УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ КУСТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтяной отрасли и может быть использована в системах измерения, сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях, а также при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.
Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом [1]. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием [2], предназначенным для откачивания продукции скважин из нефтяных пластов и доставки ее на поверхность.
С кустовых площадок продукция скважин по нефтесборному коллектору поступает на дожимные насосные станции (ДНС), где производится ряд технологических операций, в том числе частичное отделение попутного газа и (или) частичное отделение пластовой воды, с последующим повышением давления для дальнейшей транспортировки нефти до установок подготовки нефти (УПН).
В зависимости от способа сбора и транспортировки (двухтрубный или однотрубный) [2], продукция куста нефтяных скважин в конечном итоге поступает в виде водонефтяной смеси на центральный сборный пункт (ЦСП) и, соответственно, в виде газа транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Нефтяные месторождения Западной Сибири обустраиваются главным образом высоконапорными однотрубными системами сбора продукции нефтяных скважин. Такие системы сбора, транспортировки продукции скважин особенно эффективны именно для нефтяных месторождений Западной Сибири, где за счет кустового разбуривания и обустройства достигнуты высокие темпы развития нефтяной промышленности [3].
Все добывающие скважины куста нефтяных скважин, оборудованные глубиннонасосными установками, подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины.
Из всего многообразия (по принципу действия и конструктивному исполнению) в мировой практике нефтедобычи получили массовое распространение глубиннонасосные установки двух видов [4, 5]: скважинные штанговые насосные установки (СШНУ) и установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).
Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса СШНУ уменьшается доля объема, занятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скважины. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяют специальные глубинные устройства, называемыми газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемыми, как правило, ниже всасывающего клапана насоса. В результате действия этих сепараторов жидкость поступает к приему насоса, а газ уходит в затрубное пространство.
При откачке продукции скважины, содержащей свободный газ, электроцентробежными насосами, происходит падение их напора, подачи (расхода) и КПД, а возможен и полный срыв подачи насоса. По этой причине УЭЦН оснащаются центробежными газосепараторами. Отделение газа от жидкости основано на разности их плотностей. Газ скапливается вблизи оси газосепаратора и выводится в затрубное пространство, а жидкие фракции отбрасываются центробежными силами к стенкам корпуса газосепаратора и направляются в нефтяной насос. Газ из затрубного пространства через обратный клапан и задвижку, а также водонефтегазовая смесь с частью свободного газа из насосно-компрессорных труб (НКТ) через соответствующую задвижку поступают в манифольдную линию, соединенную через соответствующий трубопровод с входом ГЗУ.
Внутрискважинная сепарация газа, с дальнейшим его перепуском в затрубное пространство в определенных условиях приводит к пульсационным явлениям в работе скважин куста нефтяных скважин [2]. В свою очередь, пульсации давления массового расхода жидкости, обогащенной свободным и растворенным газом, каждой отдельной скважины куста нефтяных скважин существенным (негативным) образом влияют на работу групповых замерных установок. Отметим следующие составляющие (факторы) этого влияния [6]:
1. на одной и той же кустовой площадке к ГЗУ могут быть подключены скважины с расходными параметрами смеси и ее отдельных компонент, отличающихся в десятки и сотни раз;
2. резко выраженная нестационарность режима многофазных потоков продукции скважин;
3. при значительных скоростях газа в сепараторе (25-30 м/сек) из сепаратора вместе с газом уносится, в виде капель, нефть;
4. при определенных условиях: некачественная сепарация (в том числе и по причине избыточности свободного газа); активное выделение растворенного газа из жидкости (по причине уменьшения давления в измерительной емкости) на поверхности слоя нефти (жидкости) происходит активное пенообразование, которое усиливается пузырьками газа, всплывающими на поверхность нефти.
Рассмотрим конкретные примеры проявления приведенных факторов влияния на работу ГЗУ.
При наличии фактора п. 1 можно утверждать, что реально на кусте нефтяных скважин ни конструктивно, ни программно нельзя обеспечить корректные измерения расходных параметров каждой скважины с одинаковой погрешностью, в противном случае ГЗУ должна комплектоваться, например, различными типоразмерами сепараторов, мерных емкостей и т.д.
При наличии фактора п. 2 на ГЗУ, во-первых, могут возникнуть такие ситуации, когда отсепарированный газ вместе с капельной нефтью будет уходить в газовую линию, что, естественно, повлечет за собой увеличение погрешности измерения расхода и нефти, и воды. Во-вторых, в случае возникновения пробкового режима конкретной скважины, есть большая вероятность того, что в процессе измерения объемного расхода жидкости (нефти) газ, вытесняющий замеренную порцию жидкости из мерной емкости, уйдет вместе с этой жидкостью в нефтяной коллектор. И наконец, пульсации давления массового расхода жидкости и свободного газа (пробковый режим) могут привести к аварийной ситуации на ГЗУ.
Относительно факторов (пункты 3 и 4) отметим, что в первом случае (п. 3) речь идет о неучтенной нефти, а во втором случае (п. 4) датчики уровня в ГЗУ воспримут верхний слой в пенообразном состоянии как жидкость, в результате чего произойдет ошибка в оценке мерного объема и, естественно, в оценке объемного расхода и по нефти, и по воде.
Известно, что проблема измерения расходных параметров добывающих нефтяных скважин решается на двух уровнях. Измерения на первом уровне преследуют две цели:
- измерения расходных параметров с целью контроля эффективности эксплуатации нефтяных месторождений, а также контроля текущего технического состояния нефтяных скважин и соблюдения режимов их работы;
- измерения с целью определения количественных оценок расходных параметров нефтяных скважин, сведения расходного баланса между эксплуатационными участниками нефтепромыслов и, главным образом, расходного баланса между промыслами и коммерческими узлами учета нефти.
В техническом решении [7] предложено устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин, в котором функции ГЗУ выполняют индивидуальные по каждой скважине преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости, установленные на выходе индивидуальных по каждой скважине вертикальных резервуаров-сепараторов. В данном техническом решении применен способ двойного сепарирования свободного газа по каждой скважине куста нефтяных скважин и непрерывного измерения по каждой скважине расходных параметров (по газу и жидкости). Недостаток такого технического решения состоит, во-первых, в том, что при значительном содержании свободного газа, последний вместе с капельками нефти, минуя оба сепаратора, непрерывно будет поступать через преобразователь расходомера-счетчика газа в нефтесборный коллектор. Естественно, что при этом измерения численных значений расходных параметров (и по газу, и по жидкости) будут производиться с дополнительными и неучтенными погрешностями. Во-вторых, при такой технической реализации системы измерения расходных параметров, не представляется возможным измерить отдельно расходы и по нефти, и по воде. В противном случае, появляется необходимость в доукомплектовании каждой скважины влагомером. В-третьих, и схемным решением, и конструктивно устройство перегружено измерительными приборами и сложными в исполнении металлоемкими сепараторами. К этому последнему замечанию можно добавить также и дополнительные затраты на обслуживание расходомеров (монтаж, поверка, ремонт).
Несомненно, такое схемное решение позволит оптимальным образом настроить режим работы сепараторов с учетом и производительности скважин, и количества свободного газа. Тем не менее, объединенное в одно целое (конструктивно), такое устройство, несомненно, явится источником вредных, и с большой вероятностью, резонансных вибраций, которые в конечном итоге вызовут дополнительные вибрации трубопроводов, а также скажутся отрицательным образом на работе измерительной аппаратуры.
Наиболее близким техническим решением является устройство [8] для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее групповую замерную установку, выход которой через промежуточный трубопровод-коллектор подсоединен к вертикальному резервуару-сепаратору, к выходу которого подсоединены преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкости. Такое техническое решение позволяет на время измерения расходных параметров групповой измерительной установкой каждой очередной скважины по остальным скважинам куста нефтяных скважин производить измерения интегральных значений расходных параметров, что позволяет осуществлять оперативный контроль технического состояния свободных от дискретных измерений скважин.
Но и этот аналог, принятый за прототип, хотя и решает проблему осуществления оперативного контроля, но, в силу воздействия влияющих факторов (пункты. 1…4), не сможет производить корректные измерения расходных параметров нефтяных скважин куста.
Задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является повышение потребительских свойств устройства для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин за счет создания облегченного режима измерения ГЗУ, позволяющего производить более точные и корректные измерения
Технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин, содержащем связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку, выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, устье затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин через предохранительный клапан подсоединено к промежуточному трубопроводу с установленным на нем расходомером-счетчиком суммарного по всем скважинам куста нефтяных скважин свободного газа и соединенному с выходом ГЗУ и нефтесборным коллектором соответственно через обратные клапаны.
Подключение затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин к нефтесборному коллектору, минуя ГЗУ, с помощью промежуточного трубопровода, с установленным на нем расходомером-счетчиком газа, обеспечивает объекту более высокие потребительские свойства за счет создания благоприятных условий работы групповой измерительной установки, а именно, резкое снижение газосодержания измеряемой водонефтегазовой смеси.
Полезная модель поясняется графически, где на рисунке изображена схема устройства для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин.
Устройство содержит связанную с кустом 1 нефтяных скважин, групповую замерную установку 2, нефтесборный коллектор 3, предохранительные клапаны 4, промежуточный трубопровод 5, на котором установлен расходомер-счетчик газа 6. Выходы ГЗУ 2 и промежуточного трубопровода 5 соединены с нефтесборным коллектором 3 соответственно через обратные клапаны 7 и 8.
Работа устройства осуществляется следующим образом.
С устья каждой скважины куста нефтяных скважин 1 из насосно-компрессорной трубы продукция в виде водонефтегазовой смеси (с малой долей свободного газа, до 15% от всего объема газа) поступает через манифольдную линию (на рисунке не показано) на вход ГЗУ 2. Измеренная по раздельным дебитам (нефть, вода, свободный газ) групповой замерной установкой 2 в режиме циклического опроса, продукция каждой отдельной скважины (в момент измерения дебита отдельной скважины все остальные скважины нефтяного куста 2 подключены к нефтесборному коллектору 3) подается в нефтесборный коллектор 3. Соответственно, отсепарированный глубинными газосепараторами газ из затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин, поступает через соответствующие предохранительные клапаны 4 в промежуточный трубопровод 5, на котором расположен расходомер-счетчик газа 6, а измеренный по всем скважинам суммарный газ поступает в нефтесборный коллектор 3. Обратные клапаны 7 и 8 защищают устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из нефтесборного коллектора.
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет значительно повысить качество измерения дебита продукции куста нефтяных скважин путем разделения продукции скважин на газожидкостную (с малым газосодержанием) и газовую составляющие. Повышается точность и надежность измерения дебитов продукции скважин соответственно по нефти, воде и газу (смотри пункты 1…4). Кроме того, улучшаются эксплуатационные характеристики технических средств (трубопроводов, запорных элементов и ГЗУ в целом).
Таким образом, с учетом вышеизложенного, заявляемый объект подлежит охране как объект промышленной собственности с выдачей заявителю соответствующего охранного документа.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ОПИСАНИЯ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ
1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с. (стр. 28, 29; 36…40, 165…171).
2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 544 с. (стр. 193…196).
3. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Р. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 520 с. (стр. 15).
4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.(стр. 693…781).
5. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с. (127…217).
6. Материалы II Общероссийской научно-практической конференции по расходометрии. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 192 с. (стр. 14…27).
7. РФ, описание полезной модели по патенту №115825, МПК E21B 47/10, G01F 1/74, приоритет 12.10.2011.
8. РФ, описание полезной модели по патенту №115824, МПК E21B 47/10, G01F 1/74, приоритет 12.10.2011 (прототип).