RU115824U1

RU115824U1 - DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS

Info

Publication number: RU115824U1
Application number: RU2011141420/03U
Authority: RU
Inventors: Генрих Саакович Абрамов; Алексей Васильевич Барычев; Михаил Иванович Зимин; Игорь Николаевич Исаченко
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА")
Priority date: 2011-10-12
Filing date: 2011-10-12
Publication date: 2012-05-10

Abstract

Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее групповую замерную установку, выход которой подсоединен к промежуточному трубопроводу-коллектору, отличающееся тем, что второй стороной трубопровод-коллектор подсоединен к боковому патрубку дополнительного вертикального резервуара-сепаратора, верхний и нижний патрубки которого соединены с дополнительными трубопроводами отведения попутного газа и жидкости, на которых соответственно 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. A device for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a group metering unit, the outlet of which is connected to an intermediate pipeline-collector, characterized in that the second side of the pipeline-collector is connected to the side branch pipe of an additional vertical tank-separator, the upper and lower branch pipes of which are connected to additional pipelines discharge of associated gas and liquid, on which, respectively, converters of a volumetric flow meter-gas meter and a mass flow meter-liquid meter are additionally installed, and the second ends of additional pipelines for discharge of associated gas and liquid drain are connected through a check valve to the oil-gathering manifold.

Description

Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities.

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.To determine the flow rate parameters of the production of a group of oil wells, separation and separation measuring devices are used [1]. Separating devices for measuring component flow rates (oil + gas + water) are the most common in the world, and they are implemented according to the classical schemes of three-phase or two-phase flow meters of oil wells.

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].Widespread, especially in recent times, have been obtained by measuring component-wise flow rates of oil wells with a vertical metering separator tank using the hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil and gas wells [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».The devices measure the well flow rate by recalculating the difference in hydrostatic pressure at the installation sites of the upper and lower level sensors in the separator using predetermined constants (such as oil density, formation water density, cross-sectional area of the separator) and filling time of the measured calibrated volume of the separator. A specific well is connected to devices for flow rate measurement by a well switch (PSM) according to a program specified by a microprocessor. The calibrated volumetric volume of the separator is limited by the sensors of the lower and upper levels, and the measurement and calculation of the flow rate of liquid and gas is provided by the microprocessor based on the information signals of the sensors during operation of the separator in the "filling-emptying" mode.

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:The devices are convenient in operation and fully provide component-wise (liquid, gas) measurement of oil production rates. However, the above devices have a number of significant drawbacks, the main of which are the following:

1. циклический режим измерения;1. cyclic measurement mode;

2. наличие в устройствах сложных (в конструктивном плане и изготовлении) многоходовых переключателей скважин ПСМ.2. the presence in the devices of complex (in terms of design and manufacturing) multi-pass switch wells PSM.

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.The cyclic mode of measuring the flow rate of wells initially assumes the presence of a methodological error due to the temporal discretization of the parameter, in our case, the flow rate for liquid or gas. Naturally, this error becomes the greater, the less stable the flow rate of the well will be, which for the latter is quite natural due to one or another way of delivering products to the surface.

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.PSM well switch [1 (p. 11)] is also a source of additional uncertainty when measuring the flow rate of a particular well, when due to overflows the products of the wells from the group of wells are added to the measured production connected to the measurement well.

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.A disadvantage is the fact that with such an organization (cyclical) of the process of measuring the flow rate of a group of oil wells, when one well is measured and the remaining wells give production directly to the oil reservoir, the technical state of the wells free of measurements is lost. In practice, for example, with the number of wells connected to a group metering unit equal to eight, the eighth well will be connected to measure its flow rate (approximately) after 24 hours.

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.Ultimately, discrete measurements of the flow rates of individual wells judge, for example, the daily flow rate of a group of wells. Of course, this assessment is not commercial, nevertheless, it characterizes to some extent the activity of the oil field and therefore constantly requires close attention to itself in terms of reducing its (estimation) of uncertainty.

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.Closest to the claimed technical solution is a prototype solution in the form of a device [6] for measuring oil flow rate, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining the liquid , a temperature sensor in a measured tank-separator, two level sensor (liquid) for limiting the bottom and top, respectively, of the measured calibrated part (in volume units) of the tank about its height, one same, but intermediate, placed between them, a signaling device, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of the measuring tank and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller with multi-channel, by the number sensors, an input for introducing into it the electrical information signals of these sensors and a control output, a product supply pipeline, a gas discharge pipe and a liquid phase discharge pipe, respectively controlled the controller has a three-way valve, the inputs of which are connected to the associated gas discharge and fluid drainage pipelines, respectively, and its outlet through the check valve is connected to the flow line from the well, is additionally equipped with gas and liquid phase flow meters, the converters of which are installed respectively in the associated gas discharge and liquid discharge pipelines phase, and a hygrometer, the converter of which is installed in the pipeline for draining the liquid phase, and the information outputs of the flow meters, gas meters and liquid ase and moisture are connected to the multichannel input controller.

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:The presence in the device for measuring the flow rate of oil wells of additional flow meters, counters of the liquid phase and gas allowed to create a device for measuring the flow rate of oil wells with increased functionality. Note the most significant of them:

- повышение надежности измерения за счет его дублирования;- improving the reliability of the measurement due to its duplication;

- 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.- the possibility of continuous adjustment (refinement) of the algorithm for measuring the component composition of well production by comparing the measurement results using the hydrostatic method and directly flow meters, liquid and gas meters and a moisture meter.

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.However, firstly, this device (prototype) is not free from the disadvantages inherent in devices for measuring flow rates, which include a group metering unit with a cyclic survey of wells and described above. Secondly, if it is connected to a group of wells, the production rates of which will be very different from each other, flow meters and counters installed in parallel to cover the entire range of measurements of estimated costs may be required in the measuring lines for the flow of liquid and gas. Naturally, such a solution complicates both the design of the device and its software.

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.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to expand the functionality of the device to provide the known technical solution with higher consumer properties, namely: optimization of the structural diagram of the device, in which it is possible to combine cyclic measurements of the flow rates of each well from a group of wells, connected to the metering unit, with continuous measurements of the total flow rate of a group of wells.

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.As shown by bench and industrial tests of the claimed device and operating experience of the prototype device, the goal (technical result) is achieved by the fact that in the device for measuring the flow rate of a group of oil wells containing a group metering unit, the output of which is connected to an intermediate manifold pipeline, the second side the intermediate manifold pipe is connected to the side pipe of an additional vertical separator tank, and the upper and lower nozzles of the separator tank are connected to the associated gas and liquid discharge pipelines, on which the transducers of the volumetric gas flow meter-gas meter and the mass flow meter-liquid meter are additionally installed, and the second ends of the additional associated gas drainage and liquid drain pipelines are connected through a non-return valve to the oil collector.

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».The required technical result is ensured by the presence of the essential features (characterizing the proposed design of the device for measuring the flow rate of a group of oil wells) of the above distinctive features, and the failure to find equivalent technical solutions with the same properties of undoubted industrial applicability in public sources of patent and technical information implies that the claimed object meets the criteria " utility model. "

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.A device for measuring the flow rate of a group of oil wells (see the figure) contains a group measuring unit 1, the input of which through a well switch PSM (not shown in the figure) is connected to each well (from a group of wells), and the output of the group measuring unit 2 is connected to the input of the intermediate pipeline -collector 3, which, in turn, is connected through a pipe 4 to a vertical separator tank 5 equipped with a droplet eliminator filter and level control (not shown in the figure). The outputs of the vertical separator tank 5 (upper and lower nozzles 6 and 7), respectively, for gas and liquid, through pipelines for associated gas and liquid (8 and 9) and mounted on them, respectively, the transducers of the volumetric gas meter 10 and mass a liquid flow meter-counter 11, a non-return valve 12 are connected to the oil collector.

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.The device operates as follows. Denote the number of wells in the group by the letter n. Let n = 8. Software, using the PSM well switch (not shown in the figure), the first well is connected to the input of the group measuring unit 1. The production of the remaining 7 wells directly from output 2 goes to the input of the intermediate manifold 3 and from its output to the input pipe 4 of the vertical separator tank 5, equipped with a drop filter and level control (not shown in the figure). From the outlet of the upper and lower pipes (6 and 7) of the vertical separator tank 5, the products are separated in phases (gas and liquid) through associated gas and liquid discharge pipelines 8 and 9, on which, respectively, are installed transducers of a volumetric gas flow meter 10 and a mass flow meter-liquid counter 11, enters through the non-return valve 12 into the oil collector. Thus, the transducers of the flow meters 10 and 11 carry out continuous monitoring (measurement) of the integrated flow rate of a group of wells for gas and liquid. Next, also next software, the next well is connected to measure the production rate, and the products of the remaining 7 wells and the products of the measured well are fed to the inlet of the intermediate manifold 3 and then through the vertical separator 5, pipelines 8 and 9, converters 10 and 11 and check valve 12 - in the oil collector.

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.Such a structure of a device for measuring the flow rate of a group of oil wells, which includes a classic version of a group metering unit 1, supplemented by a separator tank 5 and converters of a volumetric flow meter-counter 8 and a mass flowmeter-meter 9, will more accurately measure the integral production rate of a group of wells due to continuous measurements. At the same time, continuous monitoring (measurement) of the integrated flow rate of a group of wells will allow for operational monitoring of the technical condition of the wells being operated. For example, a sharp decrease in the integral production rate may be more likely to indicate the failure of one of the wells than the average production rate determined from discrete readings.

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.The set of essential features (including distinguishing ones) of the claimed device for measuring the flow rate of a group of oil wells ensures the achievement of the required technical result, meets the criteria of the "utility model" and is subject to protection by a title of protection of the Russian Federation in accordance with the request of the applicant.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ:SOURCES OF INFORMATION TAKEN INTO ACCOUNT WHEN DRAWING OUT THIS APPLICATION:

1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4 - p. 7-18.

2. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).2. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical flow measurement in industry. - M.: VNIIOENG, 2000 .-- 472 p. (p. 80-88).

3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).3. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M. VNIIOENG, 2002 .-- 460 p. (p. 378-385).

4. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9. - с.8-15.4. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. - M.: VNIIOENG OJSC, 2004. - No. 9. - p. 8-15.

5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, №1-2 с.16-18.5. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. M, OJSC "VNIIOENG", 2001, No. 1-2 p.16-18.

6. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).6. RF, description of the utility model according to patent No. 77348, IPC ЕВВ 47/10, priority 11.06.2008 (prototype).

Claims

A device for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a group metering unit, the outlet of which is connected to an intermediate manifold pipe, characterized in that the second side of the manifold pipe is connected to the side pipe of an additional vertical separator tank, the upper and lower pipes of which are connected to additional pipelines associated gas and liquid discharges, on which respectively transducers of a volumetric flow meter-gas meter are additionally installed, and mass flow meter-liquid counter, and the second ends of the additional pipelines for associated gas removal and fluid drain are connected through a non-return valve to the oil collector.