Способ и установка для измерения дебита нефтяной скважины
METHOD AND INSTALLATION FOR MEASURING FLOW RATE OF OIL WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита жидкой и газообразной фаз пластового флюида, добываемого из нефтяных скважин.
Известен способ измерения дебита нефти, выбранный в качестве прототипа, включающий подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси. Проведение расчета доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом. Проведение последующего расчета дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси. При этом согласно данному способу возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки (патент РФ №2328597, E21B 47/10, G01 F1/74, опубл. 10.07.2008 г.).
Недостатком данного технического решения является сложность контроля эксплуатационной пригодности установки из-за использования в способе сепаратора, который требует постоянного технического освидетельствования. К недостаткам данного технического решения также относится затрудненность монтажа и эксплуатации установки из-за значительной высоты и громоздкости вертикального сепаратора.
Известна установка для измерения дебита нефтяной скважины, выбранная в качестве аналога, содержащая сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом (ТП) подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с ТП нефти, воды и газа. При этом ТП газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора. Причем ТП воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора. Дополнительно установка снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции (МК). При этом ТП нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой - через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с МК, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды. Причем МК представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в АП, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в АП в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры. Выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером (патент РФ №2326241, E21B 47/10, опубл. 10.06.2008 г.).
Недостатком данного технического решения является сложность контроля эксплуатационной пригодности установки из-за использования в составе установки сепаратора, который требует постоянного технического освидетельствования. К недостаткам данного технического решения также относится затрудненность монтажа и эксплуатации установки из-за значительной высоты и громоздкости вертикального сепаратора.
Известна установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, выбранная в качестве прототипа, содержащая по меньшей мере одну систему для измерения расходов нефти, воды и газа, гидравлически связанную посредством трубопроводов с входной линией установки, соединенной с нефтяными скважинами, и с выходом в коллектор, выполненную в виде отрезка трубопровода с восходящим и нисходящим сегментами. На нисходящем сегменте установлены многофазный кориолисовый расходомер и по меньшей мере один параметрический датчик. Перед нисходящим сегментом на трубопроводе установлено устройство для гомогенизации потока. Трубопровод, соединяющий систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки, на входе в данную систему, также может быть выполнен с последовательно расположенными по меньшей мере одним восходящим и одним нисходящим сегментами. Причем вход в систему связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода (патент РФ №2557263, E21B 47/10, опубл. 20.07.2015 г.).
Недостатком данного технического решения является сложность конструкции многофазного кориолисового расходомера, его дороговизна, большие масса и габариты, а также зависимость показаний многофазного кориолисового расходомера от внешних механических вибраций.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение качества замера дебита жидкой и газообразной фаз пластового флюида, добываемого из нефтяных скважин, благодаря повышению точности замеров, обеспечению простоты, удобства и автоматизированности реализации замера дебита.
Технический результат достигается тем, что:
- открывают задвижку ввода газоводонефтяной смеси и задвижку вывода газоводонефтяной смеси, а задвижку разобщения газоводонефтяной смеси на байпасном трубопроводе при этом оставляют закрытой, осуществляют замер давления газоводонефтяной смеси, поступившей от скважины через входной трубопровод, при помощи датчика давления, далее выделяют, по меньшей мере, часть газовой фазы из газоводонефтяной смеси и создают однородную водонефтяную смесь с небольшими остатками газа путем многократного разнонаправленного движения потока во внутреннем лабиринте ультразвукового гомогенизатора, состоящем из конусной перфорированной трубы, пластин вихреобразователя и перфорированных завихрителей, далее осуществляют обработку ультразвуковыми излучателями водонефтяной смеси с небольшими остатками газа, собранной за счет отклонителя в полости ультразвукового гомогенизатора, там самым производя полное качественное отделение газа из водонефтяной смеси, далее замеряют дебит газа, поступившего по трубопроводу газа, посредством расходомера газа, а также замеряют дебит водонефтяной смеси, поступившей по трубопроводу жидкости, посредством расходомера жидкости, после замеряют объёмную долю воды в водонефтяной смеси с помощью влагомера и автоматизированно рассчитывают дебит воды и дебит нефти, производят визуальный мониторинг замеряемых и командных параметров, отображаемых на дисплее, осуществляют обработку информации о параметрах добываемой газожидкостной смеси путем сравнения текущих параметров с заданными параметрами в режиме реального времени в управляющем контроллере с программным обеспечением, передают полученную по соединительным кабелям от датчика давления, расходомера газа, расходомера жидкости и влагомера и обработанную управляющим контроллером в процессе измерения информацию через модем на устройство приема передачи, а затем в электронно-вычислительную машину с соответствующим программным обеспечением, регулируют при необходимости частоту ультразвука излучателей посредством передачи излучателям соответствующего сигнала по кабелю  от  управляющего  контроллера;
- на отрезке трубопровода системы последовательно установлены датчик давления и ультразвуковой гомогенизатор, с выполненным внутри его корпуса лабиринтом в виде конусной перфорированной трубы, пластин вихреобразователя, перфорированных завихрителей и отклонителя, а также с установленными снаружи его корпуса излучателями ультразвука, при этом ультразвуковой гомогенизатор выполнен с раздельными выходами для жидкости и газа, в виде присоединенного к нему, соответственно, трубопровода жидкости и трубопровода газа, причем на трубопроводе газа установлен расходомер газа, а на трубопроводе жидкости последовательно установлены расходомер жидкости и влагомер, трубопровод газа другим своим концом присоединен к отрезку трубопровода жидкости на участке, следующем после влагомера, при этом снаружи системы для измерения расходов установлена станция управления с устройством приема передачи данных, а датчик давления, расходомер газа, расходомер жидкости, влагомер и ультразвуковой гомогенизатор соединены с управляющим контроллером станции управления;
- система для измерения расходов и станция управления помещены в отдельные корпусы, снабженные вспомогательным оборудованием в виде устройства обогрева, датчика температуры воздуха, модуля безопасности, при этом корпус системы для измерения расходов дополнительно оснащен газоанализатором, блоком вентиляции и оборудован регулируемыми ножками;
- запорная арматура представляет собой комплекс из задвижки ввода газоводонефтяной смеси на входе в установку, задвижки вывода газоводонефтяной смеси на ее выходе и задвижки разобщения газоводонефтяной смеси на байпасном трубопроводе.
На фиг.1 приведена схема установки для измерения дебита нефтяной скважины. На фиг.2 показана схема ультразвукового гомогенизатора.
Установка (фиг.1) для измерения дебита нефтяной скважины включает в себя систему 1 для измерения расходов, входной трубопровод 2, гидравлически связанный с нефтяной скважиной (на фиг.1 и фиг.2 не показана), задвижку ввода 3 газоводонефтяной смеси на входе в установку, задвижку вывода 4 газоводонефтяной смеси на ее выходе, выходной трубопровод 5, гидравлически связанный с выходом в коллектор (на фиг.1 и фиг.2 не показан), байпасный трубопровод 6 с задвижкой разобщения 7 газоводонефтяной смеси. Система 1 выполнена в виде отрезка трубопровода 8, на котором последовательно установлены датчик давления 9 и ультразвуковой гомогенизатор 10. Ультразвуковой гомогенизатор 10 имеет раздельные выходы для жидкости и газа, в виде присоединенного к нему, соответственно, трубопровода жидкости 11 и трубопровода газа 12. При этом на трубопроводе газа 12 установлен расходомер газа 13, а на трубопроводе жидкости 11 последовательно установлены расходомер жидкости 14 и влагомер 15. Трубопровод газа 12 другим своим концом присоединен к отрезку трубопровода жидкости 11 на участке, следующем после влагомера 15. Также система 1 может включать в себя дополнительный, по меньшей мере, один параметрический датчик, например, датчик температуры добываемого пластового флюида (на фиг.1 и фиг.2 не показан) и пр. Вышеперечисленные приборы и датчики системы 1 установлены посредством резьбовых или сварных, или фланцевых соединений (на фиг.1 и фиг.2 не показаны), например, в виде быстросъёмных соединений.
Байпасный трубопровод 6 с задвижкой разобщения 7 газоводонефяной смеси предназначен для отсечения оборудования от добывающей нефтяной скважины, например, для проведения ремонта или замены оборудования системы 1 без остановки процесса добычи на время проведения работ, а также для простоты монтажа и демонтажа установки.
Датчик давления 9 предназначен для замера давления газоводонефтяной смеси «до» ультразвукового гомогенизатора 10.
Внутри корпуса 16 (фиг.2) ультразвукового гомогенизатора 10 выполнен внутренний лабиринт 17 (фиг.1) в виде конусной перфорированной трубы 18 (фиг.2), пластин вихреобразователя 19, перфорированных завихрителей 20 и отклонителя 21. Снаружи корпуса 16 ультразвукового гомогенизатора установлены излучатели ультразвука 22. Ультразвуковой гомогенизатор 10 служит для выделения газовой фазы из газоводонефтяной смеси и создания однородной водонефтяной фазы с небольшими остатками газа за счет разнонаправленного движения потока во внутреннем лабиринте гомогенизатора с последующим полным, качественным отделением газовой фазы из водонефтяной фазы за счет воздействия на нее ультразвуковых излучателей.
Расходомер газа 13 и расходомер жидкости 14 предназначены, соответственно, для замера дебита газа и замера дебита жидкости, представляющей собой водонефтяную смесь. Влагомер 15 предназначен для замера объёмной доли воды в водонефтяной смеси.
Наличие перед расходомером газа 13 и расходомером жидкости 14 ультразвукового гомогенизатора 10 позволяет повысить качество и точность замера дебита жидкой и газообразной фаз пластового флюида, добываемого из нефтяных скважин.
Система 1 может быть помещена в утепленный защитный корпус 23 с регулируемыми ножками 24 для удобства монтажа системы на неровном грунте. Снаружи защитного корпуса 23 системы 1 установлен корпус 25 станции управления, к которому прикреплено устройство приема передачи данных 26.
Защитный корпус 23 системы 1 и корпус 25 станции управления могут быть оснащены, например, устройством обогрева, датчиком температуры воздуха, модулем безопасности для контроля сохранности оборудования и мониторинга местоположения оборудования (на фиг.1 и фиг.2 не показаны) и прочим дополнительным вспомогательным оборудованием, служащим для обеспечения эксплуатационной надежности. Защитный корпус 23 системы 1 также может быть оснащен газоанализатором и блоком вентиляции (на фиг.1 и фиг.2 не показаны). Также защитный корпус 23 может быть выполнен с возможностью двухстороннего обслуживания, соответственно, отдельно электронной части и гидравлической части оборудования.
Внутри корпуса 25 станции управления установлены управляющий контроллер 27 с программным обеспечением, модем 28, дисплей 29, блок питания 30 и аккумулятор 31.
Датчик давления 9, расходомер газа 13, расходомер жидкости 14 и влагомер 15 соединены с управляющим контроллером 27 при помощи соединительных кабелей 32 для передачи информации о замерах. Ультразвуковые излучатели 22 соединены с управляющим контроллером 27 при помощи кабеля 33 для регулировки частоты ультразвука.
Управляющий контроллер 27 связан с устройством приема и передачи данных 26 при помощи модема 28. Устройство приема передачи данных 26 представляет собой, например, блок электроники с антенной или без нее и предназначено для дистанционной передачи информации с использованием беспроводных технологий на электронно-вычислительную машину (ЭВМ) с соответствующим программным обеспечением (на фиг.1 и фиг.2 не показана).
Модем 28 предназначен для преобразования данных, исходящих из управляющего контроллера 27 в сигналы, передаваемые на устройство приема передачи 26, а также для обратного процесса преобразования сигнала, передаваемого с устройства приема передачи 26 в данные для управляющего контроллера 27.
Управляющий контроллер 27 предназначен для управления работой излучателей 22 ультразвукового гомогенизатора 10, для регистрации и обработки информации с датчика давления 9, расходомера газа 13, расходомера жидкости 14 и влагомера 15, а также для передачи цифровых данных на модем 28.
Дисплей 29 предназначен для визуального отображения замеряемых параметров и командных параметров. Блок питания 30 предназначен для питания оборудования электроэнергией. Аккумулятор 31 предназначен для обеспечения автономной работы оборудования без наличия питающей сети в течение требуемого периода времени.
Установка для измерения дебита нефтяной скважины работает следующим образом.
Перед началом работ производят монтаж оборудования, для чего устанавливают защитный корпус 23 через байпасный трубопровод 6 к трубной обвязке устьевой арматуры добывающей нефтяной скважины (на фиг.1 и фиг.2 не показана). Производят при необходимости регулировку ножек 24. Подключают систему 1 к источнику питания через блок питания 30.
Далее дистанционно программируют управляющий контроллер 27 посредством проводной или беспроводной связи путем ввода в программное обеспечение управляющего контроллера 27 заданных значений параметров из проектной документации, а именно параметров давления, объёмных долей воды и нефти, дебитов газа, воды и нефти, частоты ультразвука и др.
Открывают задвижку ввода 3 газоводонефтяной смеси, задвижку вывода 4 газоводонефтяной смеси, а задвижку разобщения 7 газоводонефтяной смеси при этом оставляют закрытой. Осуществляют замер давления газоводонефтяной смеси, поступившей от скважины через входной трубопровод 2, при помощи датчика давления 9, установленного на отрезке трубопровода 8. Выделяют, по меньшей мере, часть газовой фазы из газоводонефтяной смеси и создают однородную водонефтяную смесь с небольшими остатками газа путем многократного разнонаправленного движения потока во внутреннем лабиринте 17 корпуса 16 ультразвукового гомогенизатора 10, состоящем из конусной перфорированной трубы 18, пластин вихреобразователя 19 и перфорированных завихрителей 20. Затем осуществляют обработку ультразвуковыми излучателями 22 водонефтяной смеси с небольшими остатками газа, собранной за счет отклонителя 21 в полости ультразвукового гомогенизатора 10, там самым производя полное качественное отделение газа из водонефтяной смеси. Затем посредством расходомера газа 13 замеряют дебит газа, поступившего по трубопроводу газа 12. А также посредством расходомера жидкости 14 замеряют дебит водонефтяной смеси, поступившей по трубопроводу жидкости 11. Далее замеряют объёмную долю воды в водонефтяной смеси посредством влагомера 15 и автоматизированно рассчитывают дебит воды и дебит нефти за счет поступления информации о замерах в управляющий контроллер 27.
Также производят визуальный мониторинг замеряемых и командных параметров, отображаемых на дисплее 29. Обработку информации о параметрах добываемой продукции осуществляют путем сравнения текущих параметров с заданными параметрами в режиме реального времени в управляющем контроллере 27 с программным обеспечением.
Полученную по соединительным кабелям 32 и обработанную управляющим контроллером 27 в процессе измерения информацию через модем 28 передают на устройство приема передачи 26, которое затем направляет информацию в ЭВМ с соответствующим программным обеспечением.
Регулируют при необходимости частоту ультразвука излучателей 22 посредством передачи излучателям соответствующего сигнала по кабелю 33 от управляющего контроллера 27.
Также в процессе работы поддерживают необходимую температуру как внутри защитного корпуса 23 системы 1, так и внутри корпуса 25 станции управления путем включения или выключения устройств обогрева при достижении пороговых значений температуры, замеряемой, соответственно, датчиками температуры воздуха (на фиг.1 и фиг.2 не показаны).
Кроме того, осуществляют постоянный дистанционный мониторинг за сохранностью и местоположением оборудования в защитном корпусе 23 и в корпусе 25 станции управления посредством модулей безопасности (на фиг.1 и фиг.2 не показаны), а также производят дистанционный контроль за концентрацией газов в атмосферном воздухе внутри защитного корпуса 23 при помощи газоанализатора (на фиг.1 и фиг.2 не показан). В случае превышения порогового значения концентрации газов внутри защитного корпуса 23 осуществляют автоматизированный запуск блока вентиляции (на фиг.1 и фиг.2 не показан).
В случае возникновения проблем с питающей сетью, осуществляют переход к автономной работе станции управления в течение требуемого периода времени за счет аккумулятора 31.
При проведении ремонта или замены системы отсекают оборудование от добывающей нефтяной скважины без остановки процесса добычи пластового флюида на время проведения работ, для чего перекрывают задвижку разобщения 7 газоводонефтяной смеси, задвижку ввода 3 газоводонефтяной смеси и задвижку вывода 4 газоводонефтяной смеси, после чего добываемая газоводонефтяная смесь перестает поступать в установку.
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет повысить качество замера дебита жидкой и газообразной фаз пластового флюида, добываемого из нефтяных скважин, благодаря повышению точности замеров, обеспечению простоты, удобства и автоматизированности реализации замера дебита.