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.
Известны [1-3] автоматизированные групповые измерительные установки, в которых измерение дебита жидкой фазы осуществляется взвешиванием весами (например, тензометрическими) измерительной емкости вместе с жидкостью (нефтеводяная смесь). Поскольку при этом из емкости предварительно удаляется попутный нефтяной газ, то по результату взвешивания измерительной емкости вместе с жидкостью и по известному времени наполнения жидкостью этой емкости, контроллер выдает результат измерения дебита подключаемой на измерение скважины в массовых единицах расхода - т/сут. В дальнейшем по известным значениям плотностей нефти и воды (результат лабораторного анализа) и по измеренному влагомером процентному содержанию воды в нефти, введенным в контроллер в виде уставок, определяются дебиты (в массовых единицах расхода) по нефти и по воде. Измерения суточного объема газа выполняются с помощью объемных (тахометрических или вихревых) счетчиков газа [1-3]. К недостаткам установок, реализующих способ массовых измерений дебита нефтяных скважин непосредственно взвешиванием измерительных калиброванных емкостей с водонефтяной смесью относится приборная
перенасыщенность и использование в качестве измерителя влагосодержания в нефти диэлькометрических влагомеров, не обеспечивающих достаточную точность измерения в широком диапазоне изменения влагосодержания (от 0 до 98%) в нефтях различной сортности. Кроме того, после сепарации в измерительной емкости с жидкостью (смесь), в силу различных обстоятельств (например, некачественной сепарации) всегда присутствует неучтенный свободный газ в виде мелкодисперсной структуры, который занимает вполне определенный объем [4] измерительной калиброванной емкости и который в данной установке воспринимается как жидкость. В данном устройстве этот факт никак не учитывается.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является устройство для измерения дебита нефтяных скважин [5], реализующее гидростатический способ взвешивания столба жидкости и содержащее вертикальный мерный цилиндрический резервуар-сепаратор, датчики давления, температуры, нижнего и верхнего уровней, газовую, впускную (для подачи продукции) и выпускную жидкостные линии, микропроцессор, переключатель для поочередного подключения к сборному коллектору выпускных газовой и жидкостных линий, обратный клапан, установленный на жидкостной линии.
к
Устройство измеряет дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня на 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 устройству на замер дебита производится переключателем скважин по программе, задаваемой микропроцессором. Калиброванный мерный объем V сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости (нефти и воде) обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме
«наполнение-опорожнение». Расход газа в таких устройствах определяется объемным способом, путем замещения известного объема калиброванной емкости в процессе вытеснения из нее жидкой фазы в коллектор.
г
см
При всех достоинствах устройства-прототипа (простота конструктивных схем и приборного оснащения, приемлемая соответственно для заказчика цена) существенный недостаток его состоит в отсутствии схемных и следовательно программных решений по корректировке результата измерения дебита нефтяных скважин при наличии в измерительной емкости, заполненной водонефтяной смесью, неконтролируемого и неотсепарированного свободного газа, что в результате дает значительную погрешность в определении дебита нефти в массовых единицах измерения (с учетом того, что объем свободного газа V в объеме измерительной емкости V может изменяться для различных скважин в пределах от 1 до 10%).
см
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: в придании ему функции корректировки результата измерения в зависимости от доли К наличия свободного газа в измерительной емкости V.
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 согласно прототипу, вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре-сепараторе, датчик
избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отвода попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, дополнительно снабжено на трубопроводе слива жидкости двумя штуцерами для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка, причем расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами и 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 вертикального мерного резервуара 1 с подводящим патрубком 2 и отводящим газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит датчик 5 температуры, датчики-сигнализаторы уровня 6 и 7 минимально и максимально допустимого в резервуаре уровня жидкости, ограничивающие по высоте Н резервуара, снизу
и сверху, мерную калиброванную его часть, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 8, датчик 9 для измерения величины гидростатического давления столба жидкости в мерной части резервуара, датчик 10 для измерения величины избыточного давления в верхней, заполненной газом, части резервуара, а также контроллер 11 с многоканальным входом 12 для электрических информационных сигналов всех датчиков и управляющими выходами 13 и 14, трубопроводы 15, 16 и 17 для подачи в резервуар продукции, отвода газа и слива жидкой фазы соответственно, электроуправляемые контроллером трехходовой кран 18 и переключатель скважин 20, обратный клапан 19. На трубопроводе слива жидкости 17 установлены два штуцера 21 и 22 для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка 23.
Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 11, то есть программным путем, через переключатель скважин 20 производится поочередное подключение подсоединенных к нему нефтяных скважин на замер дебита.
Продукция одной из скважин через переключатель скважин 20 и трубопровод 15 подачи продукции, который может быть оснащен узлом для предварительного отбора газа (на чертеже не показан), поступает в мерный резервуар-сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 18 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в мерном резервуаре 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.
min
1
1
1
При достижении уровня У контроллер, по сигналу датчика 6, фиксирует значение гидростатического давления P столба жидкости в емкости по величине тока I разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t.
mах
2
2
При достижении уровня жидкости У контроллер, по сигналу датчиков 7 или 8 (определяется программой), фиксирует время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р по значению выходного тока I.
min
mах
После окончания процесса наполнения полости мерного резервуара от уровня У до уровня У (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 18 по команде с контроллера переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерного резервуара сжатым газом, имеющимся в его мерной части. При этом скважина от мерного резервуара отсечена переключателем по команде контроллера.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерном резервуаре 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.
Для двухкомпонентной смеси (нефть + вода) при К=0 справедливо следующее выражение
н
н
в
см
см
где М - масса нефти; ρ, ρ, ρ - плотности соответственно нефти, воды, смеси; V - объем смеси (нефть + вода).
см
г
г
н
Реально, как мы показали ранее, часть объема измерительной емкости V занимает свободный неотсепарированный газ V, который можно учесть в формуле (1) следующим образом. С появлением в смеси объема V уменьшается объем нефти V в смеси, следовательно можно записать
где К - доля объема свободного газа в нефти.
см
С учетом появления в калиброванном объеме V объема свободного
г
г
газа V с плотностью ρ можно записать
н
в
где V и V - объемы соответственно нефти и воды.
в
Из формулы (3) определим V
В формуле (3) перейдем от объемных представлений к массовым, в результате получим
Запишем формулу (5) в виде
где ; ; ; .
г
В силу малости М, можно записать:
Решая совместно уравнения (4), (5) и (8), получим формулу для расчета уточненного значения массы нефти в измерительной емкости
н
Для практического использования формулы (9) в реальных условиях в устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин необходимо ввести датчик измерения свободного газа, который можно установить или в измерительной емкости, или на ее выходе при сливе жидкости в линию коллектора. На наш взгляд, существует еще один путь, более доступный и оправданный. По своей сути параметр К (доля свободного газа в объеме V) представляет собой некую постоянную, которая характеризует способ измерения и устройство, его реализующее, меру газосодержания продукции конкретной скважины, рабочее давление и температуру в измерительной емкости, процентное соотношение компонентов продукции конкретной измеряемой скважины (нефть + вода + газ). Всегда имеется возможность, в нашем случае, определить численное значение К (многократными измерениями) каждой скважины с помощью приборов для измерения объемного содержания свободного газа в нефти методом отбора проб [4, 6].
н
Полученные значения К заносятся в виде уставок в контроллер, который, используя формулу (9), выдает уточненное значение М. Для отбора проб на трубопроводе 17 слива жидкости предусмотрены штуцеры 21, 22 и задвижка 23. Расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа. Естественно предположить, что в результате длительной эксплуатации скважин численное значение К может уточняться.
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.7-18.
2. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОНГ. - 2002. - 460 с. (368-373).
3. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-180-300А», 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000.
4. Журнал «Мир измерений». - М. 2006 - №11. - с.92.
5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2001. - №1-2. - с.16-18, прототип.
6. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. МИ 2575-2000. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.