УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА 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.
Широкое распространение, особенно в последнее время, получили измерители покомпонентного расхода нефтяных скважин с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [2-5].
Известны устройства [6, 7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащие вертикальный цилиндрический сепаратор и использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин.
Устройства измеряют дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды, площадь поперечного сечения сепаратора) и времени наполнения мерного калиброванного объема сепаратора. Подключение конкретной скважины к устройствам на замер дебита производится переключателем скважин по программе, задаваемой микропроцессором. Калиброванный мерный объем сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение».
Устройства удобны в эксплуатации и вполне обеспечивают покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако эти устройства недостаточно адаптивны к условиям работы на вводимых в эксплуатацию месторождениях со значительным количеством одиночных скважин, удаленных от автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС) и/или не подключенных к ней по той или иной причине. Основной недостаток перечисленных выше устройств заключается в том, что их нельзя использовать для измерения дебита одиночных нефтяных скважин, продукция которых поступает не в нефтесборный коллектор, а в резервуары, поступление попутного газа в которые недопустимо.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение-прототип в виде устройства [8] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно снабжено расходомерами газа и жидкой фазы, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы, и влагомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе сливания жидкой фазы, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера. Данное устройство изготавливается в мобильном варианте (размещено на транспортном шасси) и предназначено, преимущественно, для измерения дебита одиночных нефтяных скважин.
Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа и влагомера, позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:
- увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет совмещения во времени процессов измерения жидкой и газовой фаз в одном цикле измерения;
- повышение надежности измерения за счет его дублирования;
- возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов измерения с использованием гидростатического метода и непосредственно расходомеров-счетчиков жидкости и газа и влагомера.
Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, который заключается в том, что нормальный режим работы устройства-прототипа предполагает подключение каждой поставленной на измерение одиночной скважины к трубопроводу нефтесборного коллектора, что в реальных условиях, о чем было сказано выше, при обустройстве вновь вводимых в эксплуатацию месторождений не всегда можно осуществить.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройств для обеспечения известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно измерение дебитов продукции скважин, не подключенных к сборному коллектору.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, и трубопровод сливания жидкой фазы с установленными на нем преобразователем расходомера-счетчика жидкой фазы и влагомером, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера, управляемый последним трехходовой кран, первый вход которого соединен с трубопроводом сливания жидкости, а его выход через обратный клапан соединен с резервуаром, трубопровод отведения попутного, преобразователь расходомера-счетчика газ, информационный выход которого подключен к многоканальному входу контроллера, дополнительно снабжено запорным краном, установленным между вторым входом трехходового крана и трубопроводом отведения попутного газа. Преобразователь расходомера-счетчика газа установлен на факельной линии.
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 нефтяных скважин.
Устройство (см. фигуру) состоит из вертикального мерного резервуара 1 с боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком 4 для слива жидкости. Содержит датчик 5 температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики-сигнализаторы 6 и 7 уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор 8, датчики давления 9 и 10 для измерения давления в верхней полости мерного резервуара, заполненной газом, и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер 11 с многоканальным, по количеству датчиков, входом 12 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 13, трубопровод 14 подачи продукции, трубопровод 15 отведения попутного газа и трубопровод 16 сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером 11 трехходовой кран 17, первый вход которого «а» соединен с трубопроводом 16 сливания жидкости, а второй вход «б» через запорный кран 23 - с трубопроводом 15 отведения попутного газа, а его выход «в» через обратный клапан 18 соединен с выкидным трубопроводом 19. На трубопроводе 16 сливания жидкой фазы установлены преобразователи 21 расходомера-счетчика жидкой фазы и влагомер 22, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера 11. На факельной линии установлен преобразователь расходомера-счетчика газа 20.
ц
Устройство работает следующим образом. По ранее известной - (по результатам испытаний на продуктивность) производительности для конкретной скважины устанавливают (задают) наиболее приемлемое, соответствующее ее ожидаемому дебиту наполнение мерного резервуара жидкостью, то есть задействуют, соответственно, конкретную часть калиброванного мерного объема V, исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени t. Выход «в» крана 17 при подготовке устройства к работе соединяют временным трубопроводом (отдельной позицией не показан) с выкидной линией скважины через обратный клапан 18, а продукция скважины через трубопровод 14 подачи продукции, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на чертеже изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар 1, где происходит ее частичное, обусловленное величиной депрессии между входом и выходом устройства, разгазирование. Трехходовой электроуправляемый кран 17 находится в положении, при котором закрыт вход «б» крана, а его выход «в» открыт, запорный кран 23 перекрыт. Попутный газ, расход которого измеряется расходомером-счетчиком 20, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре 1, поступает в факельную линию, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара заданного объема.
1
При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 11, по сигналу датчика-сигнализатора 6 включает таймер контроллера и начинается отсчет времени измерения, то есть контролируется и учитывается продолжительность наполнения жидкостью соответствующей мерной части резервуара от одного уровня до другого, а гидростатическое давление столба жидкости определяется по значению выходного тока I датчика 10 давления.
ц
2
2
При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер, по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8) фиксирует время t измерения и гидростатическое давление столба жидкости P по значению выходного тока I датчика 10 давления. Затем, по известному алгоритму [3, 4], контроллер вычисляет массовый расход жидкой фазы.
Влагомер, установленный на трубопроводе 16, измеряет процентное или количественное содержание воды в продукции скважины. Вместе с тем отметим, что в контроллер 11 заложена программа, алгоритм которой дан в работе [4][, обеспечивающая вычисление массового расхода воды как наиболее представительной компоненты нефтеводяной смеси. Наличие дополнительной информации, получаемой с помощью влагомера, как показывает практика, значительно повышает надежность измерения дебита продукции нефтяных скважин устройства в целом.
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 17 по команде с контроллера 11 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара сжатым газом, имеющимся в его верхней части», и через вход «а» и выход «в» крана 17 поступает в выкидную линию скважины. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор. Одновременно с измерением объемного расхода газа по алгоритму, данному в работах [3, 4], расходомер-счетчик 21 жидкости, преобразователь которого установлен на трубопроводе 16, измеряет расход жидкой фазы, вытесняемой газом из мерного резервуара.
Обратный клапан 18 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара в величину дебита скважины контроллер 11 осуществляет по общеизвестным 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.
Данное устройство работоспособно также и в случае подключения одиночной скважины к трубопроводу нефтесборного коллектора, для чего запорный кран 23 должен быть открыт, а запорный кран на факельной линии закрыт.
Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство предназначено, преимущественно, для размещения на каком-либо транспортном шасси, то есть изготавливается в мобильном варианте.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита 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. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).
3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).
4. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9. - с.8-15.
5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4. - с.4-18.
6
6. РФ, описание полезной модели по свидетельству №9478, МПК Е21В 47/10, приоритет 17.03.97 г.
7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, №1-2 с.16-18.
8. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).