RU2778918C1 - Устройство измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках и способ его использования - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначен для измерения дебита нефти на групповых замерных установках. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей для измерения дебита группы нефтяных скважин путем повышения частоты опроса нефтяных скважин с использованием комбинации методов измерения дебита продукции нефтяных скважин. В частности, предложен узел переключения группы нефтяных скважин, содержащий корпус с крышкой и патрубками, расположенными вокруг корпуса для соединения с группами скважин. Внутри корпуса расположены концентрично центральные трубы, соединенные с валом, который соединен с приводным механизмом, расположенным на крышке корпуса. Каждая из центральных труб снабжена патрубком с установленной на нем кареткой. При этом патрубок внутренней центральной трубы расположен в диаметрально противоположной стороне от патрубка внешней центральной трубы, с возможностью переключения потока продукции одновременно с двух скважин. Предложены также устройство измерения дебита нефтяных скважин, содержащее указанный узел переключения группы скважин, и способ измерения дебита скважин. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретения относятся к способам измерения дебита группы нефтяных скважин и к устройствам, предназначенным для измерения дебита нефти на групповых замерных установках.

Известны различные методы измерения расходных параметров, а именно дебита двух- и трехфазных многокомпонентных потоков нефтяных скважин, расходных параметров продукции нефтяных скважин. Общая классификация этих методов описывает их разделение на сепарационные и бессепарационные.

Сепарационные методы измерения расходных параметров продукции нефтяных скважин основаны на разделении продукции нефтяных скважин в сепараторах на газовую составляющую и жидкостную составляющую с последующим измерением каждой составляющей однофазными расходомерами-счетчиками (массовыми и/или объёмными), а также измерителями объёмной доли воды. Данный метод, является одним из самых распространённых методов измерения дебита продукции нефтяных скважин. Одним из разновидностей сепарационных методов измерения расходных параметров продукции нефтяных скважин является гидростатический метод, основанный на измерении давления столба жидкости в калиброванном объёме вертикального сепаратора с дальнейшим вычислением плотности жидкости.

Основной недостаток указанного способа – это периодичность работы, так как для вычисления дебита как правило необходимо заполнять и опорожнять калиброванный объём мерного сепаратора.

Бессепарационные методы измерения заключаются в измерении расходных параметров продукции нефтяных скважин без предварительной сепарации, т.е. без разделения на газовую и жидкостную составляющие, и позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке. Применимы, как правило в экстремальных режимах работы: высокий дебит, высокий газовый фактор и т.п. Но имеют свои недостатки, как правило связанные с калибровкой и правильной интерпретацией данных, полученных данными (бессепарационными) методами измерений.

Вышеописанные методы измерения дебита нефтяных скважин не являются исчерпывающими.

Наиболее близким к изобретению является автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ) типа «Спутник» (Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е., «Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности», М.: Недра, 1983, с.314 - 323). Измерение дебита нефтедобывающих скважин осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Контроль за работой скважин осуществляют по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Недостатком использования способа измерения дебита скважин является то, что АГЗУ «Спутник» измеряет дебит только одной из скважин путем поочередного подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита, при этом происходит жесткая фиксация времени измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ и невозможность измерения дебита всех скважин, подключенных к АГЗУ, за сутки с необходимой точностью. Высокая длительность времени опроса подключенных скважин обусловлена тем, что переключение скважин осуществляется последовательно, это приводит к снижению оперативности получения информации. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтрольной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявлять снижение дебита скважин и простои.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках (патент РФ №2196229, E21B 47/10, 10.01.2003), содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки.

Недостатком известного устройства является кратковременность индивидуальных измерений каждой скважины. Так как дебит отдельной скважины определяют методом вычитания из суммарной производительности группы скважин, особая сложность заключается в объективном определении «проблемной» скважины, в работе которой предполагаются неполадки, о чем свидетельствует падение суммарной производительности группы скважин.

Известна конструкция устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин, (патент РФ № 115824, E21B47/10, G01F1/74), содержащего групповую замерную установку, выход которой подсоединен к промежуточному трубопроводу-коллектору, 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.

Недостатком известного устройства являются невысокие функциональные возможности, обусловленные ограниченной информативностью получения данных от нефтяной скважины ввиду последовательного измерения данных от скважины и длительный период измерения группы нефтяных скважин.

Задача изобретения заключается в расширении функциональных возможностей для измерения дебита группы нефтяных скважин путем повышения частоты опроса нефтяных скважин с использованием комбинации способов (методов) измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Технический результат достигается за счет возможности параллельного подключения одновременно двух скважин на измерение и/или контроль с помощью узла переключения скважин многоходового.

Устройство измерения дебита группы нефтяных скважин состоит из групповой замерной установки, узла переключения скважин, соединенного через трубопроводы с каждой скважиной и со входом нефтесборного трубопровода-коллектора, дополнительно введены измерительные модули, входы которых соединены с узлом переключения скважин, а выходы соединены через трубопроводы со входом нефтесборного трубопровода-коллектора. Узел переключения скважин, состоит из корпуса с крышкой и патрубками, внутри корпуса расположены концентрично центральные трубы, соединенные с валом, который соединен с приводным механизмом, расположенным на крышке корпуса. Патрубки зафиксированы относительно друг друга вокруг, и на них установлены каретки с возможностью переключения потока продукции.

Указанная задача достигается тем, что измерение дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках осуществляют посредством измерения плотности продукции, массового расхода и величины обводнения жидких компонентов, а подачу продукции на измерение и/или контроль параметров осуществляют одновременно не менее чем с двух нефтяных скважин на групповых замерных установках посредством узла переключения, выполненного с возможностью переключения потоков продукции.

Техническая сущность изобретения поясняется чертежами:

- на фигуре 1 изображена схема устройства измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках

- на фигуре 2 изображен узел переключения групповых замерных установок, многоходовой, вид сбоку в разрезе;

- на фигуре 3 изображен узел переключения групповых замерных установок, многоходовой, вид сверху в разрезе.

Устройство измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках содержит (см. фиг.1) узел 1 переключения группы замерных установок, являющийся многоходовым, вход которого соединен с каждой скважиной выходным трубопроводом из группы скважин 2. Выход узла переключения 1 соединен трубопроводом 4 со входом 3 нефтесборного трубопровода-коллектора. Поочередно каждая пара скважин через узел 1 переключения скважин посредством трубопроводов 5 и 6 подключается ко входам модулей измерительных 7 и 8 соответственно.

Под модулем измерительным, в данном контексте, понимается совокупность технических средств, позволяющих измерять и/или контролировать дебит и/или параметры (давление, температуру, массу, плотность, объемное содержание газа, обводнённость) двух- или трёхфазной смеси многокомпонентной продукции нефтяных добывающих скважин.

В свою очередь выходы модулей измерительных 7 и 8 соединены со входом 3 нефтесборного трубопровода-коллектора посредством трубопроводов 9 и 10 соответственно.

Узел переключения групповых замерных установок, многоходовой (см. фиг. 2 и фиг.3) состоит из корпуса 11 c патрубками 12 и 13. Внутри корпуса 11 установлены концентрично две центральные трубы 14 и 15, соединенные с валом 16 и с патрубками 17 и 18, которые расположены перпендикулярно оси центральных труб 14 и 15 и соосно друг к другу.

В патрубках 17 и 18 установлены каретки 19 и 20 соответственно, которые своими торцами прижаты к внутренней поверхности корпуса 11 в плоскости осей патрубков 12 пружинами 21. Сверху на корпусе 11 расположена крышка 22, также имеющая патрубки 23 и 24.

Сверху на крышку 22 установлен приводной механизм 25, приводящий во вращение вал 16 с закрепленными на нем центральными трубами 14 и 15 и перемещающий каретки 19 и 20 от одного отверстия патрубков 12 к другому, каретки расположены на патрубках 17 и 18 соответственно.

Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках осуществляется следующим образом (см. фиг.1):

Продукция нефтяных скважин поз. 2 (А-К) направляется в устройство измерения дебита группы нефтяных скважин, где изначально на измерение стоят например скважины А и К одновременно, при этом продукция скважины А направляется по трубопроводу 5 в модуль измерительный 7, а продукция скважины К направляется по трубопроводу 6 в модуль измерительный 8. Далее, из модуля измерительного 7, продукция скважины А по трубопроводу 9 отводится в нефтесборный трубопровод-коллектор 3, а продукция скважины К по трубопроводу 10 также отводится в нефтесборный трубопровод-коллектор 3. В это время продукция скважин Б, В, Г, Д, Е, Ж, З, И по трубопроводу 4 направляется в тот же нефтесборный трубопровод-коллектор 3.

После чего цикл повторяется для скважин Б и И, В и З, Г и Ж, Д и Е. При этом при переходе от скважин Д и Е к скважинам К и А меняется измерительный модуль и теперь продукция скважины К отправляется в измерительный модуль 7 по трубопроводу 5, а продукция скважины А отправляется в измерительный модуль 8 по трубопроводу 6.

Конструкция устройства для измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках позволяет также реализовать и другой сценарий, например.

Устройство измерения дебита нефтяных скважин (см. фиг.1) «опрашивает» только группу скважин А-Д, посредством использования каретки 19 узла 1 переключения скважин, в это время посредством использования каретки 20 узла 1 переключения скважин «опрашивает» только группу скважин К-Е, при этом группа скважин А-Д измеряется модулем измерительным 7, а группа скважин Е-К измеряется модулем измерительным 8.

Рассмотрим подробнее работу узла переключения групповых замерных установок.

Продукция одной из скважин через один из патрубков 12, каретку 19, патрубок 17, центральную трубу 15 и отверстия в её верхней части попадает в патрубок 23, и далее на измерение или контроль. Одновременно с этим, продукция другой скважины через один из патрубков 12, каретку 20, патрубок 18, центральную трубу 14 и отверстия в её верхней части попадает в патрубок 24, и далее на измерение или контроль.

Продукция остальных скважин, не подключенных на измерение, через патрубок 13 отправляется в нефтесборный коллектор (не показан). Подключение на измерение следующих скважин осуществляется путём поворота патрубков 14 и 15, зафиксированных друг относительно друга, вокруг своей оси вместе с патрубками 17 и 18 и каретками 19 и 20 соответственно.

Таким образом, с помощью узла переключения групповых замерных установок за счет перемещения одной каретки осуществляет возможность направления на замер полного дебита (по нефти, воде и газу), а перемещением второй каретки появляется возможность направлять продукцию, например, на бессепарационный плотномер (не показан), и при этом и реализовать наблюдение за изменением плотности газожидкостной смеси в реальном времени. Предлагаемая конструкция устройства для измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках и узла переключения скважин позволяет реализовать множество вариантов использования, которые не представлены в данном описании, но могут быть реализованы.

Предлагаемый узел переключения групповых замерных установок по габаритным и присоединительным размерам соответствует применяемым в настоящее время аналогичным переключателям, следовательно, является унифицированным и позволяет произвести замену используемых переключателей скважин без дополнительных затрат в случае необходимости второго контрольного и/или измерительного канала.

Использование устройства измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках позволяет одновременно осуществлять измерение и/или контроль, независимо друг от друга подключение две скважины из N подключенных и использованием комбинации двух разных, либо одинаковых методов измерения расходных параметров продукции нефтяных скважин, подключенных на замер в составе одной измерительной установки путем параллельного подключения одновременно двух скважин на измерение и/или контроль, что существенно повышает оперативный контроль над разработкой нефтяного месторождения. Кроме того, используется гибкий режим измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, что повышает оперативность получения информации от тестируемых скважин при сокращении времени на замер.

Таким образом, осуществляется увеличение точности и скорости измерения параметров добываемой из нефтяных скважин жидкости при использовании двух измерительных каналов, которые позволят:

- не менее чем в два раза уменьшить промежуток времени между циклами замера всех необходимых параметров нефтяной эмульсии, что в конечном итоге даст полную информацию о суточном дебите и колебании состава жидкости в течении суток;

- использовать дополнительный канал замера некоторых важных параметров, например, плотности или обводненности жидкости, что дополнительно вносит существенную коррекцию в точность полученной информацию о нефтяной эмульсии, добываемой из скважины в целом.

Узел переключения групповых замерных установок, оборудованный двумя выходами потока для замера добываемой из скважины жидкости – это наиболее простое и эффективное решение получения достоверной информации о параметрах добываемой из каждой нефтяной скважины жидкости и её составе, кроме того по своим габаритно-присоединительным размерам полностью соответствует действующим в настоящее время переключателям скважин многоходовым оборудованным одним выходом потока для замера параметров жидкости скважин и может быть легко интегрирован в существующие замерные установки.

Claims (3)

1. Узел переключения группы нефтяных скважин, характеризующийся тем, что содержит корпус с крышкой и патрубками, расположенными вокруг корпуса для соединения с группами скважин, внутри корпуса расположены концентрично центральные трубы, соединенные с валом, который соединен с приводным механизмом, расположенным на крышке корпуса, каждая из центральных труб снабжена патрубком с установленной на нем кареткой, при этом патрубок внутренней центральной трубы расположен в диаметрально противоположной стороне от патрубка внешней центральной трубы, с возможностью переключения потока продукции одновременно с двух скважин.

2. Устройство измерения дебита нефтяных скважин, выполненное в виде групповой измерительной установки, характеризующееся тем, что включает узел переключения группы нефтяных скважин по независимому п. 1, соединенный через трубопроводы с каждой скважиной и со входом нефтесборного трубопровода-коллектора, и два измерительных модуля, выполненных с возможностью измерять и/или контролировать дебит и параметры жидкости и газа, такие как давление, температуру, массовый расход, плотность, объемное содержание, обводнённость продукции, при этом входы измерительных модулей соединены с узлом переключения скважин, а выходы соединены через трубопроводы со входом нефтесборного трубопровода-коллектора.

3. Способ измерения дебита нефтяных скважин, характеризующийся тем, что включает операции измерения и/или контроля дебита и параметров, таких как давление, температура, массовый расход, плотность, объемное содержание газа, обводнённость продукции посредством устройства измерения дебита нефтяных скважин по независимому п. 2, включающего узел переключения группы нефтяных скважин по независимому п. 1, при этом подачу продукции на измерение дебита и/или контроль параметров двух- или трёхфазной смеси многокомпонентной продукции нефтяных добывающих скважин осуществляют одновременно с двух скважин, каждая из которых соединяется посредством узла переключения с одним из двух измерительных модулей посредством соответствующих трубопроводов.

Images