Установка для измерения дебита газоконденсатных скважин

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону

Рис. 16.5. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:

1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик

пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 16.5.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитедь (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от затрубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

На рис. 11.6 изображен пакер типа НКР-1 фирмы «Камко» (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками 1 и 45.

На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21.

На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера.

В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.

Рис. 11.6. Разобщитель (пакер) НКР-1 фирмы «Камко» (США)

Рис. 11.7. Пусковая пробка РЕ-500:

1 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло; 4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифты

Рис. 11.8. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73

Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением его из скважины предусмотрен механизм распакеровки, состоящий из разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной - через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ.

Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 12 соединена с упорным кольцом 33 уплотнительного элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 11, а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом - пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41.

В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35.

После достижения пакером места посадки в скважине в колонну НКТ бросается шар 2 (рис. 16.7), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 1 (см. рис. 16.7) на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.

В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 16.6).

Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него через втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21.

При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заякоривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23 - 27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне.

Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора с вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8, и центральный канал пакера сообщается с затрубным пространством.

Через него закачкой жидкости в затрубное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте загрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.

Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

На рис. 16.8 изображен клапан-отсекатель типа ОЗП-73. Отсе-катель забойный прямоточный (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15.

К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку.

Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге взаимодействуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом.

Перед спуском отсека-теля в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.

Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давления, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой.

Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давления на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давления, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начинает перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3 - 5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника /. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан.

При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером // под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение «открыто». Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику: 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3 - 5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений России имеют в своем составе коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий объемный состав, %: сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак - 5,35 и 3,15; Оренбургского - 1,3 - 5 и 0,5 - 1,75 соответственно.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и темпера тур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм в год.

Рис. 16.9. Схема компоновки подземного оборудования скважин

на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м; 2 - пакерное устройство

с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 - клапан-отсекатель с проходным

сечением 33,4 мм; 4 - циркулярный клапан типа «скользящая втулка» с внутренним

диаметром 73 мм; 5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм

Срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1 - 18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1 - 2 мес, фланцевых соединений - в течение 4 - 6 мес.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных по геофизическим исследованиям скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.

Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинкой пробки.

Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в Тюменниигипрогазе разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении.

Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследований в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части.

Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования.

После проведения необходимого комплекса исследований хвостовик с помощью специального устройства вновь опускается вниз в свое рабочее положение.

В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, получаемого при синтезе 2-метил, 5-этилпиридинаг имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, имеющая название РА-23, и многие другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, «Виско», ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.

В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18X1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа.

Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения. 76

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними. ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 X 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 X ПД и внутренней трубы 73 х 5,5Д.

Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 X 73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.

Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ НЕФТЕМАШ, г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно выпускаются заводами ВПО «Союзнефтемаш».

Установки для измерения дебита газовых, газоконденсатных, нефтяных скважин и отбора проб КПИ-1М

Установки для измерения дебита газовых, газоконденсатных, нефтяных скважин и отбора проб КПИ-1М (далее - КПИ-1М) предназначены для измерения дебита добывающих скважин по нефти (газовому конденсату), газу и объемной доли воды в жидкой фазе.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	59376-14
Наименование	Установки для измерения дебита газовых, газоконденсатных, нефтяных скважин и отбора проб
Модель	КПИ-1М
Год регистрации	2014
Методика поверки / информация о поверке	КПИ-1М.00.00.000 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки	2 года
Страна-производитель	Россия
Информация о сертификате
Срок действия сертификата	19.12.2019
Тип сертификата (C - серия/E - партия)	C
Дата протокола	Приказ 2071 п. 08 от 19.12.2014

Производитель / Заявитель

ООО Инженерно-технический центр "Геолог", г.Тюмень

Назначение

Описание

КПИ-1М представляют собой трехуровневую автоматизированную измерительную систему.

КПИ-1М включают в себя следующие уровни:

1 уровень - пробоотборник, блок питания и управления, сепарационная емкость и измерительные преобразователи с выходными токовыми и частотно-импульсными сигналами.

2 уровень - модуль ввода аналоговый и счетчик импульсов.

3 уровень - панель оператора.

Пробоотборник состоит из корпуса, шпинделя и головки отборной. На корпусе и головке вмонтированы штуцеры для подачи среды на блок управления. На головку отборную устанавливается диффузор. На штуцер головки устанавливается вентиль для монтажа технологического трубопровода.

Блок управления состоит из манифольдов, соединенных между собой верхним и нижним байпасами, снабженными шаровыми кранами. На манифольдах установлены преобразователи давления, между манифольдами установлен преобразователь разности давлений и регулятор давления плунжерного типа. На выходе установлен регулирующий вентиль. Для защиты от превышения давления в трубопроводах и преобразователях установлены предохранительные сбросные клапаны.

Сепарационная емкость состоит из сепарационной и накопительной части и оборудована фильтром и емкостью подачи ингибитора с регулировочным вентилем. Для поддержания давления сепарации в автоматическом режиме установлен регулятор обратного давления пружинного типа с двумя отсечными кранами. Для измерения температуры сепарации на сепарационной емкости установлен термопреобразователь сопротивления. Для отбора проб нестабильного конденсата и газа сепарации предусмотрены два шаровых крана с электроприводом. Для защиты емкости сепарационной от превышения давления установлен предохранительный сбросной клапан.

Управление всеми клапанами КПИ-1М осуществляется командами с панели оператора.

Принцип работы КПИ-1М заключается в изокинетическом отборе из устья скважины части сформированного многофазного потока в сепарационную емкость, оснащенную уровнемером и преобразователем температуры, для разделения его на однородные фазы (газа сепарации, нестабильных и стабильных жидких углеводородов, попутной воды) с сохранением рабочего давления. Газ сепарации направляется на счетчик газа, жидкая фаза потока накапливается в накопительной части сепарационной емкости, где происходит измерение ее объема и температуры.

Результаты измерений с датчиков 1 уровня в виде токовых и частотно-импульсных сигналов поступают на 2 уровень, преобразуются в цифровой код, передаются через стандартный интерфейс RS-232 или RS-485 на 3 уровень (панель оператора), где на основе полученных результатов измерений происходит расчет параметров скважины, их визуализация, печать в виде отчета и хранение.

Состав КПИ-1М представлен в таблице 1.

Номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин

Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, содержит основной измерительный трубопровод с установленными на нем формирователем потока и датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности, присоединенный на входе к скважине, а на выходе к сборному коллектору, и контроллер с управляющими выходами, связанный на входе с датчиками измерительного трубопровода. Новым является то, что оно содержит дополнительный измерительный трубопровод, присоединенный к основному измерительному трубопроводу между его формирователем потока и датчиком расхода газа, с установленными на нем датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности и сепаратором, имеющим выходы по газу и по газовому конденсату, соединенные трубопроводами со сборным коллектором, причем на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газу, установлены датчики расхода газа, избыточного давления, температуры, и плотности, а на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газовому конденсату, установлены накопитель газового конденсата и датчики влагомера, расхода газового конденсата, избыточного давления, температуры и плотности, при этом все датчики, установленные на дополнительном измерительном трубопроводе и трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, соединены со входом контроллера. Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства при их реализации по сравнению с уже известными техническими решениями. 1 н.п.ф., 1 ил.

Полезная модель относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использована при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин.

Обзор отечественной технической литературы [17] начала 80-х годов XX века вплоть по настоящее время показывает актуальность проблемы учета продукции газоконденсатных скважин. Объясняется это многими, в том числе, экономическими, технологическими, экологическими факторами. Сама идея использования смеси жидких углеводородов (газового конденсата) в качестве моторного топлива и ценного сырья для химической промышленности, несомненно, перспективна и актуальна. Вместе с тем отмечается [1], что разработка и промышленная эксплуатация газоконденсатных месторождений имеют ряд особенностей в отличие от освоения газовых и нефтегазовых месторождений. Высокие пластовые давления газоконденсатных месторождений от 15,4 МПа (Дмитриевское) до 80,0 МПа (Тенгизское), поддержание этих давлений в процессе эксплуатации с целью оптимального отбора газоконденсата на устье скважин, определяют достаточно сложную технологию разработки газоконденсатных месторождений. В противном случае, при падении давления до определенной величины происходит невозвратное (потерянное) отделение газоконденсата еще в пласте. В свою очередь, высокие устьевые давления (до 16 МПа) определяют методы, технику и технологию учета продукции газоконденсатных скважин. Например, достаточно проблематично для этих целей использовать автоматизированные групповые измерительные установки. Проблема раздельного измерения дебита газоконденсатной смеси (газ + газовый конденсат + вода) усложняется еще одним обстоятельством.

Для определения расходных параметров продукции газоконденсатных скважин применяются сепарационные и бессепарационные измерительные устройства.

Сепарационные устройства [25], с учетом высоких устьевых давлений, для исследования газоконденсатных скважин конструктивно являются громоздкими металлоемкими устройствами. При всем этом, исследования на них связаны с большой трудоемкостью работ в связи с необходимостью выполнения их в непрерывном режиме в течение значительного времени (до нескольких суток).

Известно также устройство [11], которое измеряет покомпонентные расходные параметры не всего потока продукции газоконденсатной скважины, а лишь его части. Недостаток такого технического решения состоит в том, что результаты измерения не могут быть проверены в процессе эксплуатации устройства, или, по крайней мере, это затруднительно осуществить без привлечения каких-либо дополнительных устройств.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является измерительный комплекс [12], предназначенный для измерения и вычисления покомпонентных расходных параметров газоконденсатных скважин. Измерение продукции газоконденсатной скважины производится бессепарационным методом в полном объеме поступающей продукции. Измеряются следующие параметры: объемный расход (объем) газожидкостной смеси в рабочих условиях; температура смеси, рабочее давление; плотность смеси. Контроллером, входящим в измерительный комплекс, вычисляются: объемный расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям; массовый расход (масса) жидкости; массовый расход (масса) жидкости (нестабильного конденсата); массовый расход (масса) стабильного конденсата.

Таким образом, данное техническое решение обеспечивает измерение дебита газожидкостной смеси газоконденсатной скважины и определение расчетным путем расходов по газу и по газовому конденсату.

Вместе с тем, при всех достоинствах устройства-прототипа (мобильность и многофункциональность) существенный недостаток его состоит в отсутствии схемных и программных решений, позволяющих производить самоконтроль функционирования устройства (измерительного комплекса) и самопроверку (тестирование) близости (адекватности) получаемых расчетных расходных параметров потока продукции газоконденсатных скважин параметрам истинным.

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: в придании ему функций самоконтроля и самопроверки (тестирования) работы устройства и вычислительной программы с целью корректировки расчетных значений расходных параметров.

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что в устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, содержащее основной измерительный трубопровод с установленными на нем формирователем потока и датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности, присоединенный на входе к скважине, а на выходе к сборному коллектору, и контроллер с управляющими выходами, связанный на входе с датчиками измерительного трубопровода, введен дополнительный измерительный трубопровод, присоединенный к основному измерительному трубопроводу между его формирователем потока и датчиком расхода газа, с установленными на нем датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности и сепаратором, имеющим выходы по газу и по газовому конденсату, соединенные трубопроводами со сборным коллектором, причем на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газу, установлены датчики расхода газа, избыточного давления, температуры, и плотности, а на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газовому конденсату, установлены накопитель газового конденсата и датчики влагомера, расхода газового конденсата, избыточного давления, температуры и плотности, при этом все датчики, установленные на дополнительном измерительном трубопроводе и трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, соединены со входом контроллера.

Кроме того, на трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, перед входом в сборный коллектор установлена задвижка, при этом сами трубопроводы выполнены с возможностью присоединения к факельной линии.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных 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 рисунке приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин. Устройство включает в себя измерительный трубопровод 1, в виде вставки с фланцами (на чертеже не показаны), на котором установлены формирователь потока 2, датчик расхода газа 3, датчики 4 избыточного давления, температуры, плотности, присоединенный через задвижку 5, задвижку с электроприводом 6 к сборному коллектору 7, контроллер (на чертеже не показан) с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов и управляющими выходами, дополнительный измерительный трубопровод 8, подсоединенный через задвижку 9 между формирователем потока 2 и датчиком расхода газа 3 к измерительному трубопроводу 1, на котором установлены второй датчик расхода газа 10, вторые датчики 11 избыточного давления, температуры, плотности и сепаратор 12, первый выход 13 (по газу) которого через третий датчик газа 14, третьи датчики 15 избыточного давления, температуры, плотности, вторую задвижку 16 с управляемым электроприводом, обратный клапан 17 и задвижку 18 подсоединен, с возможностью выхода на факельную линию 19, к сборному коллектору 7, а второй выход 20 (по газовому конденсату) сепаратора 12 через накопитель 21 газового конденсата (выход 22), датчики влагомера 23, расхода газового конденсата 24, датчики 25 избыточного давления, температуры, плотности и второй обратный клапан 26 подсоединен также, с возможностью выхода на факельную линию 19, к сборному коллектору 7. Трубопровод 27, с установленной на нем задвижкой 28, предназначен для байпасирования продукции скважины непосредственно в сборный коллектор 7, а обратный клапан 29 предохраняет устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из сборного коллектора. Задвижки 3033 предназначены для отбора проб продукции.

Устройство работает в двух режимах:

- режим измерения и расчетов;

- режим измерения и корректировки.

1. Режим измерения и расчетов.

В режиме измерения и расчетов задвижка 5 и электроуправляемая задвижка 6 полностью открыты (9; 18 и 27 закрыты). Продукция газоконденсатной скважины в полном объеме проходит через обратный клапан (на чертеже не пронумерован) в измерительный трубопровод 1, входящий в состав измерительного комплекса [12] и далее поступает на вход формирователя потока 2. Формирователь потока 2 формирует профиль потока (выпрямляет поток) и обеспечивает постоянство плотности продукции (с той или иной мерой эффективности) в сечении измерительного трубопровода. Затем, с помощью датчика расхода газа 3, измеряется объемный расход газоконденсатной смеси при рабочих условиях и одновременно измеряются в рабочих условиях избыточное давление, температура и плотность. Расчетным путем, по утвержденной Методике выполнения измерений [13], с помощью контроллера определяются следующие расходные параметры:

- массовый расход газожидкостной смеси при рабочих условиях;

- объемный расход газа при рабочих условиях;

- масса жидкой фазы газоконденсатной смеси в рабочих условиях;

- объем жидкой фазы газоконденсатной смеси в рабочих условиях;

- массовый расход жидкой фазы газожидкостной смеси в рабочих условиях;

- массовый расход стабильного конденсата;

- объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;

- По результатам непрерывных измерений расхода газоконденсатной смеси и полученных расчетных значений расходных параметров газоконденсатной скважины контроллером рассчитываются интегральные значения количества измеряемой среды за определенное время, а именно:

- объем газоконденсатной смеси в рабочих условиях;

- масса стабильного конденсата;

- объем газа в стандартных условиях.

2. Режим измерения и корректировки.

В режиме измерения и корректировки полностью открыты задвижки 5; 9; 17 и 18, положение двух электроуправляемых задвижек 6 и 16 управляется контроллером согласно алгоритму измерения. Продукция газоконденсатной скважины проходит через формирователь потока 2. После формирователя потока 2 продукция скважины разделяется на два потока. Основной объем продукции поступает в измерительной трубопровод 1. Часть потока продукции скважины отбирается при помощи пробоотборника (на рисунке не показан) и при открытой задвижке 9 поступает в дополнительную измерительную линию 8. Для обеспечения представительности отобранной части продукции, количество точек отбора по сечению трубопровода 1 не должно быть менее трех. Отношение объема продукции, поступающей в трубопровод 8 к основному объему продукции, поступающей в измерительный трубопровод 1, представляется выражением 1/K, где K - соотношение объемных расходов газоконденсатной смеси в измерительных трубопроводах 1 и 8. При этом объемный расход, измеряемый датчиком расхода газожидкостной смеси 10, должен быть не менее 5% от максимального значения расхода основного потока, измеряемого датчиком расхода 3.

После измерения объемного расхода в рабочих условиях, определяемых датчиками 11, газожидкостной смеси в дополнительном трубопроводе 8 датчиком расхода 10, продукция поступает в сепаратор 2, где происходит разделение газовой (газ) и жидкостной (газовый конденсат) фаз продукции скважины. Объемный расход газа в рабочих условиях после сепаратора 12, в трубопроводе 13, измеряется датчиками 14 и 15. Газовый конденсат накапливается в накопителе 21. При заполнении объема накопителя, задвижка с управляемым электроприводом 16 закрывается, а газовый конденсат вытесняется из накопителя 21 в трубопровод 22, на котором установлены датчики влагомера 23, расхода газового конденсата 24, датчики избыточного давления, температуры и плотности 25. Далее, измеренная продукция (газовый конденсат) направляется либо на факел 19, либо возвращается в коллектор 7.

Результаты суммарных измерений в трубопроводах 13 и 22 предварительно сравниваются с результатами измерения в дополнительном измерительном трубопроводе 8. В случае получения удовлетворительных оценок, (разница в показаниях не должна быть больше уставок, в абсолютных численных значениях, предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера), результаты измерения в трубопроводах 13 и 22, умноженные на коэффициент (К+1), сравниваются с текущими результатами измерения и вычисления в трубопроводе 1. В случае получения удовлетворительных оценок сравнения (разница в показаниях не должна быть больше уставок, в абсолютных численных значениях, предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера), результаты измерения и вычисления в трубопроводе 1 признаются достоверными. В противном случае, результаты измерения и вычисления в измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения в трубопроводах 13 и 22.

Устройство допускает возможность подключения к трубопроводу 13 через задвижку 32 сосуда высокого давления (на рисунке не показан). При открытой задвижке газ направляется в сосуд. Затем, через определенный промежуток времени, задвижка 32 закрывается, в сосуде стравливается давление и оценивается дополнительная порция конденсата.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет производить одновременные измерения расходных параметров газоконденсатных скважин в двух режимах, в результате чего обеспечивается непрерывная корректировка (калибровка) [14] результатов измерения.

Преимущество данного технического решения также состоит и в том, что в случае невозможности по каким-либо причинам (например, по причине отказа элементов) осуществления режима измерения и расчетов расходных параметров газоконденсатных скважин, устройство сохранит свою работоспособность, используя режим измерения и корректировки.

Заявитель также отмечает, что заявленное устройство пространственно может быть размещено в технологическом помещении, установленном на каком-либо транспортном шасси (мобильный вариант), или, например, часть его, осуществляющая режим непрерывного измерения и вычисления, может эксплуатироваться в технологическом помещении в стационарном исполнении.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям полезной модели и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.

1. Брусиловский А.И., Былинкин Г.П. Новый подход к подсчету геологических запасов нефти, газа и конденсата на единой методологической основе // Геология нефти и газа. - 1990. - 11. - С. 35-39

2. Патент РФ 2405933, опубл. 10.12.2010 г.

3. Патент РФ 2438015, опубл. 27.12.2011 г.

4. Патент РФ 2081311, опубл. 10.06.1997 г.

5. Патент РФ. 2223399, опубл. 10.02.2004 г.

6. Патент РФ 2103502, опубл. 27.01.1998 г.

7. Патент РФ 2103503, опубл. 27.01.1998 г.

8. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.615 - 2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. - М.: Стандартинформ, 2006 - 20 с.

9. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.647 - 2008. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр - М.: Стандартинформ, 2009 - 12 с.

10. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 8.595 - 2004 Государственная система обеспечения единства измерений. МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ - М.: ИПК Издательство стандартов, 2005 - 16 с.

14. Яковлев Ю.Н. Калибровка измерительных каналов систем многофункциональными калибраторами. //Датчики и Системы. - 2013, 6. - с. 27-41. (стр. 27).

1. Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, содержащее основной измерительный трубопровод с установленными на нем формирователем потока и датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности, присоединенный на входе к скважине, а на выходе к сборному коллектору, и контроллер с управляющими выходами, связанный на входе с датчиками измерительного трубопровода, отличающееся тем, что оно содержит дополнительный измерительный трубопровод, присоединенный к основному измерительному трубопроводу между его формирователем потока и датчиком расхода газа, с установленными на нем датчиками расхода газа, избыточного давления, температуры и плотности и сепаратором, имеющим выходы по газу и по газовому конденсату, соединенные трубопроводами со сборным коллектором, причем на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газу, установлены датчики расхода газа, избыточного давления, температуры, и плотности, а на трубопроводе, соединяющем сборный коллектор с выходом сепаратора по газовому конденсату, установлены накопитель газового конденсата и датчики влагомера, расхода газового конденсата, избыточного давления, температуры и плотности, при этом все датчики, установленные на дополнительном измерительном трубопроводе и трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, соединены со входом контроллера.

2. Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин по п.1, отличающееся тем, что на трубопроводах, соединяющих выходы сепаратора со сборным коллектором, перед входом в сборный коллектор установлена задвижка, при этом сами трубопроводы выполнены с возможностью присоединения к факельной линии.

Нефть, Газ и Энергетика

Для измерения дебита газа в скважинах используют расходомеры или специальные расходомерные устройства следующих типов:

- расходомеры (измерители докритического течения) - дифманометры;

- диафрагменные измерители критического течения (ДИКТ);

В промысловых условиях наиболее распространены измерительные устройства, основанные на методе переменного перепада давления.

Во время испытания газовой скважины при истечении газа в атмосферу дебит можно определить акустическим способом.

Дебит фонтанирующей скважины определяется с помощью эмпирических номограмм.

Читайте также: