УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использована при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин.
Обзор отечественной технической литературы [1…7] начала 80-х годов XX века вплоть по настоящее время показывает актуальность проблемы учета продукции газоконденсатных скважин. Объясняется это многими, в том числе, экономическими, технологическими, экологическими факторами. Сама идея использования смеси жидких углеводородов (газового конденсата) в качестве моторного топлива и ценного сырья для химической промышленности, несомненно, перспективна и актуальна. Вместе с тем отмечается [1], что разработка и промышленная эксплуатация газоконденсатных месторождений имеют ряд особенностей в отличие от освоения газовых и нефтегазовых месторождений. Высокие пластовые давления газоконденсатных месторождений от 15,4 МПа (Дмитриевское) до 80,0 МПа (Тенгизское), поддержание этих давлений в процессе эксплуатации с целью оптимального отбора газоконденсата на устье скважин, определяют достаточно сложную технологию разработки газоконденсатных месторождений. В противном случае, при падении давления до определенной величины происходит невозвратное (потерянное) отделение газоконденсата еще в пласте. В свою очередь, высокие устьевые давления (до 16 МПа) определяют методы, технику и технологию учета продукции газоконденсатных скважин. Например, достаточно проблематично для этих целей использовать автоматизированные групповые измерительные установки. Проблема раздельного измерения дебита газоконденсатной смеси (газ + газовый конденсат + вода) усложняется еще одним обстоятельством.
Дело в том, что разработанные определенными структурами Национальные стандарты Российской Федерации [8…10], действующие и обеспечивающие в настоящее время единство измерений количества нефти и нефтяного газа в нефтяной отрасли, совершенно не учитывают специфику измерения дебитов газоконденсатных скважин. Более того, само понятие «газоконденсатная скважина» и, соответственно, производные от него, отсутствуют в этих стандартах. И поэтому, совершенно не случайно, в отечественных патентных источниках, технической литературе способы, устройства, установки, комплексы, предназначенные для учета продукции газоконденсатных скважин, именуются как способы и технические средства для исследования газоконденсатных скважин, но не для измерения дебита.
Для определения расходных параметров продукции газоконденсатных скважин применяются сепарационные и бессепарационные измерительные устройства.
Сепарационные устройства [2…5], с учетом высоких устьевых давлений, для исследования газоконденсатных скважин конструктивно являются громоздкими металлоемкими устройствами. При всем этом, исследования на них связаны с большой трудоемкостью работ в связи с необходимостью выполнения их в непрерывном режиме в течение значительного времени (до нескольких суток).
Для измерения покомпонентных дебитов нефтегазовых скважин, в том числе и газоконденсатных, известны бессепарационные устройства [6 и 7], в которых основным измерительным средством является пьезокерамический датчик пульсаций давления, преобразующий пульсации давления потока продукции скважин в электрические сигналы. Электрический выходной сигнал датчика пульсаций давления через систему усилителей и фильтров нижних и верхних частот исследуется по всему частотному диапазону. В конечном итоге, устройство выполняет измерения в соответствии с эмпирическими зависимостями, связывающими расход компонентов газожидкостного потока с пульсациями давления в соответствующих частотных диапазонах и давлением на устье скважины. Авторами патентов [6 и 7] предложены устройства, реализующие процесс измерения дебитов продукции самых различных объектов, а именно, эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин по «универсальным» эмпирическим зависимостям. Продукция перечисленных скважин представляет собой сложную динамичную структуру, которая характеризуется отличающимися друг от друга весьма специфическими параметрами потока и физико-химическими свойствами. Вследствие этого, при всем уважении к авторам анализируемых технических решений, можно утверждать, что практическая применимость подобных устройств весьма сомнительна, а отсутствие их на рынке расходомеров в промышленности, в том числе и в нефтяной отрасли, лишь подтверждает этот вывод.
Известно также устройство [11], которое измеряет покомпонентные расходные параметры не всего потока продукции газоконденсатной скважины, а лишь его части. Недостаток такого технического решения состоит в том, что результаты измерения не могут быть проверены в процессе эксплуатации устройства, или, по крайней мере, это затруднительно осуществить без привлечения каких-либо дополнительных устройств.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является измерительный комплекс [12], предназначенный для измерения и вычисления покомпонентных расходных параметров газоконденсатных скважин. Измерение продукции газоконденсатной скважины производится бессепарационным методом в полном объеме поступающей продукции. Измеряются следующие параметры: объемный расход (объем) газожидкостной смеси в рабочих условиях; температура смеси, рабочее давление; плотность смеси. Контроллером, входящим в измерительный комплекс, вычисляются: объемный расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям; массовый расход (масса) жидкости; массовый расход (масса) жидкости (нестабильного конденсата); массовый расход (масса) стабильного конденсата.
Таким образом, данное техническое решение обеспечивает измерение дебита газожидкостной смеси газоконденсатной скважины и определение расчетным путем расходов по газу и по газовому конденсату.
Вместе с тем, при всех достоинствах устройства-прототипа (мобильность и многофункциональность) существенный недостаток его состоит в отсутствии схемных и программных решений, позволяющих производить самоконтроль функционирования устройства (измерительного комплекса) и самопроверку (тестирование) близости (адекватности) получаемых расчетных расходных параметров потока продукции газоконденсатных скважин параметрам истинным.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: в придании ему функций самоконтроля и самопроверки (тестирования) работы устройства и вычислительной программы с целью корректировки расчетных значений расходных параметров.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что в устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, содержащее основной измерительный трубопровод с установленными на нем формирователем потока и датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности, присоединенный на входе к скважине, а на выходе к сборному коллектору, и контроллер с управляющими выходами, связанный на входе с датчиками измерительного трубопровода, введен дополнительный измерительный трубопровод, присоединенный к основному измерительному трубопроводу между его формирователем потока и датчиком расхода газа, с установленными на нем датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности и сепаратором, имеющим выходы по газу и по газовому конденсату, соединенные трубопроводами со сборным коллектором, причем на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газу, установлены датчики расхода газа, избыточного давления, температуры, и плотности, а на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газовому конденсату, установлены накопитель газового конденсата и датчики влагомера, расхода газового конденсата, избыточного давления, температуры и плотности, при этом все датчики, установленные на дополнительном измерительном трубопроводе и трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, соединены со входом контроллера.
Кроме того, на трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, перед входом в сборный коллектор установлена задвижка, при этом сами трубопроводы выполнены с возможностью присоединения к факельной линии.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных 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 рисунке приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин. Устройство включает в себя измерительный трубопровод 1, в виде вставки с фланцами (на чертеже не показаны), на котором установлены формирователь потока 2, датчик расхода газа 3, датчики 4 избыточного давления, температуры, плотности, присоединенный через задвижку 5, задвижку с электроприводом 6 к сборному коллектору 7, контроллер (на чертеже не показан) с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов и управляющими выходами, дополнительный измерительный трубопровод 8, подсоединенный через задвижку 9 между формирователем потока 2 и датчиком расхода газа 3 к измерительному трубопроводу 1, на котором установлены второй датчик расхода газа 10, вторые датчики 11 избыточного давления, температуры, плотности и сепаратор 12, первый выход 13 (по газу) которого через третий датчик газа 14, третьи датчики 15 избыточного давления, температуры, плотности, вторую задвижку 16 с управляемым электроприводом, обратный клапан 17 и задвижку 18 подсоединен, с возможностью выхода на факельную линию 19, к сборному коллектору 7, а второй выход 20 (по газовому конденсату) сепаратора 12 через накопитель 21 газового конденсата (выход 22), датчики влагомера 23, расхода газового конденсата 24, датчики 25 избыточного давления, температуры, плотности и второй обратный клапан 26 подсоединен также, с возможностью выхода на факельную линию 19, к сборному коллектору 7. Трубопровод 27, с установленной на нем задвижкой 28, предназначен для байпасирования продукции скважины непосредственно в сборный коллектор 7, а обратный клапан 29 предохраняет устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из сборного коллектора. Задвижки 30…33 предназначены для отбора проб продукции.
Устройство работает в двух режимах:
- режим измерения и расчетов;
- режим измерения и корректировки.
1. Режим измерения и расчетов.
В режиме измерения и расчетов задвижка 5 и электроуправляемая задвижка 6 полностью открыты (9; 18 и 27 закрыты). Продукция газоконденсатной скважины в полном объеме проходит через обратный клапан (на чертеже не пронумерован) в измерительный трубопровод 1, входящий в состав измерительного комплекса [12] и далее поступает на вход формирователя потока 2. Формирователь потока 2 формирует профиль потока (выпрямляет поток) и обеспечивает постоянство плотности продукции (с той или иной мерой эффективности) в сечении измерительного трубопровода. Затем, с помощью датчика расхода газа 3, измеряется объемный расход газоконденсатной смеси при рабочих условиях и одновременно измеряются в рабочих условиях избыточное давление, температура и плотность. Расчетным путем, по утвержденной Методике выполнения измерений [13], с помощью контроллера определяются следующие расходные параметры:
- массовый расход газожидкостной смеси при рабочих условиях;
- объемный расход газа при рабочих условиях;
- масса жидкой фазы газоконденсатной смеси в рабочих условиях;
- объем жидкой фазы газоконденсатной смеси в рабочих условиях;
- массовый расход жидкой фазы газожидкостной смеси в рабочих условиях;
- массовый расход стабильного конденсата;
- объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;
- По результатам непрерывных измерений расхода газоконденсатной смеси и полученных расчетных значений расходных параметров газоконденсатной скважины контроллером рассчитываются интегральные значения количества измеряемой среды за определенное время, а именно:
- объем газоконденсатной смеси в рабочих условиях;
- масса стабильного конденсата;
- объем газа в стандартных условиях.
2. Режим измерения и корректировки.
В режиме измерения и корректировки полностью открыты задвижки 5; 9; 17 и 18, положение двух электроуправляемых задвижек 6 и 16 управляется контроллером согласно алгоритму измерения. Продукция газоконденсатной скважины проходит через формирователь потока 2. После формирователя потока 2 продукция скважины разделяется на два потока. Основной объем продукции поступает в измерительной трубопровод 1. Часть потока продукции скважины отбирается при помощи пробоотборника (на рисунке не показан) и при открытой задвижке 9 поступает в дополнительную измерительную линию 8. Для обеспечения представительности отобранной части продукции, количество точек отбора по сечению трубопровода 1 не должно быть менее трех. Отношение объема продукции, поступающей в трубопровод 8 к основному объему продукции, поступающей в измерительный трубопровод 1, представляется выражением 1/K, где K - соотношение объемных расходов газоконденсатной смеси в измерительных трубопроводах 1 и 8. При этом объемный расход, измеряемый датчиком расхода газожидкостной смеси 10, должен быть не менее 5% от максимального значения расхода основного потока, измеряемого датчиком расхода 3.
После измерения объемного расхода в рабочих условиях, определяемых датчиками 11, газожидкостной смеси в дополнительном трубопроводе 8 датчиком расхода 10, продукция поступает в сепаратор 2, где происходит разделение газовой (газ) и жидкостной (газовый конденсат) фаз продукции скважины. Объемный расход газа в рабочих условиях после сепаратора 12, в трубопроводе 13, измеряется датчиками 14 и 15. Газовый конденсат накапливается в накопителе 21. При заполнении объема накопителя, задвижка с управляемым электроприводом 16 закрывается, а газовый конденсат вытесняется из накопителя 21 в трубопровод 22, на котором установлены датчики влагомера 23, расхода газового конденсата 24, датчики избыточного давления, температуры и плотности 25. Далее, измеренная продукция (газовый конденсат) направляется либо на факел 19, либо возвращается в коллектор 7.
Результаты суммарных измерений в трубопроводах 13 и 22 предварительно сравниваются с результатами измерения в дополнительном измерительном трубопроводе 8. В случае получения удовлетворительных оценок, (разница в показаниях не должна быть больше уставок, в абсолютных численных значениях, предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера), результаты измерения в трубопроводах 13 и 22, умноженные на коэффициент (К+1), сравниваются с текущими результатами измерения и вычисления в трубопроводе 1. В случае получения удовлетворительных оценок сравнения (разница в показаниях не должна быть больше уставок, в абсолютных численных значениях, предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера), результаты измерения и вычисления в трубопроводе 1 признаются достоверными. В противном случае, результаты измерения и вычисления в измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения в трубопроводах 13 и 22.
Устройство допускает возможность подключения к трубопроводу 13 через задвижку 32 сосуда высокого давления (на рисунке не показан). При открытой задвижке газ направляется в сосуд. Затем, через определенный промежуток времени, задвижка 32 закрывается, в сосуде стравливается давление и оценивается дополнительная порция конденсата.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет производить одновременные измерения расходных параметров газоконденсатных скважин в двух режимах, в результате чего обеспечивается непрерывная корректировка (калибровка) [14] результатов измерения.
Преимущество данного технического решения также состоит и в том, что в случае невозможности по каким-либо причинам (например, по причине отказа элементов) осуществления режима измерения и расчетов расходных параметров газоконденсатных скважин, устройство сохранит свою работоспособность, используя режим измерения и корректировки.
Заявитель также отмечает, что заявленное устройство пространственно может быть размещено в технологическом помещении, установленном на каком-либо транспортном шасси (мобильный вариант), или, например, часть его, осуществляющая режим непрерывного измерения и вычисления, может эксплуатироваться в технологическом помещении в стационарном исполнении.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям полезной модели и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.
Библиографические данные.
1. Брусиловский А.И., Былинкин Г.П. Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методологической основе // Геология нефти и газа. - 1990. - №11. - С. 35-39
2. Патент РФ №2405933, опубл. 10.12.2010 г.
3. Патент РФ №2438015, опубл. 27.12.2011 г.
4. Патент РФ №2081311, опубл. 10.06.1997 г.
5. Патент РФ. №2223399, опубл. 10.02.2004 г.
6. Патент РФ №2103502, опубл. 27.01.1998 г.
7. Патент РФ №2103503, опубл. 27.01.1998 г.
8. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.615 - 2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. - М.: Стандартинформ, 2006 - 20 с.
9. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.647 - 2008. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр - М.: Стандартинформ, 2009 - 12 с.
10. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.595 - 2004 Государственная система обеспечения единства измерений. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ - М.: ИПК Издательство стандартов, 2005 - 16 с.
11. Комплекс промысловый измерительный КПИ-1. Сайт в Интернете (ЦКЬ) http://www.tyumengeologiya.ru.
12. СВИДЕТЕЛЬСТВО об утверждении типа средств измерений RU.C.29.024.A №49637. Счетчики газа вихревые СВГ (Открытое акционерное общество Инженерно-производственная фирма «Сибнефтеавтоматика»). Зарегистрировано под №13489-13 в Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии. Тип средств измерений утвержден приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 января 2013 г. №34.
13. РЕКОМЕНДАЦИЯ. Государственная система обеспечения единства измерений. Объем газа и масса конденсата стабильного, извлекаемых из газоконденсатной скважины Методика выполнения измерений измерительным комплексом СВГ. МЗ (ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика») Аттестована: ФГУП ВНИИР. Свидетельство №7801-10 от 28.04.2010 г МИ. - Казань. 2010. - 16 с.
14. Яковлев Ю.Н. Калибровка измерительных каналов систем многофункциональными калибраторами. //Датчики и Системы. - 2013, №6. - с. 27-41. (стр. 27).