УСТРОЙСТВО ДЛЯ НЕПРЕРЫВНОГО 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.
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].
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 многоходовым переключателем скважин (ПСМ) 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. Тем не менее, перечисленные выше устройства имеют ряд существенных недостатков, основными из которых являются следующие:
1. циклический режим измерения;
2. наличие в устройствах сложных (в конструктивном плане и изготовлении) многоходовых переключателей скважин.
Периодический режим измерения дебита скважин изначально предполагает наличие методической погрешности в силу временной дискретизации параметра, в нашем случае - расхода по жидкости или по газу. Естественно, эта погрешность становится тем больше, чем менее стабильным будет расход скважины, что для последней является вполне естественным в силу того или иного способа доставки продукции на поверхность.
Переключатель скважин ПСМ [1 (стр.11)] является металлоемким сложным механическим узлом, и при его эксплуатации возникают перетоки продукции скважин по причине негерметичности уплотняющих элементов. Это в свою очередь вносит дополнительную неопределенность при измерении дебита конкретной скважины, когда за счет перетоков к измеряемой продукции подключенной на измерение скважины добавляется продукция соседних из группы скважин.
В техническом решении [6] переключатель скважин ПСМ выполнен отдельным моноблоком, расположенным в специальном технологическом помещении. Такая конструкция устройства позволяет осуществлять гибкую систему изготовления, метрологической аттестации, реализации продукции и ее эксплуатации. Тем не менее, без переключателя скважин ПСМ такое устройство функционально ограничено и может быть применено только для измерения дебита одиночных скважин.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение-прототип в виде устройства [7] 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.
Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа 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.
Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, который заключается в том, что в случае его подключения к группе скважин, дебиты которых будут сильно отличаться друг от друга, могут потребоваться в измерительных линиях по расходу жидкости и газа расходомеры-счетчики, установленные в параллель для перекрытия всего диапазона измерений предполагаемых расходов. Естественно, такое решение усложняет и конструкцию устройства и его программное обеспечение.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройства для обеспечения известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизации структурной схемы устройства, при которой возможно непрерывное измерение дебитов продукции скважин с широким динамическим диапазоном изменяющихся расходов и по жидкости и по газу.
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 группы нефтяных скважин, содержащее ряд, (по числу скважин в группе) индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов, каждый из которых через два боковых патрубка, узел предварительного отбора газа и обратный клапан соединен с соответствующей нефтяной скважиной (из группы скважин), верхние и нижние патрубки резервуаров-сепараторов, предназначенные соответственно для отведения попутного газа и слива жидкости, трубопроводы отведения попутного газа и слива жидкости, соединенные одной стороной с соответствующими патрубками отведения попутного газа и слива жидкости, дополнительно установлены на трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости соответственно преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости, а вторые стороны трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости через обратные клапаны соединены с дополнительным трубопроводом-коллектором, заглушенным с одной стороны, а второй стороной, соединенным с нефтесборным коллектором. Кроме этого, типоразмеры преобразователей объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователей массовых расходомеров-счетчиков жидкости подбираются в каждом конкретном случае, исходя из производительности скважин по газу и по жидкости.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для непрерывного 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».
Устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин (смотри фигуру) содержит ряд (по числу скважин в группе) индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов 1, каждый из которых через боковые патрубки (2 и 3), узел предварительного отбора газа 4 и обратный клапан 5 соединен с соответствующей нефтяной скважиной. Верхние и нижние патрубки (6 и 7) резервуаров-сепараторов 1, предназначенные соответственно для отведения попутного газа и слива жидкости, соединены через трубопроводы 8 и 9, на которых установлены соответственно преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа 10, преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости 11 и обратные клапаны 12, с дополнительным трубопроводом-коллектором 13, заглушенным с одной стороны 14. а второй стороной (открытой), соединенным с нефтесборным коллектором.
Устройство работает следующим образом. Продукция каждой из группы скважин через обратный клапан 5, узел 4 предварительного отбора газа, патрубки 2 и 3 поступает в индивидуальные резервуары-сепараторы 1, оснащенные фильтрами-каплеуловителями и регуляторами уровня (на рисунке не показаны). Продукция скважин раздельно по фазам (газ+жидкость) через верхний и нижний патрубки 6 и 7, трубопроводы 8 и 9 отведения попутного газа и слива жидкости, преобразователи 10 объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости 11, обратные клапаны 12 подается в дополнительный трубопровод-коллектор 13, заглушенный с одной стороны 14, а другой (открытой) стороной, подсоединенный к нефтесборному коллектору.
Обратные клапаны 12 защищают устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из нефтесборного коллектора.
Преобразователи 10 и 11 осуществляют непрерывные измерения дебитов скважин соответственно по газу и по жидкости, причем, типоразмеры преобразователей по диапазону измерения подбираются в каждом конкретном случае, исходя из производительности скважин (по газу и по жидкости).
Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство пространственно может быть размещено в технологическом помещении, установленным на каком-либо транспортном шасси (мобильный вариант), или может использоваться в технологическом помещении в стационарном исполнении. Опыт обустройства нефтяных месторождений в Западной Сибири и конструкторские проработки показывают, что и технологически и экономически выгодно располагать предлагаемое нами устройство в технологических помещениях, используемых в установках измерительных мобильных УЗМ (ТУ 3667-014-12530677-98), установках измерительных групповых «Спутник-М» (ТУ 3667-011-12530677-98) при условии размещения в них не более восьми индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов [1, стр.17, 18]. Данное число подключаемых скважин к устройству обосновано также и наиболее часто встречающимся на практике числом скважин на кустовых площадках.
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.
Библиографические данные.
1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.
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», 2001, №1-2 с.16-18.
6. РФ, описание полезной модели по патенту №61344, МПК Е21В 47/10 приоритет 01.09.2006.
7. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).