СИСТЕМА ДИСТАНЦИОННОГО ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В КАЖДОЙ СКВАЖИНЕ КУСТА

Предполагаемая полезная модель относится к устройствам для измерения постоянного или медленно меняющегося давления газообразных и жидких веществ с помощью элементов, чувствительных к давлению упругой среды и может быть использовано на газодобывающих промыслах, оборудованных ингибиторопроводом от установки комплексной подготовки газа (УКПГ) до куста скважин.
Разработка мощных газовых месторождений Сибири и Крайнего Севера (Уренгойское и др.) связана с эксплуатацией промыслов в труднодоступных и тяжелых по климатическим условиям районах. Специфическими особенностями получения первичной информации о работе скважин является рассредоточение технологических объектов (скважин) на большой площади, климатические условия, сложность организации каналов связи между скважинами и установками УКПГ. В таких условиях для измерения давления по установленному на скважине прибору требуется специальное обслуживание, например, путем облета скважин на вертолете. Это приводит либо к удорожанию обслуживания, либо при увеличении периодичности - к снижению ее оперативности, и как следствие, к несвоевременному принятию мер по изменению технологического режима работы скважины.
Известны системы дистанционного измерения давления, используемые для повышения оперативности контроля за давлением на устье скважины (Revue de A.F.T.R., 1971, №207, p.p.39-46)
Однако, такие решения предполагают необходимость монтажа специальной линии связи, например, кабельной связи, или установки датчиков с выходом в системы телемеханики, что удорожает капитальные затраты на обустройство. Надежность таких устройств контроля невысока, т.к. датчики связаны с точкой отбора давления соединительной трубкой. При определенных условиях, особенно в осенне-зимний период, в трубках отбора давления выпадают кристаллогидраты, и показания датчиков часто не соответствует действительной величине давления газа.
Вместе с тем известно, что в соответствии с технологическими требованиями, особенно в районах Крайнего Севера и Сибири, в скважины вводится ингибитор гидратообразования (метанол) для предотвращения образования гидратов в шлейфах, а
также при необходимости ингибитор коррозии. При этом наибольшее распространение получила централизованная схема, когда на установке УКПГ устанавливают общий источник нагнетания ингибитора в линии подвода к устью скважины.
Тем не менее, при наличии связи между УКПГ и скважиной по линии нагнетания ингибитора контроль давления на устье скважины осуществляют по манометру, установленному на арматуре устья, что влечет за собой недостатки обслуживания.
3
Известно устройство (Система управления предприятием Уренгой-185 ТЭО. Технологические решения по организационно-технической АСУ ПО «Уренгой газдобыча» на газовую добычу газа 185 млрд, м. Саратов, С.Ф. СКБ ВНПО «Союзгазавтоматика». 1980), содержащее измеритель давления, газовую магистраль с управляемым запорным клапаном на входе в УКПГ и линию подачи ингибитора от УКПГ к скважине, оснащенную обратным клапаном, дозатором, управляемым запорным элементом и насосом.
Однако, для известного устройства характерна недостаточная надежность и оперативность контроля давления газа.
Известно устройство для контроля давления газа на устье газовой скважины (а.с. №976315, G 01 L 7/00, опубл. 23.11.1982).
Однако, известное устройство предназначено для контроля давления газа на устье одной скважины и не может быть использовано для куста скважин.
Задача, на решение которой направлено предполагаемое изобретение, состоит в том, чтобы создать такое техническое решение, при использовании которого возникала бы возможность дистанционно измерять давление газа на кусте скважин в целом и на каждой отдельной скважине куста и при этом отсутствовала бы необходимость обеспечивать скважины дополнительными линиями связи.
Решить эту задачу можно, используя в качестве линии связи ингибиторопровод, которым оборудован газовый промысел. Это обеспечит возможность снизить затраты на производство работ, увеличить надежность и долговечность работы системы.
Для достижения названного технического результата предлагаемая система дистанционного измерения давления содержит куст скважин с точками ввода ингибитора, ингибиторопровод, датчик давления, запорное устройство, блок подачи ингибитора.
Новое, что отличает предлагаемое решение от прототипа состоит в том, что оно дополнительно снабжено переключателем точек ввода ингибитора, установленным перед кустом скважин и связанным с ингибиторопроводом.
Переключатель точек ввода ингибитора содержит герметичный корпус с размещенным в нем приводом, распределительным валом с кулачками, и клапанами. перекрывающими ввод ингибитора в скважины. Привод содержит пружину,
подпружиненный поршень со штоком, взаимодействующим с механизмом прерывистого действия, с которым соединен распределительный вал, кулачки которого воздействуют на клапаны, открывая их одновременно и поочередно по установленному регламенту.
Система обеспечивает периодическое поочередное переключение точек ввода ингибитора к каждой скважине куста и измерение давления в подключенной скважине непосредственно на УКПГ при помощи датчика давления.
Предполагаемое изобретение изображено на чертеже, где:
на фиг 1. - Система для измерения давления на кусте скважин
на фиг.2 - Переключатель точек ввода метанола
Система содержит куст скважин 1 с точками ввода ингибитора 2, переключатель точек ввода ингибитора 3, ингибиторопровод 4, датчик давления 5, запорное устройство 6, блок подачи ингибитора 7.
Переключатель точек ввода ингибитора содержит герметичный корпус 8 с размещенным в нем приводом 9, распределительным валом 10 с кулачками 11. и клапанами 12, перекрывающими ввод ингибитора в скважины, причем привод содержит пружину 13, подпружиненный поршень 14 со штоком 15, взаимодействующим с механизмом прерывистого действия 16, с которым соединен распределительный вал, кулачки которого воздействуют на клапаны, открывая их одновременно и поочередно по установленному регламенту.
Переключение точек ввода ингибитора 2 к датчику давления 5, используя ингибиторопровод 4, осуществляется следующим образом.
При работе скважин куста в точки ввода ингибитора 2 каждой скважины поступает определенное по технологическому регламенту количество ингибитора. При вводе ингибитора во все точки куста скважин все клапаны 12 переключателя 3 открыты. Причем усилие пружины обеспечивают нахождение поршня 14 в исходном положении.
Для измерения давления в каждой скважине куста поочередно подключают к ингибиторопроводу только одну скважину куста. Для этого по команде с УКПГ блок подачи ингибитора 1 увеличивает расход ингибитора в 1,5-2 раза по сравнению с максимальным расходом по технологическому регламенту при этом усилие на поршне 14 привода 9 соответственно увеличивается в 2-4 раза и становится больше усилия пружины, поршень перемещается и через механизм прерывистого действия поворачивает распределительный вал 10 с кулачками 11 на некоторый угол с таким расчетом, что один из клапанов 12 остается открытым, а остальные закрываются, перекрывая ввод ингибитора во все скважины куста кроме одной заданной. Через некоторое время запорным устройствам б на выходе из УКПГ перекрывается подача ингибитора на куст скважин. Вследствие этого в ингибиторопроводе 4
установится давление равное по величине давлению в скважине, которое измеряется датчиком давления 5.
После открытия запорного устройства 6 и возобновления подачи ингибитора подпружиненный поршень 14 возвращается в исходное положение.
Для подключения следующей точки ввода ингибитора в скважину выполняется очередной цикл увеличения расхода ингибитора и к ингибиторопроводу 4 аналогично описанному подключается следующая точка ввода ингибитора. Регламент переключения точек ввода ингибитора определяется установкой кулачков 11 относительно друг друга.
Данная система обладает достаточно высоким уровнем надежности и точностью измерения т.к.:
- механизм переключателя скважин находится в герметичном корпусе, заполненном ингибитором;
- управление переключателем производится непосредственно ингибитором, что исключает перемерзание коммуникаций и привода;
- обеспечиваются экологические требования, т.к. отсутствуют какие-либо выбросы природного газа или ингибитора в атмосферу;
- обеспечивается работоспособность системы на кусте скважин и для передачи информации не требуется электрическое питание и специальные линии связи.
В связи с тем, что измерение давления в точках ввода ингибитора измеряется одним и тем же датчиком, точность измерения будет достаточно высокая.