RU2745941C1 - Установка мониторинга эксплуатации скважин - Google Patents
Установка мониторинга эксплуатации скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2745941C1 RU2745941C1 RU2020126044A RU2020126044A RU2745941C1 RU 2745941 C1 RU2745941 C1 RU 2745941C1 RU 2020126044 A RU2020126044 A RU 2020126044A RU 2020126044 A RU2020126044 A RU 2020126044A RU 2745941 C1 RU2745941 C1 RU 2745941C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow
- flow rate
- liquid mixture
- liquid
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/08—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by measuring buoyant force of solid materials by weighing both in air and in a liquid
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию объектов нефтедобычи и может быть использовано для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа. Установка для определения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, содержащая по меньшей мере один переключатель 3 потока продукции скважины, один выходной патрубок которого соединен с линией замера, а другой - с выкидной линией 19. Линия замера включает средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси, которые представляют собой последовательно установленные модуль 6 измерения расхода и модуль 7 измерения свободного газа, включающий установленные на разной глубине погружения датчики 24 плотности газожидкостной смеси, каждый из которых включает поплавок 26, соединенный со штоком 27, воздействующим на тензопреобразователь 28, соединенный с измерительным блоком 29. Технический результат - создание бессепарационной установки для измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, в которой не используются источники радиоактивного излучения, не требуется корректировка показаний при изменениях свойств жидкости. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию объектов нефтедобычи и может быть использовано для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, контроля над работой скважины по наличию подачи жидкости, а также блокировки скважин при возникновении аварийных ситуаций.
Известны устройства для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) - бессепарационные и сепарационные измерительные устройства. 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.
Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации (см., например, SU 956757, RU 126757 U).
Опыт эксплуатации, позволил выявить недостатки установок с газосепаратором, основным из которых является необходимость сложной системы предварительной подготовки добываемого флюида за счет применения сепаратора гидростатического и другого типа, которое приводит к удорожанию изделия, снижения оперативности и точности получения необходимой информации и снижению применимости устройства для мониторинга скважин с теми или иными осложнениями, в том числе с высоким газосодержанием, высокой вязкостью, большим количеством механических примесей и.т.п.
Указанных недостатков лишены бессепарационные установки для измерения дебита нефтяных скважин, в которых использованы многофазные расходомеры (см., например, RU 2482265, RU 2571162, RU 2577257).
Наиболее близкой к предложенной является система для измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин, содержащая многофазный расходомер, включающий в себя датчик давления, клапанный блок, размещенный между каждой отдельной нефтяной скважиной и многофазным расходомером и обеспечивающий включение и выключение подачи флюида от одной выбранной скважины к многофазному расходомеру и средство индивидуальной калибровки датчика давления для каждой отдельной скважины для повышения точности измерения дебита (RU 2571162 C2, 20.12.2015). Многофазный расходомер включает в себя датчик дифференциального давления, трубку Вентури и двухэнергетический измеритель фракций (в частности гамма-плотномер), установленный в средней части или на горловине трубки Вентури. Перепад Δp давления на трубке Вентури связан с общим массовым дебитом Q и плотностью ρm многофазного флюида уравнением, известным в области многофазных расходомеров. Плотность ρm многофазной смеси определяется с использованием гамма-плотномера, обеспечивающего измерение затухания гамма-излучения при помощи источника и приемника излучения, размещенных на противоположных сторонах горловины трубки Вентури. Многофазный расходомер в результате использования двухэнергетического измерителя фракций кроме измерения общего дебита флюида позволяет определить массовую или объемную долю каждой фазы многофазного флюида. Данное техническое решение принято за прототип.
Недостатком известной системы является использование источника радиоактивного гамма-излучения для измерения плотности флюида, что требует затрат на содержание и техобслуживание. Кроме того, при использовании гамма-плотномера требуется корректировка показаний при изменении свойств жидкости.
Техническая проблема, решаемая изобретением, заключается в создании бессепарационной установки для измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, в которой не используются источники радиоактивного излучения, не требуется корректировка показаний при изменениях свойств жидкости.
Техническая проблема решается установкой для определения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, содержащей по меньшей мере один переключатель потока продукции скважины, один выходной патрубок которого соединен с линией замера, а другой – с выкидной линией, при этом линия замера включает средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси, при этом, согласно изобретению, средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси представляют собой последовательно установленные модуль измерения расхода и модуль измерения свободного газа, включающий установленные на разной глубине погружения датчики плотности газожидкостной смеси, каждый из которых включает поплавок, соединенный со штоком, воздействующим на тензопреобразователь, соединенный с измерительным блоком.
Кроме того, датчики плотности газожидкостной смеси расположены в проточной расширительной камере.
Кроме того, поплавок, соединенный со штоком, подпружинен в сторону тензопреобразователя.
Кроме того, модуль измерения свободного газа дополнительно включает датчик давления среды.
На фиг. 1 представлена схема предложенной установки.
На фиг. 2 – датчик плотности газожидкостной смеси.
На фиг. 3 – разрез А-А на фиг. 2.
На фиг. 4 – модуль измерения свободного газа, осевой разрез, вид сбоку.
На фиг. 5 – то же, осевой разрез, вид сверху.
Каждая скважина через входной патрубок 18, обратный клапан 1 и входную задвижку 2 соединена с переключателем 3 потока, один выход которого через задвижку 4 соединен с линией замера, а другой – через задвижку 9 с выкидной линией 19.
Линия замера включает последовательно установленные задвижку 5, модуль 6 измерения расхода, модуль 7 измерения свободного газа и задвижку 8 и соединена с выкидной линией 19.
Модуль 6 измерения расхода включает в себя блок датчиков, в котором совмещены датчик давления, датчик температуры, датчик влагосодержания и датчик расхода. Модуль 7 измерения свободного газа (фиг. 4, 5) представляет собой патрубок 21, имеющий расширительную камеру 22, в которой на разной глубине погружения установлены датчики 23 плотности. На чертежах показаны три датчика, но их может быть любое число от двух и более. На входе в расширительную камеру установлен защитный экран 24 в форме эллипсоидной полусферы, предохраняющий датчики 23 от воздействия потока.
Принцип работы датчика 23 плотности (фиг. 2, 3) заключается в измерении силы Архимеда, действующей на тело, помещенное в жидкость. В корпусе 25 расположен поплавок 26, который посредством штока 27 воздействует на тензопреобразователь 28, связанный с измерительным блоком 29. Пружина 30 поджимает поплавок 26 вверх и обеспечивает постоянное сопряжение штока 27 и чувствительного элемента тензопреобразователя 28. Тензопреобразователь 28 воспринимает давление среды, усилие пружины 30 и силу выталкивания поплавка 26 рабочей средой (сила Архимеда). Величина давления среды определяется за счет использования нескольких датчиков 23, либо использования одного из датчиков без поплавка, либо использования дополнительного датчика давления, установленного в расширительной камере 22. Усилие пружины 30 определяют на этапе калибровки датчика 23 и вносят соответствующие поправочные коэффициенты в программу расчета. Плотность жидкости рассчитывается в соединенном с измерительным блоком 29 вычислительном блоке (на чертежах не показан) по формуле F=ρVg, где F – сила Архимеда, ρ – плотность жидкости, V – объем тела, погруженного в жидкость (поплавка 26), g – ускорение свободного падения. Несколько датчиков 23 на разной глубине погружения используют для определения среднего арифметического значения плотности потока газожидкостной смеси.
Объем свободного газа в жидкости рассчитывается в вычислительном блоке из значений объема проходящей жидкости газожидкостной смеси, который определяется по значениям измеренного расхода, и ее плотности.
Установка работает следующим образом.
Продукция скважины через входной патрубок 18 проходит через обратный клапан 1, входную задвижку 2 и поступает на вход переключателя 3 потока.
Переключатель 3 потока на линии замеряемой скважины переводится в положение, при котором газожидкостная смесь, проходя через задвижку 4, направляется через общий коллектор на линию замера. Поток последовательно проходит через задвижку 5, модуль 6 измерения расхода, модуль 7 измерения свободного газа, задвижку 8 и поступает в выкидную линию 19.
Переключатели 3 потока остальных скважин устанавливаются в положение, при котором их продукция поступает в выкидную линию 19 через задвижки 9.
В случае необходимости ремонта или замены одного из переключателей 3 задвижку 10 на соответствующей линии переводят в открытое положение, продукция скважины поступает в выкидную линию 19. Задвижки 2, 4, 9, отсекающие ремонтируемый переключатель 3, переводятся в закрытое положение. Сброс давления и дренаж в закрытую систему утилизации через дренажную линию 20 производится с помощью клапанного блока с манометром 11 и вентилей 12, 13.
В случае необходимости ремонта или замены модуля 6 измерения расхода или модуля 7 измерения свободного газа все скважины переключают на выкидную линию 19, задвижки 5 и 8 переводятся в закрытое положение. Сброс давления и дренаж в закрытую систему утилизации через дренажную линию 20 производится с помощью клапанного блока с манометром 14 и вентилей 15, 16.
Для осуществления контроля протечек сбросные трубки выходных патрубков переключателя 3 потока снабжены индикаторами 17 протечек.
Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления, на который поступает сигнал от модуля 6 измерения расхода, а количество свободного газа определяется модулем 7 измерения свободного газа.
Переключение скважин на замер осуществляется периодически блоком местного управления или по программе системы телемеханики.
При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе 19 (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии.
Предложенная установка обладает следующими преимуществами перед установкой-прототипом: обеспечивает прямое измерение расхода в реальном времени; может быть использован во всех режимах потоков; не содержит радиоактивных элементов; требует небольших затрат на содержание и техобслуживание; модуль измерения свободного газа компактный, портативный и удобный для транспортировки и установки, не подвержен влиянию при изменениях свойств жидкости, измеряет при обоих фазах потока - нефтяной и водной, работает при содержании газовых фракций 0-97%.
Предложенная установка предназначена для размещения на кустовых площадках добывающих скважин и может быть использована вместо групповых замерных установок, а также для одиночных скважин.
Claims (4)
1. Установка для определения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, содержащая по меньшей мере один переключатель потока продукции скважины, один выходной патрубок которого соединен с линией замера, а другой – с выкидной линией, при этом линия замера включает средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси, отличающаяся тем, что средства измерения расхода газожидкостной смеси и содержания свободного газа в газожидкостной смеси представляют собой последовательно установленные модуль измерения расхода и модуль измерения свободного газа, включающий установленные на разной глубине погружения датчики плотности газожидкостной смеси, каждый из которых включает поплавок, соединенный со штоком, воздействующим на тензопреобразователь, соединенный с измерительным блоком.
2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что датчики плотности газожидкостной смеси расположены в проточной расширительной камере.
3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что поплавок, соединенный со штоком, подпружинен в сторону тензопреобразователя.
4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что модуль измерения свободного газа дополнительно включает датчик давления среды.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126044A RU2745941C1 (ru) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | Установка мониторинга эксплуатации скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020126044A RU2745941C1 (ru) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | Установка мониторинга эксплуатации скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2745941C1 true RU2745941C1 (ru) | 2021-04-05 |
Family
ID=75353374
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020126044A RU2745941C1 (ru) | 2020-08-05 | 2020-08-05 | Установка мониторинга эксплуатации скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2745941C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006122016A1 (en) * | 2005-05-09 | 2006-11-16 | Delaware Capital Formation | A method and apparatus for fluid density sensing |
RU2482265C2 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Способ обустройства куста нефтяных скважин и устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин |
EA019274B1 (ru) * | 2011-03-10 | 2014-02-28 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
RU2571162C2 (ru) * | 2011-07-04 | 2015-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин |
US20170154301A1 (en) * | 2013-10-30 | 2017-06-01 | S1 Technologies, Inc. | System and Method for Determining Volume of Fluid in a Tank |
US10301938B2 (en) * | 2009-04-15 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications |
-
2020
- 2020-08-05 RU RU2020126044A patent/RU2745941C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006122016A1 (en) * | 2005-05-09 | 2006-11-16 | Delaware Capital Formation | A method and apparatus for fluid density sensing |
US10301938B2 (en) * | 2009-04-15 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic oscillating tube densitometer for downhole applications |
EA019274B1 (ru) * | 2011-03-10 | 2014-02-28 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
RU2571162C2 (ru) * | 2011-07-04 | 2015-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин |
RU2482265C2 (ru) * | 2011-08-17 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Способ обустройства куста нефтяных скважин и устройство для сбора и транспорта нефти куста нефтяных скважин |
US20170154301A1 (en) * | 2013-10-30 | 2017-06-01 | S1 Technologies, Inc. | System and Method for Determining Volume of Fluid in a Tank |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5597961A (en) | Two and three phase flow metering with a water cut monitor and an orifice plate | |
RU2168011C2 (ru) | Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации | |
RU2754656C1 (ru) | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины | |
CN103541717A (zh) | 油气水三相多功能检测系统 | |
CN105806424B (zh) | 一种多相流不分离在线测量装置及其测量方法 | |
RU163243U1 (ru) | Установка для газоконденсатных исследований газовых и газоконденсатных скважин | |
RU2745941C1 (ru) | Установка мониторинга эксплуатации скважин | |
RU2386811C1 (ru) | Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках | |
CN109029646A (zh) | 明渠流量计精度检测装置 | |
RU66779U1 (ru) | Установка поскважинного учета углеводородной продукции | |
RU2492322C2 (ru) | Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин | |
US5852240A (en) | Portable flow measuring device | |
RU2359247C1 (ru) | Плотномер-расходомер жидких или газообразных сред | |
RU35824U1 (ru) | Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин | |
Stuparu et al. | Experimental investigation of a pumping station from CET power plant Timisoara | |
RU135354U1 (ru) | Система для оптимизации работы группы нефтегазовых скважин | |
RU2548289C1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции нефтегазодобывающих скважин | |
RU2513891C1 (ru) | Устройство для измерения дебита скважин | |
NO172772B (no) | Instrument for maaling av damplekkasje fra en dampfelle | |
RU2057922C1 (ru) | Установка для измерения продукции скважин | |
RU2365878C2 (ru) | Измеритель расхода жидкости переменного перепада давления | |
RU111709U1 (ru) | Система обнаружения течи теплоносителя в помещениях аэс | |
RU72763U1 (ru) | Плотномер-расходомер жидких или газообразных сред | |
RU2636139C2 (ru) | Расходомер переменного уровня | |
RU2554688C1 (ru) | Установка для калибровки скважинных жидкостных расходомеров |