной колонны, кг/м2;
βi и Mi - соответственно содержание и молекулярная масса (кмоль) i-го компонента газа.
2. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее датчик мощности электродвигателя
станка-качалки, датчик давления и исполнительный механизм на выкидной линии, блок управления и
индикации, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит датчик температуры на выкидной линии скважин, датчик давления и датчик температуры на устье обсадной колонны и датчик уровня жидкости в обсадной колонне, а все выходы датчиков через соответствующие преобразователи связаны с блоком управления и индикации.
-3-
019586
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
-4-
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа