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 нефтяных скважин [2-5].
Известны устройства [6, 7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащие вертикальный цилиндрический сепаратор и использующие гидростатический метод измерения массовых расходов продукции нефтяных скважин.
Устройства измеряют дебиты скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в резервуаре-сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды, площадь поперечного сечения резервуара-сепаратора) и времени наполнения мерного калиброванного объема резервуара-сепаратора. Калиброванный мерный объем резервуара-сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе резервуара-сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение».
Общим для технических решений таких устройств для измерения дебита нефтяных скважин является импульсный режим измерения. При таком режиме образуются временные области, во время которых дебиты скважины не измеряются. Практика эксплуатации данных устройств на объектах нефтедобычи показывает, что перепад давлений в циклах «налив - слив», периодическая работа скважины, влияние настройки обратного клапана в устьевой обвязке скважинной арматуры - все это приводит к значительной погрешности измерения дебита нефтяных скважин. Данный недостаток устраняется путем монтажа в устройстве расходомеров-счетчиков по жидкости и по газу, при этом производится измерение и учет всей добываемой продукции скважины.
Известно устройство, близкое к заявляемому техническому решению, решение-прототип [8], для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар-сепаратор 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-сепаратора по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора 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 слива жидкости, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно снабжено расходомерами-счетчиками газа и жидкости, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости, и влагомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе слива жидкости, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкости 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.
Устройство удобно в эксплуатации и вполне обеспечивает покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако это устройство недостаточно адаптивно к условиям работы:
1. в импульсном режиме измерения, при опорожнении мерного резервуара-сепаратора, расход жидкости по линии слива жидкости, в основном, обусловлен поступающим в резервуар-сепаратор дебитом газа, который вытесняет жидкость из резервуара-сепаратора в линию слива жидкости. При высоком дебите газа со скважины, возможны ситуации, при которых расход жидкости по линии слива жидкости превышает предел измерения расходомера-счетчика жидкости, и измерения расходомером-счетчиком становятся невозможны;
2. при высокой вязкости жидкости (эмульсии) во время опорожнения резервуара-сепаратора, в линии слива жидкости, где установлены расходомер-счетчик и влагомер, создаются относительно большие гидравлические потери, вследствие чего возрастает давление в резервуаре-сепараторе во время слива, что в свою очередь приводит к дополнительной погрешности измерения дебита жидкости методом гидростатического взвешивания;
3. в настоящее время, на нефтепромыслах России, все большее применение находят станции управления электродвигателем центробежного насоса с защитой от срыва подачи насоса, путем изменения частоты питающего напряжения электродвигателя таким образом, что продукция скважины на дневную поверхность поступает порциями («газ» и «газ+жидкость»). Такие скважины можно рассматривать как периодические с малым временем простоя. Если скважина периодическая, то импульсный режим измерения на скважине имеет большие погрешности;
4. в случае измерения дебитов нефтяных скважин с высокой обводненностью сырой нефти (нестойкие эмульсии) появляется дополнительная погрешность измерения плотности жидкости. Жидкость из резервуара-сепаратора через нижний патрубок поступает в камеру поплавкового уровнемера, в котором установлены датчики-сигнализаторы уровня. При условии расслоения нестойкой эмульсии в резервуаре-сепараторе соотношение компонентов «вода-нефть» в камере уровнемера не соответствует соотношению в резервуаре-сепараторе, что, естественно, приводит к дополнительной погрешности при измерении плотности жидкости.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройства для придания известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация схемы устройства, при которой становятся возможны измерения на скважинах:
- с высоким дебитом газа;
- с высокой вязкостью жидкости;
- с периодической системой подачи продукции;
- с высокой обводненностью сырой нефти.
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-сепаратор 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-сепаратора по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, один датчик давления для измерения избыточного или абсолютного давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора и два датчика дифференциального давления для измерения гидростатического давления на нижнем и верхнем уровнях 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 слива жидкости, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран (основной), входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, расходомеры-счетчики газа и жидкости, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости и влагомер, преобразователь которого установлен в трубопроводе слива жидкости, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкости и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера, дополнительно снабжено двумя запорно-регулирующими элементами, первый из которых установлен на первом дополнительном трубопроводе, соединяющим трубопровод отведения попутного газа и вход обратного клапана, а второй - на выкидном трубопроводе от скважины, соединяющим вход обратного клапан и выход трехходового крана (основного), и трехходовым краном, вход которого соединен трубопроводом слива жидкости с патрубком слива жидкости, а выходы его (трехходового крана) соединены с входом трехходового крана (основного), причем, первый выход соединен через второй дополнительный трубопровод, а второй выход соединен трубопроводом слива жидкости с установленными на нем преобразователями расходомера-счетчика жидкости и влагомера.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами при несомненной промышленной применимости 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-сепаратора 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 температуры 5 в мерном резервуаре-сепараторе 1, датчики-сигнализаторы уровня (жидкости) 6 и 7 для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара-сепаратора 1 по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 8, датчик давления 9 для измерения избыточного или абсолютного давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора 1, заполненного газом, и два датчика дифференциального давления 10 и 11 для измерения гидростатического давления на нижнем и верхнем уровнях его мерной калиброванной части, а также контроллер 12 с многоканальным, по количеству датчиков, входом 13 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 14, трубопровод подачи продукции 15, трубопровод отведения попутного газа 16, трубопровод слива жидкости 17 и управляемый контроллером 12 трехходовой кран (основной) 18, вход «б» которого соединен с трубопроводом отведения попутного газа 16, вход «а» соединен с трубопроводом слива жидкости 17, а его выход «в» через обратный клапан 19 соединен с выкидным трубопроводом от скважины 20. Преобразователи расходомеров-счетчиков газа 21 и жидкости 22 установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа 16 и слива жидкости 17, а преобразователь влагомера 23 установлен в трубопроводе слива жидкости 17. Информационные выходы расходомеров-счетчиков газа 21, жидкости 22 и влагомера 23 подключены к многоканальному входу 13 контроллера 12. Запорно-регулирующие элементы 24 и 25 установлены на трубопроводе 26, соединяющим трубопровод отведения попутного газа 16 и вход обратного клапана 19, и на выкидном трубопроводе от скважины 20, соединяющим вход обратного клапан 19 и выход трехходового крана (основного) 18. Вход «г» трехходового крана 27 соединен трубопроводом слива жидкости с патрубком слива жидкости 4, а выходы его (трехходового крана 27) соединены с входом трехходового крана (основного) 18, причем, первый выход «е» соединен через второй дополнительный трубопровод 28, а второй выход «д» соединен трубопроводом слива жидкости 17с установленными на нем преобразователями расходомера-счетчика жидкости 22 и влагомера 23.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин позволяет реализовать два режима измерения параметров скважины:
- импульсный;
- проточный.
При импульсном режиме измерения жидкость и газ из резервуара-сепаратора 1 в выкидной трубопровод от скважины 20 поступают через трехходовой кран 18 порциями, разнесенными во времени.
Импульсный режим измерения может быть реализован в двух вариантах:
- измерение массовых дебитов скважины (жидкости и нефти) методом гидростатического взвешивания и прямыми методами динамических измерений (расходомер-счетчик жидкости и влагомер);
- измерение массовых дебитов скважины только методом гидростатического взвешивания.
При измерении дебитов скважины в импульсном режиме запорно-регулирующий элемент 24 (это может быть как шаровой кран, так и вентильная или шиберная задвижка) находится в положении «закрыто», запорно-регулирующий элемент 25 находится в положении «открыто». Измерение производится в автоматическом режиме посредством управления трехходовым краном 18 контроллером 12.
Вариант реализации импульсного режима с измерением массовых дебитов скважины методом гидростатического взвешивания и прямыми методами динамических измерений.
Устройство работает следующим образом. Продукция скважины через трубопровод подачи продукции 15, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на фигуре изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар-сепаратор 1, где происходит ее частичное разгазирование. Запорно-регулирующий элемент 24 в дополнительном трубопроводе 26 закрыт. Трехходовой кран 27 находится в положении, при котором открыт его вход «г» и выход «д». Трехходовой кран (основной) 18 находится в положении, при котором открыты вход «б» крана и его выход «в». Попутный газ, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре-сепараторе 1, через трубопровод отведения попутного газа 16, преобразователь расходомера-счетчика газа 21, вход «б» трехходового крана (основного) 18 и его выход «в» направляется в выкидной трубопровод от скважины 20, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара-сепаратора 1 заданного объема.
1
1
При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 12, 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-сепаратора 1 от датчика-сигнализатора уровня 6 до датчика-сигнализатора уровня 8, а гидростатическое давление столба жидкости P определяется по значению выходного тока I датчика дифференциального давления 10.
ц
н
2
2
3
3
2
3
При достижении жидкостью уровня датчика-сигнализатора 8 контроллер по длительности времени налива определяет какую часть калиброванного мерного объема V задействовать исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени t измерения. При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер 12, по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8 в зависимости от выбранного мерного объема) контроллер фиксирует время наполнения t и гидростатическое давление столба жидкости Р по значению выходного тока I датчика дифференциального давления 10. Затем, по известному алгоритму [3, 4], контроллер вычисляет массовый расход жидкости. Одновременно с этим контроллер 12 фиксирует гидростатическое давление столба жидкости Р по значению выходного тока I датчика дифференциального давления 11 (только при использовании мерного объема резервуара-сепаратора 1 до датчика-сигнализатора 7) и по разнице гидростатических давлений Р и Р определяет плотность жидкости:
где h - высота между точками подключения датчиков дифференциального давления 10 и 11 соответственно.
При выборе контроллером мерного объема резервуара-сепаратора 1 до датчика-сигнализатора 8, измерение плотности жидкости происходит по известному алгоритму [3, 4].
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара-сепаратора 1 от минимального уровня до максимального 7 (или промежуточного 8) трехходовой кран 18 по команде с контроллера 12 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара-сепаратора сжатым газом, имеющимся в его верхней части», и через вход «г» и выход «д» трехходового крана 27, преобразователь расходомера-счетчика жидкости 22, преобразователь влагомера 23, где измеряется количество жидкости и нефти, вход «а» и выход «в» трехходового крана 18 поступает в выкидной трубопровод от скважины 20. Расход газа вычисляется методом 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 жидкости 22 измеряет плотность и количество жидкости, вытесняемой газом из мерного резервуара-сепаратора 1. Влагомер 23 измеряет процентное содержание воды в продукции скважины. Вместе с тем отметим, что в контролер 12 заложена программа, алгоритм которой дан в работе [4], обеспечивающая вычисление массовых расходов воды и нефти по измеренному значению плотности жидкости и приведенных к рабочим условиям плотностей воды и нефти, занесенных предварительно в контроллер 12.
После слива жидкости ниже датчика-сигнализатора уровня 6, контроллер 12 переключает трехходовой кран 18 в положение «налив» и цикл повторяется.
Вариант реализации импульсного режима с измерением массовых дебитов скважины методом гидростатического взвешивания.
Данный вариант рекомендуется использовать для снижения дополнительной погрешности измерения в случае высокой вязкости жидкости (эмульсии). Для реализации данного варианта импульсного режима измерения необходимо и достаточно переключить трехходовой кран 27 (дистанционно с пульта или вручную) в такое положение, при котором его вход «г» соединен с выходом «е». При этом жидкость во время опорожнения резервуара-сепаратора 1, минуя преобразователи расходомера-счетчика жидкости 22 и влагомера 23, по дополнительному трубопроводу 28 направляется на вход «а» трехходового крана 18. Далее установка работает как и в первом варианте реализации импульсного режима измерения. Массовые дебиты жидкости и нефти измеряются только методом гидростатического взвешивания (по показаниям датчиков дифференциального давления 10 и 11).
Реализация проточного режима измерения.
Для реализации проточного режима измерения контроллер 12 переводит трехходовой кран 18 в положение, при котором его вход «а» открыт и соединен с выходом «в», вход «б» закрыт. В таком положении трехходовой кран 18 находится в течение всего времени измерения в проточном режиме.
С помощью запорно-регулирующих элементов 24 и 25, установленных в дополнительном трубопроводе 26 и выкидном трубопроводе 20 соответственно, достигается такое состояние, при котором уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 находится между датчиками-сигнализаторами уровня 7 и 8.
В этом случае газ после отделения в резервуаре-сепараторе 1 проходит через патрубок отведения газа 3 по трубопроводу отведения попутного газа 16, преобразователь расходомера-счетчика газа 21, дополнительный трубопровод 26, запорно-регулирующий элемент 24, обратный клапан 19 и направляется в выкидной трубопровод от скважины 20. Дебит газа измеряется расходомером-счетчиком газа 21.
Жидкость из резервуара-сепаратора 1 через патрубок слива жидкости 4, вход «г» и выход «д» трехходового крана 27, по трубопроводу слива жидкости 17, преобразователь расходомера-счетчика жидкости 22, преобразователь влагомера 23, вход «а» и выход «в» трехходового крана 18, запорно-регулирующий элемент 25 и обратный клапан 19 поступает в выкидной трубопровод 20. Дебит жидкости и ее плотность измеряются расходомером-счетчиком жидкости 22, а объемное содержание воды в сырой нефти влагомером 23.
Для скважин, работающих с постоянной подачей, зафиксировать постоянство уровня жидкости в резервуаре-сепараторе 1 с помощью запорно-регулирующих элементов 24 и 25 удается за две-три попытки (итерации). Для скважин, работающих с периодической подачей, установить уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 на постоянное значение не удается, поэтому измерение производится в другом варианте реализации проточного режима, при котором с помощью запорно-регулирующего элемента 25 в выкидном трубопроводе 20 уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 не поддерживается постоянным, а периодически поднимается и опускается, в зависимости от притока жидкости со скважины. Во время отсутствия подачи жидкости со скважины запорно-регулирующий элемент 25 закрывается.
Обратный клапан 19 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара-сепаратора в величину дебита скважины контроллер 12 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.
Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство предназначено, преимущественно, для размещения на каком-либо транспортном шасси, то есть изготавливается в мобильном варианте.
Реализация проточного режима измерения дебита нефтяных скважин позволяет избежать перегрузки расходомера-счетчика жидкости при высоком дебите газа со скважины, поскольку в данном режиме расход жидкости через расходомер-счетчик жидкости обусловлен дебитом жидкости со скважины, а не дебитом газа как в импульсном режиме. Проточный режим позволяет также производить измерения на скважинах с периодической подачей продукции.
Реализация импульсного режима измерения дебита нефтяных скважин с вариантом измерения параметров только методом гидростатического взвешивания позволяет производить измерения на скважинах с повышенной вязкостью жидкости.
Реализация в устройстве схемы измерения плотности на двух датчиках дифференциального давления, позволяет производить корректные измерения плотности жидкости на скважинах с высокой обводненностью.
Совокупность существенных признаков (в том числе 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 расход ометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 427 с. (с.80-88).
3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (с.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 17.03.1997 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).