СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВКАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR MEASURING FLOW RATE OF OIL WELLS ON GROUP MEASURING UNITS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин.
При работе на групповых замерных установках, например, типа «Спутник» (ИСАКОВИЧ Р.Я., ЛОГИНОВ В.И., ПОПАДЬКО В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с. 314-323), продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ). При помощи переключателя скважин многоходового ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепарационную емкость, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.
Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем поочередного подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин, общее количество которых может достигать 25, по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтрольной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявлять снижение дебита скважин и простои. Поэтому эта установка может применяться только для оперативного учета добываемой из скважин нефти, а для коммерческого учета сырой нефти, который в настоящее время стал очень актуальной проблемой, эта установка непригодна.
Известен способ замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, Е21B 47/10, 22.07.1970), включающий подачу газонефтяного потока в сепарационный трап, вытеснение жидкой фазы потока давлением попутного газа путем перекрытия клапана на газовой обвязке, при достижении жидкой фазой заданного уровня, измерение дебита попутного газа путем измерения времени вытеснения заданного объема жидкой фазы потока из сепарационного трапа.
Недостатком данного способа является недостаточная точность в определении величины количества газа, вычисляемой по формуле: D*Г*v=V/(R*T*ti), приведенной в описании. Это объясняется следующим образом: величина V - это объем, заключаемый между датчиками верхнего и нижнего уровней, a tj, в отличие от описания способа, включает не только время вытеснения указанного объема V жидкой фазы, но и время вытеснения добавочного объема жидкой фазы Vx, дополнительно к V, поступившей из скважины за время создания давления газовой фазы, необходимого для вытеснения после закрытия запорного клапана и за время вытеснения, поэтому вычисляемая величина количества газа будет всегда занижена относительно истинной.
Известен способ измерения дебита скважин, реализуемый устройством (патент РФ №2199662, Е21В 47/10, 27.02.2003), по которому в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.
Недостатками известного способа являются:
- измерение дебита только одной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;
- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита фазы.
Известен способ измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ №2386029, Е21В 47/10, 10.04.2010), который включает подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборной коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения. Способ может использоваться, как для замера дебита одной скважины, так и группы скважин на сборном пункте «куста».
Недостатками известного способа при использовании его на групповых замерных установках являются:
- для измерения дебита каждой скважины требуется время адаптация перед началом измерения, подготовки и коррекции процесса, которое зависит от дебита скважины и, которое при этом колеблется в широких пределах;
- для каждой скважины в зависимости от ее дебита требуется свое время измерения;
- для замера малодебитных скважин требуется дополнительное время;
- для обеспечения оперативного контроля за разработкой и суточный добычей нефти не всегда выдерживается необходимое время измерения дебита скважин, которое в результате замера дебита скважин колеблется в широких диапазонах, что сказывается на достоверности полученных результатов;
- в связи с периодичностью замеров измеряют дебит только части продукции нефтяной скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках (патент РФ №2552511, Е21В 47/10,10.06.2015), включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке (ГЗУ), производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно и далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:
i
Σ
Σ-i
Q=Q-Q
i
Q - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ;
Σ
Q - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;
Σ-i
Q - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;
- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;
n - количество скважин, подключенных к ГЗУ.
Недостатком известного способа при использовании его на групповых замерных установках является то, что общий дебит группы скважин, подключенных к измерительной установке, определяют не прямым измерением, а косвенным путем решением математической матрицы с помощью измерительной установки, и при этом способе измерения каждая из группы скважин периодически выпадает из под контроля и проверки дебита.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому устройству, осуществляющему способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, является устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках (патент РФ №2196229, E21B 47/10, 10.01.2003), содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки.
Недостатком известного устройства при использовании его на групповых замерных установках являются то, что:
для постоянного контроля за работой нефтегазодобывающих скважин, через измерение их дебита, необходимо производить периодическое измерение каждой из подключенных скважин к узлу переключения и контролировать работу этих скважин, и при периодическом таком измерении происходит износ оборудования устройства переключения, его сальниковых и уплотнительных элементов, что значительно снижает ресурс самого устройства и его межремонтного периода.
Задачей изобретения является повышение надежности замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, и установление постоянного контроля по дебиту за всеми скважинами, подключенными к групповой замерной установке в режиме реального времени.
Технический результат - повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается способом измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающим подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:
i
Σ
Σ-i
Q=Q-Q
i
Q - дебит «i» скважины, подключенной ГЗУ;
Σ
Q - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;
Σ-i
Q - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;
- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;
n - количество скважин, подключенных к ГЗУ, согласно изобретению, полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок, и по результатам полученных отклонений от измеренного и контролируемого общего дебита группы скважин запускают поочередное измерение всех подключенных скважин без одной, последовательно определяют результаты измерения дебита каждой скважины и затем по результатам измерения определяют отклонения работы каждой скважины.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащему узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительной трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки, согласно изобретению, узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке.
Устройство, осуществляющее способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, поясняется чертежом, на котором изображена принципиальная схема.
Устройство включает в себя узел переключения скважин 1 в измерительной трубопровод 2 для измерения дебита, общий выходной коллектор 3 которого соединен со входом измерительной установки 4, включающей в себя сепаратор, средства измерения объема (массы) нефти, содержания воды, давления, температуры и пр. (на чертеже не показаны), байпасным трубопроводом 5 с задвижкой 6, соединяющей измерительной трубопровод 2 узла переключения скважин 1 с общим выходным трубопроводом 7 измерительной установки 4. Ко входным патрубкам 8 узла переключения скважин 1 подключены подводящие коллекторы от скважин.
Узел переключения скважин 1 содержит контрольный входной патрубок 9, перекрывающий вход измерительного трубопровода 2 узла переключения скважин 1 с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке 4.
Устройство работает следующим образом. Продукция из всех скважин по входным патрубкам 8 поступает в узел переключения скважин 1, из которого по выходному коллектору 3 попадает в измерительную установку 4, в которой происходит непрерывное измерение объема (массы) нефти (суммарной производительности) скважин, выбранной узлом переключения скважин 1, через измерительный трубопровод 2, задвижку 6 направляют по байпасному трубопроводу 5 в общий выходной трубопровод 7 на некоторое время измерения, определяемое соответствующими алгоритмами. При этом за время измерения определяется суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без первого входного патрубка 8, суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без второго входного патрубка 8, затем суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без третьего входного патрубка 8, и, таким образом, поочередно и последовательно, определяется суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без последнего входного патрубка 8, далее измерительная установка косвенным путем, решением математических уравнений, определяет общий суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, и каждой скважины в отдельности, а узел переключения скважин 1 выбирает контрольный входной патрубок 9, перекрывающий вход измерительного трубопровода 2 узла переключения скважин 1, и одновременно подключает всю группу скважин к измерительной установке 4 и через некоторое время измерения измерительная установка 4 выдает результаты измерения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, в сравнении с результатом, полученным косвенным путем, решением математических уравнений. Разница между этими величинами не должна превышать величину погрешности средств измерений.
Пример конкретной реализации способа.
Ввиду того, что все скважины работают в основном стабильно, достаточно контролировать их работу по постоянному прямому измерению суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, при известных, измеренных дебитах каждой скважины из подключенных к групповой замерной установке. Отпадает необходимость с целью контроля по дебиту за работой скважин производить измерения дебита скважин всех без одной путем постоянного, поочередного, последовательного переключения узлом переключения скважин 1 перебирать для измерения дебита входные патрубки 8, что значительно сохраняет ресурсы оборудования, их узлов и сальниковых уплотнений. При остановке любой из скважин, что случается не так часто, изменится величина прямого измерения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, и по величине изменения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, замерная установка определяет сразу, какая из скважин остановилась, при известном дебите каждой из скважин, и узел переключения скважин 1 запускается в режим измерения всех скважин без одной с целью нахождения и подтверждения остановившейся скважины. При отключении любой скважины не изменяется ни режим работы скважины, ни режим работы измерительной установки 4, не возникают никакие погрешности ни за счет циклического измерения, ни за счет переходных процессов в трубопроводах, которые имеют место при измерении обычными групповыми установками. Поэтому общая погрешность измерения дебита за счет более частых, хоть и кратковременных измерений, уменьшается, повышается их надежность.
Использование изобретения на практике позволит получать замер дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, и каждой скважины в отдельности, т.е. контролировать по дебиту одновременно всю группу скважин и каждую в отдельности с одновременным повышением точности, качества и надежности замера дебита, с обеспечением достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.