устройство для измерения дебита нефтяных скважин

Формула изобретения

1. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный резервуар с боковым тангенциальным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также многопозиционный переключатель текучей среды (продукции) со входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически трубопроводом сообщен с резервуаром посредством бокового патрубка последнего, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически трубопроводом сообщен соответственно с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла, расходомер-счетчик газа и расходомер-счетчик жидкости, установленные каждый на соответствующем ему трубопроводе, причем нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости, отличающееся тем, что тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на корпусе резервуара у перехода его в нижнюю часть конической формы, а между резервуаром и расходомером-счетчиком газа на трубопроводе установлены датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что отношение высоты Н_к нижней конусной части резервуара к его диаметру D в верхней цилиндрической части принимают из соотношения Н_к/D=1,5-2,0, а высоту Н_ц цилиндрической верхней части резервуара принимают равной его диаметру D.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к расходоизмерительной технике, преимущественно к устройствам первичного учета продукции скважин на объектах нефтедобычи.

Общеизвестны замерные установки [1] по первичному учету продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы. Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной емкости с контрольно-измерительными приборами (КИП), элементами автоматики (А) и управления, содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с элементами КИПиА, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек т.п.).

Эти установки работают в циклическом режиме наполнения-опорожнения мерной сепарационной емкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объем продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем - поочередно, по программе - скважинам группы.

Общими недостатками существующих устройств подобного назначения являются как трудоемкость и материало-, металлоемкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именно цикличность работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами "наполнение - опорожнение" мерной емкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней.

Наиболее близким техническим решением, то есть прототипом предлагаемого устройства, принято устройство, содержащее согласно [2] вертикальный резервуар с боковым, тангенциальным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком и трубопроводом со счетчиком-расходомером для отведения попутного газа, с нижним патрубком и трубопроводом со счетчиком-расходомером для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения (например, датчики давления, температуры, уровня раздела фаз и т.п.) продукции в полости резервуара, контроллер (так называемый блок управления и вычисления) с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также (предположительно) многопозиционный переключатель текучей среды со входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически, трубопроводом, сообщен с резервуаром посредством бокового, тангенциального корпусу резервуара патрубка, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически, трубопроводами, сообщен соответственно с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла, а нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости.

Устройство вполне работоспособно, но преимущественно на измерениях дебита с малой и средней продуктивностью скважин (до 100 тонн в сутки) при незначительном выделении растворенного попутного газа (заметим, что интенсивность процесса газоотделения зависит как от изначального газосодержания нефти, так и от величины падения давления в резервуаре и, естественно, от обводненности продукции скважины). Процесс измерения (или точнее вычисления) дебита всецело зависит от эффективности работы резервуара, снабженного внутри целым рядом конструктивных элементов, положения продукции в резервуаре и качества подготовки вычислительной базы в контроллере, причем наличие в резервуаре дополнительных конструктивных элементов существенно усложняет конструкцию и увеличивает гидропотери. Нелишне также указать, что в мерном резервуаре в состоянии покоя или слабого режима течения продукция скважины представляет собой достаточно сложную и нестабильную во времени систему жидкостей и газа по его высоте, а именно (сверху - вниз): попутный (свободный) газ - газонефтяная пена - безводная нефть - нефтеводяная эмульсия - водонефтяная эмульсия - пластовая вода, причем в зависимости от температуры, от физико-химических свойств компонентов этой системы и от ряда других факторов занимаемый ими объем (толщина каждого слоя) абсолютно произволен и сложен для приборного контроля, а отсутствие элементов контроля качества газоотделения увеличивает погрешности измерения продукции расходомерами-счетчиками. Отсюда следует, что основными недостатками известного устройства-прототипа являются недостаточные потребительские свойства при достаточно сложной и дорогостоящей технологии изготовления, настройке, эксплуатации и ремонте (очистке), требующие труда высококвалифицированного персонала.

Целью создания предлагаемого технического решения является повышение потребительских свойств известной конструкции путем более приемлемой (для первичного учета продукции скважины) компоновки и усовершенствования.

Поставленная цель достигается тем, что согласно описанию устройство-прототип, содержащее вертикальный резервуар с боковым, тангенциальным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком и трубопроводом со счетчиком-расходомером для отведения из него попутного газа, с нижним патрубком и трубопроводом со счетчиком-расходомером для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также (предположительно) многопозиционный переключатель текучей среды (продукции) с входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически, трубопроводом, сообщен с резервуаром посредством бокового, тангенциального корпусу резервуара патрубка, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически, трубопроводом, сообщен соответственно с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла, расходомеры-счетчики газа и жидкости, установленные, каждый, на соответствующем ему трубопроводе, а нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости, на трубопроводе отвода газа из резервуара установлен датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан, а боковой тангенциальный патрубок установлен на корпусе резервуара у перехода в нижнюю коническую его часть. Дополнительными отличительными признаками предлагаемого устройства является то, что отношение высоты Н_к конусной части резервуара к его диаметру D принимают из соотношения Н_к/D=1,5...2,0, высоту Н_ц цилиндрической части резервуара принимают равной его диаметру D.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами предполагает соответствие заявляемого объекта критериям "изобретения".

На фигурах 1-2 представлена схема устройства в целом, на фигурах 3-4 приведена предпочтительная форма вертикального резервуара, а на фигуре 5 ("а"-"ж") приведены другие возможные формы того же резервуара.

Устройство состоит из (фигура 1) вертикального резервуара 1 с тремя патрубками: боковым тангенциальным 2 для подачи в резервуар продукции скважины, верхним 3 для отведения выделяющегося свободного попутного газа, нижним 4 для сливания жидкости. Оно содержит также переключатель 5 скважин многоходовой (так называемый ПСМ), представляющий собой многопозиционный переключатель текучей среды. Этот переключатель имеет несколько входов по количеству подключаемых к предлагаемому устройству скважин и два выхода, один из которых трубопроводом 6 гидравлически сообщен с тангенциальным боковым патрубком 2, а другой выход трубопроводом 7 гидравлически сообщен соответственно с трубопроводом 8 отвода газа из резервуара через патрубок 3 и с трубопроводом 9 для сливания жидкости из резервуара через патрубок 4, при этом переключатель 5 обеспечивает по трубопроводу 6 подачу в резервуар продукции только одной из группы (подключенных к нему) скважин, а продукция остальных скважин из группы по трубопроводу 7 направляется в сборный коллектор нефтепромысла. Для обеспечения работы устройства в автономном (автоматическом) режиме оно содержит промышленный контроллер 10 с многоканальным (для информационных электрических сигналов датчиков) входом и управляющими выходами, один из последних линией 11 связан с электроприводом (отдельной позицией не показан) многопозиционного переключателя 5 и обеспечивает последнему штатное, по программе контроллера, поочередное подключение какой-либо нефтяной скважины (из группы) на измерение дебита. Для контроля и регулирования процесса разделения в резервуаре 1 продукции скважин на жидкую и газовую фазы на газовом трубопроводе 8 установлены датчик 12 наличия в газе капельной жидкости и электроуправляемый дросселирующий клапан 13, причем датчик 12 подключен на вход контроллера 10, а контроллер линией 14 связан с дросселирующим клапаном 13; кроме того, непосредственно для измерения производительности (дебита) скважин на трубопроводах 8 и 9 устройства установлены расходомер-счетчик 15 газа и расходомер-счетчик 16 жидкости соответственно. Вертикальный резервуар 1 выполнен цилиндрическим (как это изображено на фиг.1 и 3) с диаметром D с конусно сужающейся нижней частью размером (высотой) Н_к, причем конструктивно этот размер составляет 1,5...2,0 диаметра D резервуара, а размер Н_ц цилиндрической части последнего равен его диаметру. Боковой патрубок 2 для тангенциальной к полости резервуара подачи продукции размещен (установлен) на цилиндрической части последнего над переходом ее в конусно сужающуюся нижнюю часть, как это изображено на фигуре 1.

Данная форма и соотношения размеров резервуара наиболее предпочтительны технологически и установлены опытным путем, однако возможны и иные формы его исполнения (некоторые из них приведены на фигуре 5, см. вариации от "а" до "ж"); при этом основными требованиями к конкретному исполнению резервуара должны быть необходимый объем для обеспечения расчетной величины кинетической энергии гидромаховика, превышающей на порядки импульсы гидравлической энергии от неравномерно поступающей в резервуар продукции скважин, и технологически обоснованное расположение подводящего и отводящих патрубков на этом резервуаре.

Отметим к тому же, что для большей адаптивности устройства к условиям эксплуатации оно может быть снабжено дополнительно однотипными датчиками давления (датчики на фигуре 1 не показаны, но точками А, В и С обозначены места их установки на патрубках 2, 3 и 4 резервуара, а их связи с контроллером 10 обозначены штриховыми линиями). Несложно вычислить при конкретных размерах вертикального резервуара и бокового тангенциального патрубка (зная величину расхода) линейную скорость поступления продукции в резервуар и (с учетом вязкости продукции) окружную и угловую скорости вращающейся жидкости, а по информации с датчиков давления на патрубках 2, 3 и 4 резервуара определить дополнительное количество газа, выделяющегося (к свободному газу, уже имеющемуся в поступающей продукции) в резервуаре и сверить полученную расчетом величину с показаниями расходомера-счетчика газа. К сведению, отметим, что изначальное газосодержание (так называемый газовый фактор) нефти в условиях залегания продуктивного пласта есть величина постоянная и при снижении давления (в процессе извлечения продукции на поверхность) от пластового значения до значения давления на входе в боковой тангенциальный патрубок 2 (точка А) резервуара количество свободного газа известно по так называемой "кривой разгазирования", которая выполняется обычно в координатах "давление - количество свободного газа", поэтому не составляет сложности с приемлемой для практики точностью определить и степень обводненности продукции, учитывая, что попутный нефтяной газ практически нерастворим в высокоминерализованной пластовой воде.

Устройство работает следующим образом. Объединенную территориально группу нефтяных скважин подключают к многопозиционному переключателю 5 текучей среды (продукции), при этом контроллеру 10 изначально задают программу управления приводом переключателя по очередности постановки конкретной скважины на измерение дебита. Далее процесс измерения дебитов всех скважин аналогичен уже существующей технологии, то есть продукция одной из группы скважин по трубопроводу 6 поступает в вертикальный резервуар 1 через боковой патрубок 2. Поскольку этот патрубок тангенциален корпусу резервуара, то продукция скважины получает в его полости вращательное движение вдоль стенки, причем тем более интенсивное, чем выше линейная скорость подачи продукции через патрубок 2. По прошествии некоторого времени возникает так называемое динамическое равновесное состояние компонентов продукции между входом резервуара (патрубок 2) и его выходами (патрубок 3 для газа и патрубок 4 для жидкости), при этом оба расходомера-счетчика 15 и 16 начинают показывать практически стабильные величины расходов газа и жидкости соответственно. Это обусловлено тем, что продукция скважины даже при самом неблагоприятном пробковом режиме течения ее в выкидной линии скважины и в момент поступления ее в устройство измерения дебита, то есть в резервуар, поступает под вращающуюся массу жидкости и за счет весьма существенной разности плотностей разделяется на жидкую и газовую фазы. К вышеизложенному отметим, что датчик 12 наличия жидкости в газе работает в устройстве по известному принципу, то есть вырабатывает сигнал о несоответствии (уменьшении) прозрачности газа заранее заданной штатной уставке, сообщающий контроллеру 10 о том, что в отводимом через трубопровод 8 газе происходит унос взвешенной мелкодисперсной капельной жидкости. По этому сигналу контроллер 10 управляет проходным сечением дроссельного клапана 13.

Пример конкретной реализации.

Исходные данные (условно):

- дебит скважины (Q)- 100 м³ /сутки, или

- 4,166(6) м³/час;

- 0,0694 м³/мин;

- 0,0012 м³/с (1,2 литра/сек);

- диаметр (D) резервуара - 0,4 м;

- высота (Н _ц) цилиндрической части резервуара равна D - 0,4 м;

- высота конической части резервуара (Н_к)=1,5D=0,6 м;

- диаметр канала тангенциального патрубка (d_п ) - 0,02 м;

Отсюда следует:

- сечение канала тангенциального патрубка - 0,0003 м²;

- линейная скорость потока на входе в резервуар 4 м/с;

- длина окружности полости резервуара=1,256 м;

- скорость вращения жидкости в резервуаре - 3,18 сек^-1 или 191 об/мин;

- полный объем полости резервуара - 0,084 м³;

- время полной смены жидкости в резервуаре - 70 секунд;

- за 1 час контроля работы скважины объем продукции в резервуаре сменится (транзитом) - 51,4 раза.

Этот расчет приведен без поправки на вязкость продукции, так как фактически интенсивность вращения жидкости в резервуаре будет несколько ниже, но эффект "гидромаховика" остается в любом случае, обеспечивая равномерную подачу продукции на расходомеры-счетчики раздельно по фазам.

Как выяснилось в ходе сравнительных и экспериментальных работ, заявляемое устройство, как совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных), обеспечивает требуемый технический результат при использовании, соответствует критериям "изобретения" по сущности технического решения при сравнении его с современным (известным) устройством-прототипом, запущенным в производство, и с потребительскими свойствами последнего, в связи с чем предлагается к защите соответствующим охранным документом (патентом) РФ.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М.: Недра, 1990, с.402-411.

2. RU 2191262 С1, МПК⁷ Е 21 В 47/10, приоритет 15.10.2001, прототип.