устройство для измерения дебита нефтяных скважин

Формула изобретения

1. Устройство 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, отличающееся тем, что в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что в трубопроводе сливания жидкости дополнительно установлен преобразователь влагомера, информационный выход которого также подключен к многоканальному входу контроллера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.

Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) 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.

В свою очередь сепарационные устройства конструктивно и функционально подразделяются на два вида:

- измерители покомпонентного расхода с горизонтальным гидроциклонным сепаратором;

- измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.) [2]. Принцип действия таких установок можно рассмотреть на примере работы установки «Спутник-А». Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, каждому положению которого соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор горизонтального типа, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматики (БМА) регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер.

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.

Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации. Опыт эксплуатации позволил выявить недостатки установок с горизонтальным газосепаратором, основными из которых являются:

- невозможность точной настройки механического (поплавкового) регулятора уровня, управляющего заслонкой на газовой линии, при измерении расхода продукции скважин с различными газовыми факторами, в результате чего повышается погрешность измерения [3];

- при больших дебитах и газовых факторах создается высокое динамическое избыточное давление в сепараторе, в результате чего процесс вытеснения происходит скачкообразно, что не соответствует условиям тарировки счетчика-расходомера и соответственно повышает погрешность измерения и увеличивает вероятность выхода его из строя;

- при измерении дебита малодебитных скважин с низкими газовыми факторами режим работы установок меняется и переходит из импульсного в плавный режим, в результате чего накопление избыточного давления в сепараторе становится настолько малым, что вытеснение жидкости через счетчик идет в темпе, при котором измерения происходят в зоне нечувствительности прибора.

В последнее время все большее распространение получают измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [4-7].

Известно устройство [8] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор, датчики давления, температуры, нижнего и верхнего уровней, газовую, впускную (для подачи продукции) и выпускную жидкостные линии, микропроцессор, переключатель для поочередного подключения к сборному коллектору выпускных газовой и жидкостной линий, обратный клапан и насос, установленный на жидкостной линии.

Устройство измеряет 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 устройству на замер дебита производится переключателем скважин 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».

Устройство удобно в эксплуатации и вполне обеспечивает покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако это устройство недостаточно адаптивно к условиям работы на вводимых в эксплуатацию месторождениях со значительным количеством одиночных скважин, удаленных от автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС) и/или не подключаемых к ней по той или иной причине. Отметим к тому же, что поскольку калиброванный мерный объем, ограниченный по высоте сепаратора двумя датчиками уровня (поочередно заполняемый при замерах жидкостью как высокодебитных, так и малодебитных скважин) неизменен, затрачивается неоправданно много времени на измерение дебита малодебитных скважин и для них было бы целесообразнее установить и использовать меньший мерный объем сепаратора.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение - прототип в виде устройства [9] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с патрубками для подсоединения трубопроводов, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа, трубопровод сливания жидкости, узел предварительного отбора газа на трубопроводе подачи в сепаратор продукции скважины, кран трехходовой с электроприводом, три указателя-сигнализатора уровня жидкости, установленные по высоте мерного объема сепаратора, электрический датчик температуры, электрический датчик давления, электрический датчик перепада давления, а также контроллер для управления приводом трехходового крана и для вычисления дебита с соответствующим программным обеспечением.

Принцип работы устройства аналогичен принципу работы вышеописанного устройства-аналога, но в отличие от него в устройстве-прототипе установлены три датчика-указателя уровня для деления мерного калиброванного объема сепаратора на, как минимум, два объема сепаратора -один объем заключен между крайними (по высоте резервуара) датчиками, а, например, второй объем заключен между нижним и промежуточным датчиками уровней, причем наименьший из этих объемов предназначен для измерения дебита малопродуктивных нефтяных скважин. Устройство-прототип более прогрессивно, чем устройство-аналог вследствие его большей адаптивности к работе со скважинами разной производительности.

Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, причины которого заложены в цикличности измерения, раздельного во времени, дебита (по массе) жидкости и дебита (по объему) газа. Резюмируя, можно сказать, что, когда измеряется дебит скважины по жидкости, дебит скважины по газу не измеряется и, наоборот, когда измеряется дебит скважины по газу, дебит скважины по жидкости не измеряется.

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно совмещение во времени процесса измерения дебитов продукции скважин по жидкостной и газовой фазам.

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее согласно прототипу 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 вазы, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера.

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 изобретения.

На чертеже приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин.

Устройство состоит из вертикального мерного резервуара 1 с боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком 4 для слива жидкости. Содержит датчик 5 температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики-сигнализаторы 6 и 7 уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор 8, датчики давления 9 и 10 для измерения давления в верхней полости мерного резервуара, заполненной газом, и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер 11 с многоканальным, по количеству датчиков, входом 12 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 13, трубопровод 14 подачи продукции, трубопровод 15 отведения попутного газа и трубопровод 16 сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером 11 трехходовой кран 17, входы которого «а» и «б» соединены с трубопроводами 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход «в» через обратный клапан 18 соединен с выкидным трубопроводом 19. На трубопроводах 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи 20 и 21 расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. В трубопроводе 16 сливания жидкости дополнительно установлен преобразователь 22 влагомера, информационный выход которого также подключен к многоканальному входу контроллера.

Устройство работает следующим образом. По ранее известной (по результатам испытаний на продуктивность) производительности для конкретной скважины устанавливают (задают) наиболее приемлемое, соответствующее ее ожидаемому дебиту наполнение мерного резервуара жидкостью, то есть задействуют, соответственно, конкретную часть калиброванного мерного объема V, исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени t_ц. Выход «в» крана 17 при подготовке устройства к работе соединяют временным трубопроводом (отдельной позицией не показан) с выкидной линией скважины через обратный клапан 18, а продукция скважины через трубопровод 14 подачи продукции, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на чертеже изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар 1, где происходит ее частичное, обусловленное величиной депрессии между входом и выходом устройства, разгазирование. Трехходовой электроуправляемый кран 17 находится в положении, при котором открыты вход «б» крана и его выход «в». Попутный газ, расход которого измеряется расходомером-счетчиком 20, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре 1 через трубопровод отведения газа 15, преобразователь расходомера-счетчика 20 газа, вход «б» крана и его выход «в» направляется обратно в выкидную линию скважины, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара заданного объема.

При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 11 по сигналу датчика-сигнализатора 6 включает таймер контроллера и начинается отсчет времени измерения, то есть контролируется и учитывается продолжительность наполнения жидкостью соответствующей мерной части резервуара от одного уровня до другого, а гидростатическое давление столба жидкости определяется по значению выходного тока I₁ датчика 10 давления.

При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8) фиксирует время t_ц измерения и гидростатическое давление столба жидкости P₂ по значению выходного тока I₂ датчика 10 давления. Затем по известному алгоритму [5, 6] контроллер вычисляет массовый расход жидкой фазы.

Таким образом, процессы измерения расхода и по жидкости, и по газу совмещены во времени.

Влагомер, установленный на трубопроводе 16, измеряет процентное или количественное содержание воды в продукции скважины. Вместе с тем отметим, что в контроллер 11 заложена программа, алгоритм которой дан в работе [6][, обеспечивающая вычисление массового расхода воды как наиболее представительной компоненты нефтеводяной смеси. Тем не менее, наличие дополнительной информации, получаемой с помощью влагомера, как показывает практика, значительно повышает надежность измерения дебита продукции нефтяных скважин устройства в целом.

После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 17 по команде с контроллера 11 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара сжатым газом, имеющимся в его верхней части, и через вход «а» и выход «в» крана 17 поступает в выкидную линию скважины. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор. Одновременно с измерением объемного расхода газа по алгоритму, данному в работах [5, 6], расходомер-счетчик 21 жидкости, преобразователь которого установлен на трубопроводе 16, измеряет расход жидкой фазы, вытесняемой газом из мерного резервуара, то есть процессы измерения расхода и по газу, и по жидкости совмещены во времени.

Обратный клапан 18 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.

Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара в величину дебита скважины контроллер 11 осуществляет по общеизвестным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр ЭВМ № № 990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.

Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа и влагомера, естественно, увеличит отпускную цену изделия, но, во-первых, общая стоимость расходомеров и влагомера на несколько порядков меньше стоимости устройства в целом, а, во-вторых, применение указанного конструктивного решения позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:

- увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет совмещения во времени процессов измерения жидкой и газовой фаз в одном цикле измерения;

- 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, что в конечном итоге может привести к созданию адаптивного (самонастраивающегося) алгоритма в структуре предложенного конструктивного решения устройства.

- повышение достоверности в определении массы товарной нефти по результатам измерения на скважине [10] за счет повышения точности измерения массового расхода сырой нефти устройствами с предложенным нами конструктивным решением.

Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство предназначено, преимущественно, для размещения на каком-либо транспортном шасси, то есть изготавливается в мобильном варианте, но может быть применено и в стационарных групповых замерных установках (ГЗУ) как вертикального типа, так и горизонтального.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям изобретения 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.17-18.

2. Справочник по добыче нефти / В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с. (стр.259-263).

3. Авторское свидетельство СССР № 956757, кл. Е21В 43/00.

4. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).

5. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).

6. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 9. - с.8-15.

7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - № 4. - с.4-18.

8. РФ, описание полезной модели по свидетельству № 9478, МПК⁶ Е21В 47/10, приоритет 17.03.97 г.

9. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, № 1, с.16-18, прототип

10. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - № 12. - с.2-5.