способ измерения параметров, характеризующих режимы работы скважин, и групповая установка для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ измерения параметров, характеризующих режимы работы скважин, основанный на непрерывном или периодическом измерении дебитов продукции скважин при определенных давлениях и температурах и ее комплексного состава, отличающийся тем, что дополнительно производят измерение параметров, характеризующих одновременно и физико-структурные свойства продукции скважины - плотность, вязкость, причем измерения всех параметров производят ступенчатым изменением давления и температуры с последующей откачкой измеренной продукции в систему сбора или одновременно и закачкой отдельных компонентов добываемой продукции - газа, нефти или воды с химическими реагентами - обратно в скважину двухсекционными измерительно-насосными устройствами, каждая секция которых состоит из технологических пар «цилиндр-поршень» разных диаметров и длин, которые отделены друг от друга разделительной камерой, а поршни соединены между собой общим штоком, проходящим через разделительную камеру с торцевыми уплотнителями, причем пара «цилиндр-поршень» первой секции имеет больший диаметр и одновременно выполняет функции измерителя и гидравлического двигателя, а пара «цилиндр-поршень» второй секции имеет меньший диаметр, который устанавливают в зависимости от величин оптимальных параметров, характеризующих режимы измерения и откачки, и выполняет функции измерителя и насоса откачки, при этом при закачке отдельных компонентов продукции обратно в скважину их подают в измерительно-насосное устройство из отдельного газонефтеводоотделитедя.

2. Групповая установка для измерения параметров, характеризующих режимы работы скважин, состоящая из измерителя, верхних и нижних детекторов положения, датчиков давления и температуры, впускных и выпускных линий, отличающаяся тем, что измеритель состоит из одного, двух или нескольких двухсекционных измерительно-насосных устройств, секции которых одинаковы по конструкции, взаимозаменяемы и состоят из технологической пары «цилиндр-поршень» и имеют разные диаметры и длины, их цилиндры соединены разделительной камерой с торцевыми уплотнениями, а поршни обеих секций соединены при помощи общего штока, проходящего через разделительную камеру, причем впускная линия первой секции соединена непосредственно с выпускными линиями скважин, а ее выкидная линия соединена с впускной линией второй секции, выпускная линия которой соединена с впускной линией второго насосно-измерительного устройства, выпускная линия которого соединена или с выкидным нефтепроводом и системой сбора, или с впускной линией установленного между двумя двухсекционными измерительно-насосными устройствами газонефтеводоотделителя, выкидная линия которого через запорные устройства и отдельные отводы зон накопления отдельных компонентов соединена трубопроводом с измерительно-насосным устройством второй ступени откачки, выкидная линия которого связана как с затрубным пространством, так и с общим выкидным нефтепроводом установки, к которой присоединена и выкидная линия газонефтеводоотделителя, при этом все измерительно-насосные устройства, их отдельные секции или отдельные ступени размещены в общем технологическом блоке или в отдельных блоках в наземном, подземном или в смешанном вариантах.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а также может быть использовано в других отраслях народного хозяйства, например при добыче воды, газа и др.

Известен способ измерения дебитов продукции скважин и составляющих их компонентов объемным способом соответственно при помощи турбинных счетчиков и по данным лабораторных анализов проб, отобранных периодически в разное время. При этом скважинная продукция поступает в газосепаратор, где происходит отделение из скважинной жидкости газа и накопление в нем жидкости с остаточным в ней газом, который периодически выдавливается из газосепаратора через турбинный счетчик под давлением газа в выкидной нефтепровод в систему сбора [1].

Недостатками данного способа являются:

- измерение только объема скважинной жидкости с остаточным свободным газом;

- сохранение на устьях скважин высоких давлений, связанных с транспортировкой добываемой продукции по системе сбора;

- невозможность определения компонентного состава продукции, добываемой из скважин;

- невозможность определения фазово-структурных свойств добываемой продукции из скважин и контроля их измерениями;

- ограничение возможностей повышения эффективности работы системы "скважина - система сбора" за счет использования многофункционального оборудования, позволяющего выполнять различные операции при ее эксплуатации;

- производить дальнейшее унифицирование эксплуатационного оборудования. Наиболее близким техническим решением является измерение дебитов продукции скважин трубными объемно-массовыми измерителями [2].

Недостатками способа и измерительного устройства являются:

- сохранение на устьях скважин высоких давлений;

- невозможность совмещения, кроме измерения дебитов продукции скважин и непрерывного учета ее по компонентному составу, технологических функций и параметров, характеризующих изменения физико-структурных свойств добываемой продукции. Целью изобретения является одновременное выполнение групповой установкой комплекса функций измерения параметров, характеризующих режимы работы, и расширение выполняемых технологических функций, повышающих эффективность эксплуатации скважин.

Поставленная цель достигается способом измерения параметров, характеризующих режимы работы скважин, основанным на непрерывном или периодическом измерении дебитов продукции скважин при определенных давлениях и температурах и ее комплексного состава, отличающийся тем, что дополнительно производят измерение параметров, характеризующих одновременно и физико-структурные свойства продукции скважины - плотность, вязкость, причем измерения всех параметров производят ступенчатым изменением давления и температуры с последующей откачкой измеренной продукции в систему сбора или одновременно и закачкой отдельных компонентов добываемой продукции - газа, нефти или воды с химическими реагентами обратно в скважину двухсекционными измерительно-насосными устройствами, каждая секция которых состоит из технологических пар "цилиндр - поршень" разных диаметров и длин, которые отделены друг от друга разделительной камерой, а поршни соединены между собой общим штоком, проходящим через разделительную камеру с торцевыми уплотнителями, причем пара "цилиндр - поршень" первой секции имеет больший диаметр и одновременно выполняет функции измерителя и гидравлического двигателя, а пара "цилиндр - поршень" второй секции имеет меньший диаметр, который устанавливают в зависимости от величин оптимальных параметров, характеризующих режимы измерения и откачки, и выполняет функции измерителя и насоса откачки, при этом при закачке отдельных компонентов продукции обратно в скважину их подают в измерительно-насосное устройство из отдельного газонефтеводоотделителя.

Поставленная цель достигается групповой установкой для измерения параметров, характеризующих режимы работы скважин, состоящей из измерителя, верхних и нижних детекторов положения, датчиков давления и температуры, впускных и выпускных линий, в которой измеритель состоит из одного, двух или нескольких двухсекционных измерительно-насосных устройств, секции которых одинаковы по конструкции, взаимозаменяемы и состоят из технологической пары "цилиндр - поршень" и имеют разные диаметры и длины, их цилиндры соединены разделительной камерой с торцевыми уплотнениями, а поршни обеих секций соединены при помощи общего штока, проходящего через разделительную камеру, причем впускная линия первой секции соединена непосредственно с выпускными линиями скважин, а ее выкидная линия соединена с впускной линией второй секции, выпускная линия которой соединена с впускной линией второго насосно-измерительного устройства, выпускная линия которого соединена или с выкидным нефтепроводом и системой сбора, или с впускной линией установленного между двумя двухсекционными измерительно-насосными устройствами газонефтеводоотделителя, выкидная линия которого через запорные устройства и отдельные отводы зон накопления отдельных компонентов соединена трубопроводом с измерительно-насосным устройством второй ступени откачки, выкидная линия которого связана как с затрубным пространством, так и с ее выкидной линией и с общим выкидным нефтепроводом установки, к которой присоединена и выкидная линия газонефтеводоотделителя, при этом все измерительно-насосные устройства или их отдельные секции или отдельные ступени размещены в общем технологическом блоке или в отдельных блоках в наземном, подземном или в смешанном вариантах.

На чертеже приведена схема групповой установки 1, состоящей из двухсекционных измерительно-насосных устройств, предназначенных для измерения и определения основных параметров добываемых скважинных продукций, работы скважин и нефтепромыслового оборудования, применяемых при добыче и откачке в систему сбора или закачки их отдельных компонентов обратно в скважины для их обработки.

При этом групповые установки в зависимости от функций, которые должны быть выполнены, изготавливаются в различных вариантах.

Когда требуется определить только значения основных параметров, характеризующих количество, состав и свойства добываемой продукции отдельных скважин поочередно и работающего оборудования, применяют только одно двухсекционное измерительно-насосное устройство 4, когда с определением показателей работы отдельных скважин одновременно определяют показатели эффективности эксплуатации всех подключенных к групповой установке скважин, то устанавливают два двухсекционных измерительно-насосных устройства 5 с меньшими и большими диаметрами технологических пар.

У двухсекционных измерительно-насосных устройств 4, 5 секции состоят из отдельных трубных цилиндрических секций, которые соединяются друг с другом разделительной камерой 2, фланцевыми соединениями 3, где каждая из секций имеет технологические пары "цилиндр - поршень" разных диаметров. Поршни двух секций 4', 5' одного устройства соединены между собой общим штоком 6', проходящим разделительную камеру через уплотнители на торцевых перегородках 7. На цилиндре каждой секции, у противоположных торцов установлены детекторы положения 8, датчики давления 9 и температуры 10, впускные линии первой секции 12 соединены непосредственно с выпускными линиями 11 скважин 28, а ее выкидная линия 12' соединена с впускной линией второй секции 13, выпускной линией 13', которая соединена с впускной линией второго насосно-измерительного устройства 15, выпускная линия 15' соединяется с впускной линией второй секции 16, далее ее выкидной линией 16' и с выкидным нефтепроводом 17 и системой сбора, или с впускной линией 18 установленного между двумя двухсекционными измерительно-насосными устройствами газонефтеводоразделителя 20, выкидные линии 19, 23, 27 которого через запорные устройства 21, 22 и отдельные отводы зон накопления отдельных компонентов соединены трубопроводом 23 с измерительно-насосным устройством второй ступени откачки 6, выкидная линия которого связана с затрубным пространством через задвижку 25, так и с общей выкидной линией установки 24 второй ступени двухсекционного измерительно-насосного устройства 6, к которому присоединена выкидная линия газонефтеводоразделителя 20, далее соединены к выкидной линии 17 первой ступени двухсекционных насосных устройств 4, 5 и выкидному нефтепроводу групповой установки 26. При этом все измерительно-насосные устройства, их отдельные ступени и другие устройства размещены в общем технологическом блоке или в отдельных блоках в наземном, подземном или в смешанных вариантах.

Изобретение от прототипа отличается тем, что групповая установка состоит из одного или нескольких двухсекционных измерительно-насосных устройств, которые позволяют:

- определить количество скважинной продукции в объемном и массовом выражениях добытой из одной скважины или всей продукции групп скважин и составляющих ее отдельных компонентов (нефти, газа, воды) и контролировать их изменения;

- вести непрерывный учет всей добываемой продукции и составляющих ее компонентов отдельно по времени;

- определить физические свойства (плотности, вязкости) и контролировать их изменения с изменением давления и температуры поднимаемой продукции.

Изобретение отличается и тем, что двухсекционные измерительно-насосные устройства изготавливаются в виде отдельных секций, имеющих разные диаметры и длины, что позволяет расширить диапазоны их применения, которые при изменении нефтепромысловых условий могут быть заменены на рациональные размеры.

Групповая установка отличается также и тем, что позволяет сохранить на устьях скважин значительно меньшие давления по сравнению с давлением, установленным в системе сбора, а при необходимости, с целью повышения эффективности эксплуатации скважин путем уменьшения плотности и вязкости, исключения запарафинивания подземного оборудования, образования газожидкостных эмульсий, закачивать отдельные компоненты добываемой продукции: нефти, газа, воды обратно в скважины с добавкой химических реагентов или без них.

Способ, заключающийся в расширении функциональных возможностей групповых установок, осуществляют применением двухсекционных или нескольких двухсекционных измерительно-насосных устройств, каждое устройство которой состоит из двух секций, представляющих пары "цилиндр - поршень", соединенные друг с другом разделительной камерой 2, поршни которых соединены с общим штоком 6'. Диаметры и длины пар "цилиндр - плунжер" могут быть в зависимости от выполняемой ими функции разными. Когда первая пара первой секции выполняет одновременно функции измерителя и гидравлического двигателя, диаметр принимают большим, чем диаметр второй пары второй секции, выполняющей кроме функций измерителя также и функцию насоса-откачки, откачивающей добываемую продукцию в систему сбора или одновременно раздельно отдельных ее компонентов обратно в скважину под различным имеющимся в зависимости от расходов продукции давлением, соответственно которым изменяются и длины отдельных секций, которые с уменьшением их диаметров увеличиваются.

Параметры, характеризующие компонентный состав и физико-структурные свойства добываемой и откачиваемой продукции: плотность, вязкость, определяют также при различных определенных давлениях и температурах, по значениям которых устанавливают оптимальные режимы добычи, измерений и откачки.

В способе добычи скважинной продукции, если часть давления, устанавливаемая в системе сбора от устья скважин, снимается, то это позволяет интенсифицировать газирование поднимаемой по колонне подъемных труб продукции и уменьшить ее плотность, а при откачке в систему сбора сжимать ее до рациональной величины, что позволяет часть выделившегося из нефти газа поддержать в растворенном состоянии и уменьшить объем транспортируемой продукции, ее вязкость, то есть оптимизировать режимы движения при более рациональных скоростях. Групповая установка работает следующим образом. Групповая установка в зависимости от поставленных задач включает одно или несколько двухсекционных измерительно-насосных устройств, состоящих из двух технологических пар "цилиндр - поршень" с газосепаратором или без него, поршни которых соединены друг с другом общим штоком и устанавливается в общих помещениях или в отдельных технологических блоках, которые выполняют в наземном, подземном или в смешанном, в полуназемном и полуподземном вариантах.

При добыче продукции, когда в системе сбора давление транспортировки не превышает 5 кгс/см², в групповой установке устанавливают только одно двухсекционное измерительно-насосное устройство, которое применяют только для производства исследовательских работ: последовательного измерения дебитов продукции всех подключенных к групповой установке скважин, поочередно и отдельно; определения и учета по компонентному составу добываемой продукции по каждой скважине и в целом по групповой установке при различных давлениях и температурах, плотности и вязкости измеряемой продукции, что позволяет контролировать характер изменения ее состава и физических свойств добываемой продукции во времени, то есть соблюдать рациональный режим эксплуатации скважин.

При этом значения исследуемых параметров определяют по величине давления гидростатического столба измеряемой продукции, проходящей через двухсекционный измеритель-насос, и по величине гидравлических потерь с изменением расходов при различных давлениях и температурах.

При этом продукция скважины сначала поступает в первую секцию двухсекционного измерительно-насосного устройства, где определяют при фиксированном объеме ее массу и компонентный состав. По измеренным значениям давлений гидростатического столба при движении и после остановки движения продукции определяют величину потерь, затрачиваемых на преодоление гидродинамических сопротивлений при различных вязкостях продукции. Далее из первой секции продукция отжимается во вторую секцию устройства 5, где измерение дебита продукции и других искомых ее параметров производят при более высоких давлениях, а когда необходимо, и при более высоких температурах, что обеспечивается регулированием расхода при помощи запорно-регулирующих устройств, а при необходимости и дополнительным подогревом.

В тех случаях, когда в системе сбора давление равно или больше 5 кгс/см² и когда это давление сопровождается значительным увеличением нагрузки на подземное и наземное глубинно-насосное оборудование, что снижает эффективность эксплуатации системы "пласт - скважина - оборудование", эффективность их работы поддерживается как за счет снятия части давления, установившегося в системе сбора от устья всех эксплуатационных скважин, установкой в групповой измерительной установке двух двухсекционных измерителей-насосов: один для отдельного, последовательно-поочередного измерения дебита продукции всех скважин, подключенных к групповой установке, и определения других основных параметров, характеризующих их работу, а другой - для определения и компонентного учета продукции, поступающей из всех скважин непрерывно во времени.

При этом продукция после измерения дебита отдельной скважины, как продукция всех других скважин, работающих через групповую установку, поступает в общее двухсекционное измерительно-насосное устройство, у которого диаметры и длины технологических пар "цилиндр - поршень" и их длины хода определяют исходя из общего расхода продукции, пропускаемой через устройство, и величины давления, устанавливаемого в системе сбора, а в случаях закачки отдельных компонентов продукции обратно в скважины, с учетом давления закачки, под которым необходимо подавать продукцию в газонефтеводоразделитель, а далее этот компонент подают во вторую ступень измерительно-насосного устройства.

При этом, когда скважины эксплуатируются в сочетании глубинно-насосной добычи с газлифтом, с использованием газа, выделяющегося из продукции скважин, работающих через групповую установку, или с подливом нефти или воды для уменьшения гидродинамических сопротивлений при добыче вязкой, высоковязкой продукции, в групповой установке устанавливают для закачки отдельных компонентов добываемой продукции дополнительно третье измерительно-насосное устройство, позволяющее закачивать их в скважины со ступенчатым повышением давления, то есть вторую ступень откачки.

В этом случае между двухсекционными измерительно-насосными устройствами первой и второй ступени откачки устанавливают газонефтеводоразделитель, где производят отделение газа, нефти и воды, из которого необходимый компонент направляется в двухсекционное измерительно-насосное устройство второй ступени откачки, а остальная продукция выдавливается через выкидную линию газонефтеводоразделителя в общий выкидной нефтепровод групповой установки. Объем закачиваемого компонента и давление закачки измерительно-насосного устройства второй ступени откачки регулируется диаметром, длиной технологических пар "цилиндр - поршень" и регулирующими запорными устройствами, остаточная его часть выбрасывается через трубопровод в выкидной нефтепровод групповой установки.

Внедрение изобретения в производство позволяет:

- уменьшить величину потерь добычи нефти за счет сокращения работы скважин с отклонениями от оптимального дебита;

- установить на устьях скважин величины оптимальных давлений, значительно меньших, чем в системе сбора, а следовательно уменьшить затраты средств на добычу нефти и газа;

- повысить точность измерений дебитов как отдельных скважин, так и общих дебитов продукции всех скважин, так и их компонентный состав, а также других основных параметров (давлений и температур), характеризующих физико-структурное состояние эксплуатации скважин;

- осуществлять непрерывный учет добываемой продукции и контролировать технологические режимы скважин. Уменьшить затраты на добычу скважинной продукции за счет:

- уменьшения плотности, вязкости продукции, проведения периодической или непрерывной обработки скважин различными термохимическими методами;

- глушения, промывки скважин и нефтепровода отдельными компонентами добываемой продукции

Источники информации

1. ТУ 39-1571-91 "Установка групповая автоматизированная", изготовитель - Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА".

2. RU 2069264 C1 6 E 21 В 47/10, Изобр. №5065/66/03 от 19.02.92 г. Бюл. №32 от 20.11.96 г. Авт. Тимашев А.Т., Колесников А.Н., Шайгаллямов И.Г.