Глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин

Заявляемое изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в частности к устройствам, предназначенным для комплексного измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом изобретения является систематическое измерение параметров продукции нефтяных и газовых скважин на всех этапах разработки месторождения с точностью, достаточной для оперативного контроля и управления процессом разработки месторождения. Для этого глубинная станция содержит измерительную емкость и размещенные в ней тахометрический генератор и датчики давления и температуры. При этом она установлена на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, где давление превышает давление насыщения, то есть в однофазовом потоке жидкости, и выполняет роль соединительной муфты. На расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен дополнительно датчик гидростатического давления столба жидкости. Измерение основных параметров, характеризующих продукцию добывающих нефтяных и газовых скважин, производят непосредственно в скважине вблизи расположения добывающего насоса. Устройство позволяет производить систематические измерения параметров продукции индивидуально для каждой добывающей скважины на всех этапах разработки месторождения. Использование глубинных станций для измерения параметров продукции нефтяных и газовых скважин исключает применение дорогостоящих и сложных переключающих исполнительных механизмов автоматизированных групповых замерных установок. 1 ил.

 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в частности к устройствам, предназначенным для комплексного измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин.

К основным параметрам, характеризующим продукцию нефтедобывающих скважин, относятся дебит жидкости, ее обводненность и дебит нефтяного газа. Для измерения указанных параметров используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) [1]. АГЗУ типа “Спутник А” предназначены для автоматизированного измерения дебита жидкости. Принцип действия АГЗУ заключается в следующем: с помощью многоходового переключателя скважин каждая из скважин, подключенная к АГЗУ, поочередно по заданной программе подключается к измерительному блоку, в котором происходит отделение газа от жидкости и накопление жидкости до определенного объема, которая затем с постоянной скоростью пропускается через турбинный счетчик объемного расхода.

К недостаткам АГЗУ типа “Спутник А” относятся:

- измерение только дебита добываемой жидкости;

- объект измерения – водонефтяная жидкость – неоднороден по составу;

- измерение дебита жидкости каждой скважины, подключенной к АГЗУ, производится не чаще одного раза в сутки;

- измерение обводненности жидкости производится ручным способом и заключается в периодическом взятии проб с последующим анализом их в химической лаборатории.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту является выбранное в качестве прототипа АГЗУ типа “Спутник Б” [1]. АГЗУ типа “Спутник Б” предназначены для автоматизированного измерения дебита жидкости, ее обводненности и дебита газа. Принцип действия АГЗУ типа “Спутник Б” аналогичен принципу действия АГЗУ типа “Спутник А”.

К недостаткам известного устройства АГЗУ типа “Спутник Б” следует отнести:

- объект измерения – водонефтяная жидкость с растворенным в ней газом, поступающая в АГЗУ, неоднородна по своему составу, что приводит к большим погрешностям измерения параметров добываемой продукции;

- измерение параметров добываемой продукции скважины производится периодически, не чаще одного раза в сутки, что не обеспечивает оперативный контроль и регулирование процесса разработки месторождения;

- систематическое измерение параметров добываемой продукции на начальном этапе разработки месторождения не производится, т.к. АГЗУ устанавливают тогда, когда разработка месторождения находится в промежуточном периоде.

Целью изобретения является систематическое измерение параметров продукции добывающих нефтяных и газовых скважин на всех этапах разработки месторождения с точностью, достаточной для оперативного контроля и управления процессом разработки месторождения.

Выполнение указанной цели достигается тем, что глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин, содержащая измерительную емкость и размещенные в ней тахометрический генератор и датчики давления и температуры, установлена на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, где давление превышает давление насыщения, то есть в однофазном потоке жидкости, и выполняет роль соединительной муфты, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен дополнительно датчик гидростатического давления столба жидкости.

Измерение параметров, характеризующих продукцию добывающих нефтяных и газовых скважин, производят непосредственно в скважине вблизи расположения добывающего насоса. В этой части колонны обычно устанавливается давление р, которое превышает давление насыщения р_нас. При этом по колонне движется однородный однофазный поток – жидкость. При приближении к устью скважины давление в колонне уменьшается и достигает давления насыщения р_нас. На глубине, где р<р_нас, начинается выделение газа, и в верхней части колонны движется двухфазный поток – жидкость и газ, причем в самой жидкости также происходит расслоение жидкости на воду и нефть.

Оснащение каждой добывающей скважины глубинной станцией для измерения параметров одновременно с установкой добывающего насоса позволяет производить систематические измерения параметров продукции индивидуально для каждой добывающей скважины на всех этапах разработки месторождения. Измерение дебита добываемой жидкости производится с помощью тахометрического генератора переменного тока [2], установленного внутри глубинной станции. Для измерения обводненности продукции добывающих скважин используются датчики давления, размещенные внутри глубинной станции и на некотором расстоянии от нее.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемая глубинная станция отличается тем, что измерение параметров добывающих скважин производится на глубине в нижней части колонны добывающей скважины, в которой движется однородный однофазный поток жидкости. Таким образом, заявляемая глубинная станция соответствует критерию изобретения “новизна”. Сравнение заявляемого решения с другими техническими решениями в данной области техники не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение. Это позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критерию “существенные отличия”.

Техническая сущность изобретения поясняется принципиальной схемой глубинной станции, приведенной на чертеже.

Глубинная станция 1 для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин содержит измерительную емкость 2, внутри которой установлены тахометрический генератор переменного тока 3 и датчики давления 4 и температуры 5. На расстоянии двух насосно-компрессорных труб (НКТ) в соединительной муфте установлен еще один датчик давления.

Измерение параметров с помощью глубинной станции осуществляется следующим образом. Глубинная станция 1, одновременно выполняющая роль соединительной муфты между НКТ, устанавливается на расстоянии одной трубы НКТ от добывающего насоса. В этой части колонны давление превышает давление насыщения и по колонне движется однофазный поток жидкости. Жидкость, протекающая через измерительную емкость 2, приводит во вращение тахометрический генератор 3, скорость вращения которого определяет мгновенный расход жидкости, а общее число оборотов - объем протекающей жидкости. Датчики давления 4 и температуры 5 позволяют измерять давление и температуру жидкости на выходе добывающего насоса. Еще один датчик давления, установленный на строго фиксированном расстоянии, равном длине двух труб НКТ, позволяет измерить гидростатическое давление столба жидкости р = ρ gh. Отсюда ρ = р/(gh), где ρ – плотность однородной трехкомпонентной жидкости, включающей в себя нефть, воду и газ, h – высота столба жидкости. Для однофазной трехкомпонентной жидкости суммарный объем жидкости, протекающей по колонне между установленными датчиками давления, равен

V = V_н + V_в + V_г,

а общая плотность этой жидкости соответственно равна

ρ = (m_н + m_в + m_г)/V,

где индексы: н – нефть, в – вода, г – газ.

Газовый фактор для конкретного месторождения является величиной постоянной и его можно учесть путем определения чистой нефти в продукции скважины

Q_г = Q_нГ_ф,

где Q_г – дебит газа, Q_н – дебит нефти, Г_ф – газовый фактор.

Если перейти к массовому расходу

m_г = m_нГ_ф,

то для массовой составляющей всех компонент добываемой жидкости

ρ V = m_н + m_нГ_ф + m_в = m_н(1 + Г_ф) + m_в =

= ρ _нV_н(1+ Г_ф) + ρ _вV_в

или ρ = ρ _н(1 + Г_ф) V_н/V + ρ _вV_в/V.

Учитывая, что η = V_в/V – обводненность добываемой продукции, а V_н/V = (V – V_в)V = 1 - η – составляющая часть суммарного объема нефти и газа в добываемой продукции, то

ρ = ρ _н(1 + Г_ф)(1- η ) + ρ _вη= ρ _н(1 + Г_ф) - ρ _н(1 + Г_ф)η + ρ _вη=

= ρ _н(1 + Г_ф) + η [ρ _в - ρ _н(1 + Г_ф)].

Из этого выражения обводненность добываемой продукции равна

η = [ρ - ρ _н(1 + Г_ф)]/[ ρ _в - ρ _н(1 + Г_ф)].

Таким образом, с учетом значения коэффициента обводненности η и газового фактора Г_ф дебиты всех трех компонент смеси равны:

Q_в = η Q_пр ; Q_н = (1 - η ) Q_пр/(1 + Г_ф); Q_г = Q_нГ_ф,

где Q_пр – дебит однофазной трехкомпонентной жидкости.

Погрешность измерения дебита однофазной трехкомпонентной жидкости Q_пр с помощью тахометрического генератора не превышает 4% [2]. Погрешность измерения параметров с использованием коэффициента обводненности η определяется погрешностью измерения давления р и высоты столба жидкости h. Погрешность измерения давления, например, с помощью высокочастотных кварцевых датчиков, включенных по однорезонансной схеме, не превышает 0,2 %, а включенных по дифференциальной схеме – 10^-3 % [3]. Погрешность измерения высоты столба жидкости не превышает 1 %.

Автоматизация процесса измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин с помощью глубинной станции позволяет не только регистрировать измеренные параметры: дебит однофазной жидкости, давление и температуру на выходе добывающего насоса, но и по гидростатическому давлению столба жидкости проводить пересчет гидростатического давления в плотность, а плотность в коэффициент обводненности с учетом дебита газа. Измеренные значения: дебит жидкости, ее обводненность, дебит газа, давление и температура на выходе добывающего насоса автоматически отправляются в базу данных или другое хранилище.

Оснащение каждой добывающей скважины глубинной станцией для измерения параметров одновременно с установкой добывающего насоса позволяет производить систематические измерения параметров продукции индивидуально для каждой добывающей скважины на всех этапах разработки месторождения. Измерение параметров добывающих нефтяных и газовых скважин с помощью глубинной станции производится в той части колонны, в которой давление превышает давление насыщения, что соответствует однородному потоку жидкости. Это позволяет производить измерение параметров с точностью, достаточной для оперативного контроля и управления процессом разработки месторождения. Использование глубинных станций для измерения параметров продукции нефтяных и газовых скважин исключает применение дорогостоящих и сложных переключающих исполнительных механизмов АГ3У.

Источники информации

1. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация

производственных процессов нефтяной и газовой

промышленности. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983. - 424 с.

2. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества:

Справочник. - Л.: Машиностроение, 1989.-701 с.

3. Альтшуллер Г.Б., Елфимов Н.Н., Шакулин В.Г. Кварцевые

генераторы: Справ. пособие. -М.: Радио и связь, 1984.-232 с.(с. 181-185).

Глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин, содержащая измерительную емкость и размещенные в ней тахометрический генератор и датчики давления и температуры, отличающаяся тем, что она установлена на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы от добывающего насоса, где давление превышает давление насыщения, то есть в однофазном потоке жидкости, и выполняет роль соединительной муфты, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен дополнительно датчик гидростатического давления столба жидкости.