Устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована при добыче углеводородов.
Известны различные способы добычи нефти из скважины, требующие использования газового или газожидкостного агента, в процессе которых обеспечивается сбор и обработка информации, поступающей с первичных датчиков-преобразователей, выработка команд управления исполнительными механизмами, обеспечивающими оптимальный режим работы скважины, накопление полученной информации для формирования статистических данных и контроля над состояниями нефтяной скважины, а также для формирования аварийных сигналов и команд.
Реализация известных способов (в первую очередь, газлифтных) эксплуатации скважины осуществляется при помощи систем управления, включающих распределенных по нефтепроводу устройств нагнетания газа высокого давления в нефтяную скважину, устройств измерения расхода нагнетаемого газа, устройств измерения температуры получаемого из скважины флюида, клапанов регулировки расхода газа и т.п. (см. патенты US №4267885, МКП E21В 43/12, опубликован 19.05.1981 г.; US №4738313, МКП E21В 43/12, опубликован 19.04.1988 г.).
Основными недостатками таких систем управления являются низкая точность регулирования расхода газа, связанная с большим числом измеряемых параметров различными датчиками на различных участках системы, что в сумме приводит к накоплению погрешности измерений, и, как следствие, - неоптимальным режимам работы скважины, и сложность их эксплуатации и обслуживания.
Известно принятое в качестве ближайшего аналога устройство регулирования и подачи газлифтного газа для эксплуатации скважин с применением постоянного и периодического газлифта (см. патент RU № 173107, МПК E21B 34/16, E21B 43/12, опубликован 11.08.2017 г.), содержащее узел регулирования, установленный непосредственно перед нефтяной скважиной, работающей газлифтным способом, состоящий из запорной отсекающей арматуры, расходомера, регулирующего клапана с дистанционно-управляемым приводом, свечного трубопровода с запорной арматурой, а также запорной отсекающей арматуры с дистанционно-управляемым приводом для обеспечения постоянной или периодической подачи газлифтного газа и байпасной линии, состоящей из запорной отсекающей арматуры и ручного клапана.
Известное устройство работает следующим образом.
Газлифтный газ подается в узел регулирования и в зависимости от режима работы - основной и резервный, направляется на соответствующую технологическую линию. Регулирование потока происходит посредствам запорной отсекающей арматуры. В основном режиме работы устройства газлифтный газ подается через расходомер и регулирующий клапан, управляемый дистанционно. Количество газлифтного газа, расходуемого на эксплуатацию нефтяной скважины, определяется при помощи расходомера. Регулирование расхода и давления газлифтного газа осуществляется через регулирующий клапан. При этом положение регулирующего клапана определяется по заданному алгоритму в зависимости от расхода газа, определяемого при помощи расходомера, и сопоставляемому с заданным расходом. При отклонении данных расхода газа на расходомере от заданных, осуществляется его изменение положения регулирующего клапана. Запорная отсекающая арматура, установленная после регулирующего клапана, работает в автоматическом режиме и находится в положении «открыто». В аварийных ситуациях, а также в случаях проведения планово-предупредительных и ремонтных работ, сброс газлифтного газа в атмосферу осуществляется через свечной трубопровод с запорной арматурой. При резервном режиме работы установки газлифтный газ подается через ручной клапан. Для недопущения изменения потока среды в технологической системе и для предотвращения попадания скважинной продукции в узел регулирования предусмотрен клапан обратный, расположенный непосредственно на трубопроводе подачи газлифтного газа из узла регулирования 1 в нефтяную скважину.
Управление работой устройства в автоматических режимах осуществляется автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Вышеописанное устройство компактно и позволяет обходиться одной «врезкой» в трубопроводную систему подачи газлифтного агента (газа, воздуха или газожидкостной смеси).
Недостатком известного устройства является необходимость произведения корректирующих расчетов для расходомера при изменении химических или физических параметров подаваемого в скважину газа, а также его периодических поверок, что приводит к снижению соотношения время работы/время обслуживания. В противном случае снижается точность при регулировании расхода агента.
Задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является создание компактного устройства, обеспечивающего точное регулирование расхода агента при газлифтном способе добычи, технологичного в эксплуатации и обслуживании.
Технический результат полезной модели заключается в обеспечении стабильно высокой точности регулирования расхода агента без уменьшения межсервисных периодов времени эксплуатации устройства.
Технический результат достигается тем, что устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины, содержит установленные на рамной конструкции блок автоматики, блок питания и трубопровод с модулями входа и выхода, снабженными элементами соединения с внешними магистралями, последовательно размещенные в трубопроводе по направлению движения агента датчик давления на входе ЗРК, запорно-регулирующий клапан (ЗРК) и датчик давления на выходе ЗРК, причем датчики входного и выходного давления ЗРК и сам ЗРК электрически соединены с блоком автоматики и блоком питания.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать размещенные в трубопроводе датчики температуры на входе и выходе запорно-регулирующего клапана.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать соединенный с модулями входа и выхода трубопровода байпас с клапаном отсечки.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать источник автономного электропитания, электрически соединенный с блоком питания.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать модуль беспроводного обмена данными с внешними устройствами, электрически соединенный с блоком автоматики.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать установленные в трубопроводе после модуля входа и перед модулем выхода клапаны отсечки трубопровода от магистрали.
В рамках данной заявки используемые в ней термины имеют следующие значения:
- агент – газ, смесь газов или газожидкостная смесь, подаваемая от внешних источников в скважину для вытеснения добываемого углеводорода;
- модуль входа (выхода) – концевая часть трубопровода, соединяемая с внешними элементами системы добычи углеводорода;
- блок автоматики – устройство обработки получаемой информации и подачи команд другим устройствам по результатам такой обработки.
Заявляемая полезная модель поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена принципиальная схема устройства с дополнительными элементами, на фиг. 2 – изображение внешнего вида устройства.
Устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины содержит рамную конструкцию 1, размещенные на ней блок 2 автоматики, блок 3 питания, трубопровод 4 с модулями 5 и 6 входа и выхода, соответственно, датчик 7 давления на входе ЗРК, запорно-регулирующий клапан 8 (ЗРК), датчик 9 давления на выходе ЗРК.
Также устройство управления расходом агента при эксплуатации скважины может содержать датчики 10 и 11 температуры на входе и выходе запорно-регулирующего клапана, байпас 12, источник 13 автономного электропитания, модуль 14 беспроводного обмена данными с внешними устройствами, клапаны 15 отсечки трубопровода/байпаса.
Принцип работы заявляемой полезной модели заключается в следующем.
Устройство устанавливают в системе подачи агента в скважину таким образом, что модуль 5 входа подключен при помощи элементов соединения к магистрали подачи агента от источника, а модуль 6 выхода аналогично к магистрали подачи агента в скважину, и подключают электропитание к блоку 3 питания (либо, при наличии источника 13 автономного электропитания, включают его).
Газлифтный агент подается через модуль 5 входа в трубопровод 4 (при наличии клапанов 15 отсечки на входе и выходе трубопровода 4, они находятся в положении «открыто»; при наличии байпаса 12 его клапан 15 отсечки находится в положении «закрыто»). По трубопроводу 4 газлифтный агент проходит  через модуль 6 выхода в магистраль подачи агента в скважину. При этом расход агента регулируется изменением проходного сечения (за счет изменения положения автоматического привода) в запорно-регулирующем клапане 8. Контроль и регулирование в каждый момент времени размера проходного сечения осуществляется блоком 2 автоматики на основе данных, поступающих с датчиков 7 и 9 на входе и выходе запорно-регулирующего клапана 8, соответственно (при наличии в устройстве датчиков 10 и 11 температуры на входе и выходе запорно-регулирующего клапана 8, также данных с них).
При этом различные режимы подачи агента в скважину могут быть программным образом предустановлены в блоке 2 автоматики, либо поступать от внешних устройств проводным (либо беспроводным, при наличии модуля 14 беспроводного обмена данными) способом.
В случаях проведения сервисных или ремонтных работ, устройство отключают от магистрали (либо, при наличии байпаса 12, переводят клапаны 15 отсечки трубопровода в положение «закрыто», а клапан 15 отсечки байпаса в положение «открыто»).
Заявляемое устройство управления расходом агента при эксплуатации газлифтной скважины технологично в изготовлении, обеспечивает возможность различных режимов подачи газлифтного агента в скважину и позволяет увеличить межсервисный интервал эксплуатации за счет отсутствия элементов, требующих частых поверок.