УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.
Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) применяются бессепарационные и сепарационные измерительные устройства [1]. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть+газ+вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.
В свою очередь сепарационные устройства конструктивно и функционально подразделяются на два вида:
- измерители покомпонентного расхода с горизонтальным гидроциклонным сепаратором;
- измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.) [2]. Принцип действия таких установок можно рассмотреть на примере работы установки «Спутник-А». Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, каждому положению которого соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор горизонтального типа, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В блоке местной автоматики (БМА) регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер.
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.
Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации. Опыт эксплуатации позволил выявить недостатки установок с горизонтальным газосепаратором, основными из которых являются:
- невозможность точной настройки механического (поплавкового) регулятора уровня, управляющего заслонкой на газовой линии, при измерении расхода продукции скважин с различными газовыми факторами, в результате чего повышается погрешность измерения [3];
- при больших дебитах и газовых факторах создается высокое динамическое избыточное давление в сепараторе, в результате чего процесс вытеснения происходит скачкообразно, что не соответствует условиям тарировки счетчика-расходомера и соответственно повышает погрешность измерения и увеличивает вероятность выхода его из строя;
- при измерении дебита малодебитных скважин с низкими газовыми факторами режим работы установок меняется и переходит из импульсного в плавный режим, в результате чего накопление избыточного давления в сепараторе становится настолько малым, что вытеснение жидкости через
счетчик идет в темпе, при котором измерения происходят в зоне нечувствительности прибора.
Известны технические решения [4, 5], которые в той или иной мере улучшают (конструктивно и функционально) технические характеристики установок горизонтального типа для измерения дебита группы нефтяных скважин.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является установка для измерения дебита скважин [6], включающая замерный сепаратор, соединенный через измерительный трубопровод и обратные клапаны с многоходовым переключателем скважин, расходомер жидкости, вход которого соединен с нижним сливом замерного сепаратора, а выход - через регулятор расхода жидкости - со сборным коллектором, поплавковый регулятор уровня, связанный с заслонкой на газовой линии, на которой установлен расходомер газа, электрогидравлический привод и связанный с последним и расходомерами жидкости и газа блок управления. Установка также снабжена вторым сепаратором и вторым расходомером газа. В качестве второго сепаратора применен вертикальный циклонный сепаратор, а в качестве второго расходомера газа - диафрагменный расходомер.
Достоинство устройства-прототипа заключается в том, что из нефти с большим газовым фактором при помощи дополнительного сепаратора выделяют часть газа, уменьшая тем самым газовый фактор нефти. Измеряют расход газа, выделенный дополнительным сепаратором, при помощи второго расходомера газа. Затем вторично сепарируют нефть при помощи замерного сепаратора, определяют расходы нефти и газа и суммируют показания двух счетчиков расхода газа.
При определенных достоинствах устройства-прототипа (возможность измерения расхода продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором) существенный недостаток его состоит в том, что, во-первых, это улучшение достигнуто весьма сложным техническим решением (введение в
устройство дополнительных металлоемкого вертикального сепаратора и расходомера газа), а, во-вторых, по-прежнему остаются нерешенными вопросы точной настройки регулятора уровня жидкости и регулятора расхода жидкости при наличии в группе скважин, подключенных к одному устройству (замерной установке), скважин с дебитами, резко отличающимися друг от друга. Не решена также проблема измерения малых расходов, о чем говорилось выше.
Есть еще один вопрос, который, по нашему мнению, нелишне здесь затронуть. В работе [7] рассматриваются проблемы, связанные с внедрением национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа». В этой работе отмечается, что за последние 4 года введено в эксплуатацию на месторождениях страны более 700 установок с горизонтальным газосепаратором, половина из которых поставлена по заказу нефтяных компаний несертифицированной как средство измерения. Следовательно, предстоит достаточно объемная задача по модернизации огромного количества замерных установок с целью обеспечения возможности их сертификации согласно требованиям указанного стандарта.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства с одновременным упрощением процедуры его метрологической аттестации как средства измерения и соответственно его сертификации.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее согласно прототипу горизонтальный гидроциклонный сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода
выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, трубопроводы подачи продукции, отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, контроллер с многоканальным входом и управляющими выходами, электроуправляемые контроллером (по управляющим выходам) переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход подключен через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, а в горизонтальный гидроциклонный сепаратор дополнительно введены датчик температуры, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости, датчик разности гидростатических давлений, датчик избыточного давления в верхней полости этого сепаратора, а информационные выходы этих датчиков подключены к многоканальному входу контроллера.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».
На фигуре приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин.
Устройство (см. фигуру) состоит из горизонтального гидроциклонного сепаратора 1 с боковым подводящим патрубком 2 и отводящими газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит контроллер 5 с многоканальным входом бис управляющими выходами 7 и 8. Устройство содержит трубопроводы 9, 10 и 11 для подачи в сепаратор продукции, отвода газа и слива жидкости соответственно, электроуправляемые
контроллером 5 переключатель скважин 12 и трехходовой кран 13, обратный клапан 14, сборный коллектор 15, а также датчик 16 температуры, датчики-сигнализаторы уровня 17 и 18 минимально и максимально допустимого в сепараторе уровня жидкости, ограничивающие по высоте сепаратора, снизу и сверху, мерную калиброванную его часть, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 19, датчик 20 для измерения величины гидростатического давления столба жидкости в мерной части сепаратора, датчик 21 для измерения величины избыточного давления в верхней, заполненной газом, части сепаратора. Информационные выходы датчиков подключены к многоканальному входу 6 контроллера 5.
Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 5 программным путем через переключатель скважин 12 производится поочередное подключение нефтяных скважин на замер дебита.
Продукция одной из скважин по трубопроводу 9, который может быть оснащен узлом [8] для предварительного отбора газа (на чертеже не показан), поступает через патрубок 2 в сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 13 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в сепараторе 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.
1
1
1
При достижении минимального уровня жидкости по сигналу датчика 17 контроллер 5 фиксирует значение гидростатического давления P (датчик 20) столба жидкости в емкости по величине тока I разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t.
2
2
При достижении максимального уровня жидкости по сигналу датчиков уровня 18 или 19 (определяется программой) контроллер 5 фиксирует время измерения и гидростатическое давление (датчик 20) столба жидкости P по значению выходного тока l.
Датчик 20 гидростатического давления (дифференциального) выступает в данном случае как датчик веса столба жидкости, и при выпуске
установки из производства он калибруется непосредственно в единицах массы.
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема сепаратора от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 13 по команде с контроллера переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части сепаратора сжатым газом, имеющимся в верхней части сепаратора. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части сепаратора в величину дебита скважины контроллер 5 осуществляет по известным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр ЭВМ №№990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.
Как видим из описания работы устройства, изменился принцип его действия. За счет упрощения конструкции устройства (исключение ненадежных и сложных в настройке регуляторов уровня и расхода жидкости, расходомеров жидкости и газа, металлоемкого вертикального сепаратора) и введения в нее датчиков уровня, избыточного давления, гидростатического давления и температуры появилась возможность перевести работу установки из режима измерения дебита скважин с помощью расходомеров в режим гидростатического взвешивания, при котором основным измерителем является калиброванный мерный объем сепаратора, ограниченный датчиками нижнего и верхнего уровней, и датчик гидростатического давления. Измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе горизонтального сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение». Введение
в конструкцию устройства промежуточного датчика уровня позволяет использовать объем сепаратора между нижним и промежуточным датчиками уровней для измерения дебитов малопродуктивных скважин. Необходимо также отметить существенное упрощение процедуры метрологической аттестации устройств на местах их эксплуатации.
Резюмируя вышесказанное, отметим следующее. В устройстве - прототипе для нормального функционирования расходомеров необходимо стабилизировать уровень жидкости и ее расход, для чего вводятся в устройство два регулятора: регулятор уровня жидкости и регулятор расхода жидкости. Точная настройка этих регуляторов не может быть осуществлена в случае подключения к устройству группы скважин с различной производительностью и с различными газовыми факторами, что и бывает (как правило) в реальных условиях. Естественно, в этом случае говорить о точности измерений и о метрологической аттестации установок, уже эксплуатируемых на месторождениях, не представляется возможным. Предлагаемое нами техническое решение свободно от указанных выше недостатков и позволяет реализовать заявленные преимущества.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ:
1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.17-18.
2. Справочник по добыче нефти/В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.(стр.259-263).
3. Авторское свидетельство СССР №956757, кл. Е21В 43/00.
4. Авторское свидетельство СССР №1043293, кл. Е21В 43/00.
5. Авторское свидетельство СССР №1165777, кл. Е21В 47/10.
6. РФ, описание изобретения к патенту №2136881, Сl, Е21В 47/10, 28.10.97. (прототип).
7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - №9 - с.2-6.
8. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9 - с.9.