Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин

Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано для первичного учета продукции, то есть в области измерения и контроля дебита на объектах нефтедобычи. Устройство (У) содержит вертикальный мерный резервуар-сепаратор с патрубками для подачи в него продукции скважины, отвода из него выделяющегося попутного газа и слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений, датчик избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора и контроллер. Содержит также трехходовой кран и переключатель скважин, управляемые контроллером. Новизна У характеризуется наличием на трубопроводе слива жидкости двух штуцеров для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа в смеси и задвижки между штуцерами. Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства при их реализации по сравнению с уже известными техническими решениями. 1 н.п.ф., 1 з.п.ф., 1 ил.

Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована 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.

Известны [1-3] автоматизированные групповые измерительные установки, в которых измерение дебита жидкой фазы осуществляется взвешиванием весами (например, тензометрическими) измерительной емкости вместе с жидкостью (нефтеводяная смесь). Поскольку при этом из емкости предварительно удаляется попутный нефтяной газ, то по результату взвешивания измерительной емкости вместе с жидкостью и по известному времени наполнения жидкостью этой емкости, контроллер выдает результат измерения дебита подключаемой на измерение скважины в массовых единицах расхода - т/сут. В дальнейшем по известным значениям плотностей нефти и воды (результат лабораторного анализа) и по измеренному влагомером процентному содержанию воды в нефти, введенным в контроллер в виде уставок, определяются дебиты (в массовых единицах расхода) по нефти и по воде. Измерения суточного объема газа выполняются с помощью объемных (тахометрических или вихревых) счетчиков газа [1-3]. К недостаткам установок, реализующих способ массовых измерений дебита нефтяных скважин непосредственно взвешиванием измерительных калиброванных емкостей с водонефтяной смесью относится приборная

перенасыщенность и использование в качестве измерителя влагосодержания в нефти диэлькометрических влагомеров, не обеспечивающих достаточную точность измерения в широком диапазоне изменения влагосодержания (от 0 до 98%) в нефтях различной сортности. Кроме того, после сепарации в измерительной емкости с жидкостью (смесь), в силу различных обстоятельств (например, некачественной сепарации) всегда присутствует неучтенный свободный газ в виде мелкодисперсной структуры, который занимает вполне определенный объем [4] измерительной калиброванной емкости и который в данной установке воспринимается как жидкость. В данном устройстве этот факт никак не учитывается.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является устройство для измерения дебита нефтяных скважин [5], реализующее гидростатический способ взвешивания столба жидкости и содержащее вертикальный мерный цилиндрический резервуар-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 жидкостных линий, обратный клапан, установленный на жидкостной линии.

Устройство измеряет дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня на 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 V_к сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости (нефти и воде) обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме

«наполнение-опорожнение». Расход газа в таких устройствах определяется объемным способом, путем замещения известного объема калиброванной емкости в процессе вытеснения из нее жидкой фазы в коллектор.

При всех достоинствах устройства-прототипа (простота конструктивных схем и приборного оснащения, приемлемая соответственно для заказчика цена) существенный недостаток его состоит в отсутствии схемных и следовательно программных решений по корректировке результата измерения дебита нефтяных скважин при наличии в измерительной емкости, заполненной водонефтяной смесью, неконтролируемого и неотсепарированного свободного газа, что в результате дает значительную погрешность в определении дебита нефти в массовых единицах измерения (с учетом того, что объем свободного газа V_г в объеме измерительной емкости V_см может изменяться для различных скважин в пределах от 1 до 10%).

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: в придании ему функции корректировки результата измерения в зависимости от доли К наличия свободного газа в измерительной емкости V_см.

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-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре-сепараторе, датчик

избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отвода попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, дополнительно снабжено на трубопроводе слива жидкости двумя штуцерами для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка, причем расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами и несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».

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

Устройство (см. фигуру) состоит из вертикального мерного резервуара 1 с подводящим патрубком 2 и отводящим газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит датчик 5 температуры, датчики-сигнализаторы уровня 6 и 7 минимально и максимально допустимого в резервуаре уровня жидкости, ограничивающие по высоте Н резервуара, снизу

и сверху, мерную калиброванную его часть, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 8, датчик 9 для измерения величины гидростатического давления столба жидкости в мерной части резервуара, датчик 10 для измерения величины избыточного давления в верхней, заполненной газом, части резервуара, а также контроллер 11 с многоканальным входом 12 для электрических информационных сигналов всех датчиков и управляющими выходами 13 и 14, трубопроводы 15, 16 и 17 для подачи в резервуар продукции, отвода газа и слива жидкой фазы соответственно, электроуправляемые контроллером трехходовой кран 18 и переключатель скважин 20, обратный клапан 19. На трубопроводе слива жидкости 17 установлены два штуцера 21 и 22 для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка 23.

Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 11, то есть программным путем, через переключатель скважин 20 производится поочередное подключение подсоединенных к нему нефтяных скважин на замер дебита.

Продукция одной из скважин через переключатель скважин 20 и трубопровод 15 подачи продукции, который может быть оснащен узлом для предварительного отбора газа (на чертеже не показан), поступает в мерный резервуар-сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 18 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в мерном резервуаре 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.

При достижении уровня У_min контроллер, по сигналу датчика 6, фиксирует значение гидростатического давления P ₁ столба жидкости в емкости по величине тока I ₁ разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t₁.

При достижении уровня жидкости У_mах контроллер, по сигналу датчиков 7 или 8 (определяется программой), фиксирует время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р₂ по значению выходного тока I₂.

После окончания процесса наполнения полости мерного резервуара от уровня У_min до уровня У_mах (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 18 по команде с контроллера переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерного резервуара сжатым газом, имеющимся в его мерной части. При этом скважина от мерного резервуара отсечена переключателем по команде контроллера.

Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерном резервуаре 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.

Для двухкомпонентной смеси (нефть + вода) при К=0 справедливо следующее выражение

где М_н - масса нефти; _н, _в, _см - плотности соответственно нефти, воды, смеси; V_см - объем смеси (нефть + вода).

Реально, как мы показали ранее, часть объема измерительной емкости V_см занимает свободный неотсепарированный газ V_г, который можно учесть в формуле (1) следующим образом. С появлением в смеси объема V _г уменьшается объем нефти V_н в смеси, следовательно можно записать

где К - доля объема свободного газа в нефти.

С учетом появления в калиброванном объеме V _см объема свободного

газа V_г с плотностью _г можно записать

где V_н и V _в - объемы соответственно нефти и воды.

Из формулы (3) определим V_в

В формуле (3) перейдем от объемных представлений к массовым, в результате получим

Запишем формулу (5) в виде

где ; ; ; .

В силу малости М_г, можно записать:

Решая совместно уравнения (4), (5) и (8), получим формулу для расчета уточненного значения массы нефти в измерительной емкости

Для практического использования формулы (9) в реальных условиях в устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин необходимо ввести датчик измерения свободного газа, который можно установить или в измерительной емкости, или на ее выходе при сливе жидкости в линию коллектора. На наш взгляд, существует еще один путь, более доступный и оправданный. По своей сути параметр К (доля свободного газа в объеме V _н) представляет собой некую постоянную, которая характеризует способ измерения и устройство, его реализующее, меру газосодержания продукции конкретной скважины, рабочее давление и температуру в измерительной емкости, процентное соотношение компонентов продукции конкретной измеряемой скважины (нефть + вода + газ). Всегда имеется возможность, в нашем случае, определить численное значение К (многократными измерениями) каждой скважины с помощью приборов для измерения объемного содержания свободного газа в нефти методом отбора проб [4, 6].

Полученные значения К заносятся в виде уставок в контроллер, который, используя формулу (9), выдает уточненное значение М_н. Для отбора проб на трубопроводе 17 слива жидкости предусмотрены штуцеры 21, 22 и задвижка 23. Расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа. Естественно предположить, что в результате длительной эксплуатации скважин численное значение К может уточняться.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита 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. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОНГ. - 2002. - 460 с. (368-373).

3. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-180-300А», 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000.

4. Журнал «Мир измерений». - М. 2006 - №11. - с.92.

5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2001. - №1-2. - с.16-18, прототип.

6. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. МИ 2575-2000. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

1. Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре-сепараторе, датчик избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отвода попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, отличающееся тем, что на трубопроводе слива жидкости установлены два штуцера для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка.

2. Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа.