УСТРОЙСТВО ДЛЯ 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 группы нефтяных скважин 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 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 ПСМ.
Циклический 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)] также является источником дополнительной неопределенности при измерении дебита конкретной скважины, когда за счет перетоков к измеряемой продукции подключенной на измерение скважины добавляется продукция соседних из группы скважин.
Недостатком является и тот факт, что при такой организации (циклической) процесса измерения дебита группы нефтяных скважин, когда измерению подвергается одна скважина, а остальные скважины отдают продукцию непосредственно в нефтесборный коллектор, теряется контроль технического состояния свободных от измерений скважин. Практически, например, при числе скважин, подключенных к групповой замерной установке, равном восьми, восьмая скважина будет подключена на измерение ее дебита (ориентировочно) через 24 часа.
В конечном итоге, по дискретным измерениям дебитов отдельных скважин судят, например, о суточном дебите группы скважин. Конечно, эта оценка не является коммерческой, тем не менее, она характеризует в какой-то мере деятельность нефтепромысла и поэтому непрерывно требует к себе пристальное внимание с точки зрения уменьшения ее (оценки) неопределенности.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение-прототип в виде устройства [6] 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:
- 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 и влагомера.
Тем не менее, во-первых, это устройство (прототип) не свободно от недостатков, присущих устройствам для измерения дебитов, имеющих в своем составе групповую замерную установку с циклическим опросом скважин и описанных нами выше. Во-вторых, 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 совмещение циклических измерений дебитов каждой скважины из группы скважин, подключенных к замерной установке, с непрерывными измерениями суммарного дебита группы скважин.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что в устройстве для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащем групповую замерную установку, выход которой подсоединен к промежуточному трубопроводу-коллектору, вторая сторона промежуточного трубопровода-коллектора подсоединена к боковому патрубку дополнительного вертикального резервуара-сепаратора, а верхний и нижний патрубки резервуара-сепаратора, соединены с трубопроводами отведения попутного газа и жидкости, на которых дополнительно установлены преобразователи объемного расходомера-счетчика газа и массового расходомера-счетчика жидкости, а вторые концы дополнительных трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости соединены через обратный клапан с нефтесборным коллектором.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для 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 измерения дебита группы нефтяных скважин (смотри фигуру) содержит групповую измерительную установку 1, вход которой через переключатель скважин ПСМ (на фигуре не показан) соединен с каждой скважиной (из группы скважин), а выход групповой измерительной установки 2 соединен с входом промежуточного трубопровода-коллектора 3, который, в свою очередь, через патрубок 4 соединен с вертикальным резервуаром-сепаратором 5, оснащенным фильтром-каплеуловителем и регулятором уровня (на фигуре не показаны). Выходы вертикального резервуара-сепаратора 5 (верхний и нижний патрубки 6 и 7), соответственно по газу и жидкости, через трубопроводы отведения попутного газа и жидкости (8 и 9) и установленные на них, соответственно, преобразователи объемного расходомера-счетчика газа 10 и массового расходомера-счетчика жидкости 11, обратный клапан 12 подсоединены к нефтесборному коллектору.
Устройство работает следующим образом. Обозначим число скважин в группе буквой n. Пусть n=8. Программно, с помощью переключателя скважин ПСМ (на фигуре не показан), 1-ая скважина подключается на вход групповой измерительной установки 1. Продукция остальных 7-ми скважин напрямую с выхода 2 поступает на вход промежуточного трубопровода-коллектора 3 и с его выхода на вход патрубка 4 вертикального резервуара-сепаратора 5, оснащенного фильтром-каплеуловителем и регулятором уровня (на фигуре не показаны). С выхода верхнего и нижнего патрубков (6 и 7) вертикального резервуара-сепаратора 5 продукция раздельно по фазам (по газу и по жидкости) по трубопроводам отведения попутного газа и жидкости 8 и 9, на которых, соответственно, установлены преобразователи объемного расходомера-счетчика газа 10 и массового расходомера-счетчика жидкости 11, поступает через обратный клапан 12 в нефтесборный коллектор. Таким образом, преобразователи расходомеров 10 и 11 осуществляют непрерывный мониторинг (измерение) интегрального дебита группы скважин по газу и по жидкости. Далее, также программно, подключается на измерение дебита продукции следующая скважина, а продукция остальных 7-ми скважин и продукция замеренной скважины поступает на вход промежуточного трубопровода-коллектора 3 и далее через вертикальный резервуар-сепаратор 5, трубопроводы 8 и 9, преобразователи 10 и 11 и обратный клапан 12 - в нефтесборный коллектор.
Такая структура устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин, включающая в себя классический вариант групповой замерной установки 1, дополненный резервуаром-сепаратором 5 и преобразователями объемного расходомера-счетчика 8 и массового расходомера-счетчика 9, будет более точно измерять интегральный дебит по группе скважин за счет непрерывных измерений. Одновременно с этим, непрерывный мониторинг (измерение) интегрального дебита группы скважин позволит осуществить оперативный контроль технического состояния эксплуатируемых скважин. Например, резкое уменьшение интегрального дебита может с большей вероятностью свидетельствовать о выходе из строя одной из скважин, чем средний дебит, определенный по дискретным отсчетам.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы 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.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 №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).