ДЕБИТОМЕР Российский патент 1994 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для учета дебита скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами с электрическим приводом.

Известны системы для учета дебита скважин с помощью групповых замерных установок, в которых для измерения дебита используются емкости или турбинные счетчики жидкости (Справочная книга по добыче нефти. Ш.К.Гиматудинов. М. : Недра, 1974).

Недостатками этой системы являются:
1 - система работает в дискретном режиме, последовательно от скважины к скважине, что исключает возможность непрерывного измерения нескольких скважин одновременно;
2 - замерные устройства имеют сложную механическую конструкцию с большим объемом металла и большим количеством запорной арматуры;
3 - для работы системы необходимы газосепараторы, от изменения режима которых зависит точность в измерении дебита;
4 - при эксплуатации замерных установок происходит большая загазованность окружающей среды;
5 - обслуживание установок требует принятия чрезвычайных мер безопасности;
6 - установки не работоспособны при измерении дебита высоковязких нефтей;
7 - из-за большого времени измерения одной скважины (4 ч) время между измерениями достигает нескольких суток, в течение которых скважины находятся вне контроля, что приводит к значительным потерям в дебите нефти при неожиданных отказах в работе установок.

Все перечисленные недостатки не дают возможности объективно оценить работоспособность скважины, общий объем добытой нефти, а сложность конструкции приводит к большим капитальным и эксплуатационным расходам.

Известно устройство (а. с. N 148556), предназначенное для отключения электродвигателя привода при аварийных режимах работы оборудования скважины, содержащее статический преобразователь мощности и электронную схему на транзисторах, который автоматически анализирует мощность и выдает сигнал на отключение установки в случае возникновения аварийной ситуации на скважине.

Недостатком этого устройства является то, что оно не анализирует дебит скважины, а только реагирует на аварийные ситуации, возникающие на скважине.

Известен способ измерения дебита скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом (а.с. N 1452959), основанный на анализе активной мощности и давления на устье скважины, который позволяет существенно упростить измерительную аппаратуру и сам процесс измерения дебита.

Наиболее близким по технической сущности является устройство [1], содержащее станок-качалку с электродвигателем, глубинный насос, статический преобразователь мощности, ключ, блок управления, формирователь нормируемых импульсов, блок обработки сигналов, выполненный в виде ЭВМ. Недостатком этого устройства является то, что в нем отсутствует узел компенсации потерь мощности холостого хода наземного оборудования, схема уставки по дебиту, реле времени с задатчиком, которое реагирует на изменение дебита ниже заданной величины, схема формирователя информативных сигналов о значении дебита и его снижении ниже заданной величины, а также элементы телемеханики и приемное устройство, служащие для дистанционного измерения дебита.

Цель изобретения - упрощение процесса непрерывного измерения дебита скважины и передача его текущего и суммарного значения на диспетчерский пункт.

Цель достигается тем, что дебитомер снабжен схемой компенсации потерь мощности наземного оборудования, схемой установки масштаба по дебиту, реле времени, схемой установки реле времени, счетчиком импульсов, схемой формирователя информативных сигналов о значении дебита и его снижении ниже заданной величины, линией связи от скважины до группового информационного пункта, микропроцессором, передающим устройством телемеханики, линией связи от группового информационного пункта до диспетчерского пункта, при этом выход статического преобразователя мощности соединен с входом схемы компенсации потерь мощности наземного оборудования, выход с которой соединен с входом схемы установки масштаба по дебиту, выход с которой соединен с формирователем нормируемых импульсов, выход с которого соединен с входом ключа, один выход с которого соединен с формирователем нормируемых импульсов, другой - со счетчиком импульсов, третий - с входом схемы формирователя информативных сигналов о значении дебита, четвертый - со сбросовым входом реле времени, выход со схемы установки реле времени соединен с входом реле времени, выход с которого соединен с входом схемы формирователя информативных сигналов о снижении дебита ниже заданной величины, выход с которой соединен с входом линии связи, идущей от скважины до группового информационного пункта, выход с которого соединен с одним из входов микропроцессора, выход микропроцессора соединен с входом передающего устройства телемеханики, выход которой подключен к входу линии связи, идущей от группового информационного пункта до диспетчерского пункта, выход линии связи соединен с входом приемного устройства системы телемеханики, выход которой подключен к микроЭВМ, а в качестве формирователя нормируемых импульсов взят формирователь нормируемых импульсов по дебиту.

На фиг.1 представлена схема скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом с приводом от станка-качалки; на фиг.2 - диаграмма мощности приводного электродвигателя; на фиг.3 - структурная схема дебитомера; на фиг.6 - диаграммы: а - активной мощности, потребляемой электродвигателем привода станка-качалки; б - активной мощности за вычетом мощности потерь в наземном оборудовании; в - напряжения, действующего на выходе интегратора формирователя нормируемых импульсов; г - работы ключа; д - работы счетчика импульсов; е - работы реле времени; ж - работы формирователя информативных сигналов; на фиг. 7 - график результатов сравнительных испытаний дебитомера с автоматизированной групповой замерной установкой; на фиг.8 - график результатов сравнительных испытаний дебитомера с турбинным счетчиком; на фиг.9 - график результатов сравнительных испытаний дебитомера с турбинным счетчиком.

Скважина со штанговым насосом с приводом от станка-качалки (фиг.1) состоит из глубинного штангового насоса 1, насосных штанг 2, насосных труб 3, станка-качалки 4. Глубинный штанговый насос служит для подъема жидкости из скважины. Он состоит из цилиндра 5, плунжера 6, приемного 7 и нагнетательного 8 клапанов. Насосные штанги 2 служат для привода глубинного насоса с поверхности. Они представляют собой стальные стержни круглого сечения с утолщенными концами с резьбой и участков с квадратным сечением для захвата ключом. Верхняя крайняя штанга соединяется с устьевым штоком 9, который имеет полированную поверхность. Станок-качалка 4 предназначен для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса посредством штанг. Привод станка-качалки осуществляется от индивидуального электродвигателя 10 и управляется от станции 11 управления. Жидкость откачивается из пласта 12. Важнейшим показателем работы скважинной штанговой насосной установки является ее производительность, которая пропорциональна работе, совершаемой электродвигателем привода на устьевом штоке. Показателем этой работы является активная мощность, потребляемая приводом насосной установки, и давление, развиваемое насосом. На фиг.2 дана диаграмма активной мощности за цикл качания насоса. Точка А соответствует началу хода устьевого штока вверх, точка Е соответствует началу хода устьевого штока вниз. В точке А шатун и кривошип находятся на одной линии и усилия в них действуют на растяжение между их осями. При этом мощность электродвигателя привода затрачивается только на преодоление потерь в наземном оборудовании. Следовательно, отрезок ОА, находящийся между нулевой линией ОМ и условной нулевой линией АС, пропорционален мощности холостого хода наземного оборудования. Алгебраическая сумма площадей диаграмм, вычисленная относительно условной нулевой линии АС, будет пропорциональна работе, совершаемой на устьевом штоке за цикл качания по подъему жидкости и преодоления сил трения в глубинном оборудовании. Средняя мощность, потребляемая электродвигателем за цикл качания, будет проходить по линии ВD. Рассмотрим основные энергетические соотношения, связанные с подъемом жидкости штанговыми насосами. Исходя из кинематики станка-качалки, при которой время хода устьевого штока вверх равно времени его хода вниз, а полезная работа совершается только при ходе его вверх, можно записать, что работа по подъему жидкости при ходе устьевого штока вверх равна
A=Fs ρ gH, где A - работа, Дж; F - площадь поршня насоса, м²; s - длина хода поршня, м; ρ - плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; H - высота подъема жидкости, м.

Работа насоса, выраженная через подачу, равна
A=Q ρ gH+(Дж), где Q=Fs - подача насоса за цикл качания, м³.

Тогда можно записать, что
Q = (м³/цикл)
Выразив подачу через мощность, зная, что N=A/T, тогда
Q = (м³/с), где N - средняя мощность на приводе насоса за цикл качания, Вт;
Т - время одного цикла качания, с.

Как было отмечено выше, полезная работа по подъему жидкости совершается только при ходе устьевого штока вверх, интегральное значение мощности берется за цикл качания в целом, так как при ходе устьевого штока вверх часть полезной работы совершается за счет уравновешивающих грузов, а при ходе устьевого штока вниз часть энергии расходуется на подъем уравновешивающих грузов, находящихся на кривошипах. Полезную работу при ходе устьевого штока вверх можно также выразить и через двойное значение средней мощности, действующей за цикл качания. Для нахождения взаимосвязи между мощностью и давлением выражают произведение величин ρ gH через давление P_пж (МПа)
ρ gH=P_пж˙10⁶, а мощность, действующую на приводном штоке насоса, через электрическую мощность, действующую на устьевом штоке станка-качалки.

Q = η_го (м³/c) , где Р - среднее значение мощности за цикл качания, кВт;
P_пж - среднее давление, приходящееся на плунжер насоса от веса поднимаемого столба жидкости электродвигателем и грузами на кривошипе за период хода устьевого штока вверх, МПа;
η_го - КПД глубинного оборудования установки.

Принимая значения η_го и P_пж за время измерения постоянными, можем записать, что производительность установки пропорциональна активной мощности, идущей на подъем жидкости, т.е.

Q = η_го (м³/c) ,
Зная плотность жидкости в поверхностных условиях, определяют
Q = η_го (т/c) или
Q = K P_ср(t)dt.

Таким образом активная мощность, потребляемая приводом установки из сети за вычетом мощности холостого хода наземного оборудования, пропорциональна производительности установки, а применительно к скважине ее дебиту. Стоит задача непрерывного интегрирования этой мощности и формирования импульсов, пропорциональных единицам дебита, например, тоннам, кубометрам, килограммам. Далее накапливают эти импульсы и по требованию передают для обработки и хранения в ЭВМ, находящуюся на центральном диспетчерском пункте.

Дебитомер, структурная схема которого показана на фиг.3, состоит из статического преобразователя 13 мощности, который через измерительный трансформатор 14 тока и вывод обмотки напряжения преобразователя 15 мощности подключен к одной из фаз силовой сети, питающей приводной электродвигатель 10 станка-качалки 4. Узел 16 компенсации потерь мощности холостого хода наземного оборудования, на который подается опорное напряжение от блока 17 питания, от которого также подается напряжение на всю схему, схемы 18 уставки по дебиту, выход с которой подан на формирователь 19 нормируемых импульсов по дебиту, ключа 20, который управляет счетчиком 21 импульсов и работой формирователя нормируемых импульсов, реле 22 времени с задатчиком 23 времени, которое реагирует на изменение дебита ниже заданной величины и схемы 24 формирователя информативных сигналов о значении дебита и его снижении ниже заданной величины, линии 25 связи от скважины до группового информационного пункта, микропроцессора 26, передающего устройства системы 27 телемеханики, линии 28 связи между групповым информационным пунктом и диспетчерским пунктом, приемного устройства системы 29 телемеханики на диспетчерском пункте и микроЭВМ 30.

Статический преобразователь 13 мощности, схема которого показана на фиг.4, выполнен на нелинейных полупроводниковых сопротивлениях (выристорах). Компенсация потерь мощности холостого хода наземного оборудования осуществляется узлом 16 от отдельного стабилизированного источника питания, находящегося в блоке 17 питания и управления. Формирователь 19 нормируемых импульсов выполнен на интеграторе и компараторе. Он преобразует напряжение в частоту, которая затем считывается электромеханическим счетчиком 21. Реле 22 времени выполнено также на интеграторе и компараторе и служит для выдачи сигнала, когда время формирования нормируемых импульсов будет меньше заданного. Регулировка уставки срабатывания реле времени производится с помощью задатчика 23. Схема 24 формирователя информативных сигналов о значении дебита и его отклонения от заданной величины позволяет измерять время между импульсами, идущими на счетчик 21, а также получать импульсы когда дебит станет ниже заданной величины, которые затем через линию 25 связи поступают на микропроцессор 26 для считывания и хранения нормируемых импульсов и на передающее устройство системы телемеханики при появлении импульсов, сигнализирующих о снижении дебита ниже заданной величины, которые немедленно через линию 28 связи поступают в приемное устройство системы 29 телемеханики и далее на микроЭВМ для индикации и выдачи сигнала. В нужный момент информация о дебите в виде числа нормируемых импульсов снимается с микропроцессора 26 и по системе телемеханики (27, 29, 29) подается на микроЭВМ для хранения и обработки и представления потребителю. Схема 18 уставки по дебиту представляет собой потенциометр, с помощью которого возможно менять величину напряжения, подаваемого на вход формирователя нормируемых импульсов. Ручка потенциометра выведена на переднюю панель устройства.

Дебитомер настраивается и работает следующим образом.

После определения дебита скважины способом, описанным в а.с. N 1452959, с помощью ручки потенциометра RP7 (фиг.4) узла 16 компенсации потерь при нажатой кнопке SB1, чтобы в момент начала хода полированного штока вверх, вольтметр РА показывал нулевое значение напряжения. Далее задаются ценой деления одного импульса, например, 1 импульс 1 кг, или 1 импульс 10 кг, или 1 импульс 100 кг. Затем определяют время τ между импульсами по формуле:
τ = (с), где К=1-1 импульс равен 1000 кг; К=10-1 импульс равен 100 кг; К=100-1 импульс равен 10 кг; К=1000-1 импульс равен 1 кг.

Далее ручкой потенциометра RP4 схемы 18 уставки масштаба по дебиту добиваются, чтобы время между срабатыванием счетчика 21 импульсов соответствовало расчетному значению. На этом настройка заканчивается. Затем задают допустимое значение снижения дебита, после которого должен поступить сигнал на диспетчерский пункт. Например 25%. С помощью ручки потенциометра RP8 задатчика 23 времени добиваются, чтобы время выдержки реле 22 времени было больше, чем время между импульсами, идущими на счетчик 21, на 25%. После такой настройки дебитомер оставляется на длительное время в работе. Дополнительная настройка ведется в случае смены режима работы установки или же после очередного подземного ремонта скважины. При снижении дебита ниже заданной величины дебитомер будет выдавать нормируемый импульс по системе телемеханики на диспетчерский пункт.

Дебитомер в целом работает следующим образом.

При включении дебитомера в работу напряжение, пропорциональное активной мощности (фиг. 6а), потребляемой электродвигателем привода установки, получаемое с помощью статического преобразователя 13 мощности, подается последовательно через потенциометр RP7 (фиг.4), на который от стабилизированного источника питания ZV (фиг.5) подается напряжение с указанной на схеме полярностью. В результате происходит вычитание из напряжения, идущего от преобразователя 13 мощности напряжения, пропорционального потерям в наземном оборудовании, которое по экспериментальным данным можно считать постоянным. Результирующее напряжение (фиг.6б), пропорциональное работе на устьевом штоке, поступает на вход интегратора А1 (фиг.4) формирователя 19 нормируемых импульсов. На выходе интегратора в зависимости от полярности результирующего напряжения будет расти напряжение (фиг.6а). При достижении значения уставки, которая задана потенциометром RP4 (фиг.4), компаратор А2 (фиг.4) опрокидывается и на его выходе появляется скачкообразно напряжение, которое запускает триггер Шмитта ТШ на 0,5 с. В свою очередь триггер ТШ через транзистор УТЗ включает реле времени К1 и К2 ключа 20 (фиг.6в), а также через транзистор УТ4 счетчик РС. В результате реле К1 своим контактом К1.1 возвращает интегратор А1 в исходное состояние, а контактом К2.1 реле К2 ставит в исходное состояние реле 22 времени. После срабатывания счетчика РС 21 с коллектора транзистора УТ5 формируется импульс через транзистор УТ8 в виде положительного импульса, который поступает в линию связи системы, идущей от скважины до группового информационного пункта, и далее поступает на вход микропроцессора для считывания. Если значение дебита станет ниже заданной величины, то время формирования нормируемых импульсов будет больше (фиг.6в), чем время срабатывания реле времени (фиг.6с). В этом случае срабатывает компаратор А4 реле времени, который выдает импульс. Этот импульс через транзистор УТ6 открывает транзистор УТ7, при этом загорается сигнальный светодиод VD9, вы результате на выходе транзистора УТ9 образуется импульс отрицательной полярности (фиг.6ж), который по линии связи передается на групповой информационный пункт и, минуя микропроцессор, поступает по системе телемеханики на диспетчерский пункт промысла для принятия необходимых решений. Измерение дебита дистанционно может производиться по каждой скважине в текущих координатах времени или же сниматься с микропроцессора в любой момент времени. Причем с микропроцессора снимается суммарное значение дебита с начала его измерения. При измерении в текущих координатах времени измеряется и текущее значение дебита. При измерениях в реальном масштабе времени с помощью телемеханики выбирается с диспетчерского пункта данная скважина. При этом по линии связи идут импульсы положительной полярности. Каждый импульс соответствует моменту срабатывания счетчика дебитомера. Зная число импульсов за заданное время измерения и цену импульса, определяют дебит по формуле
Q = , где Т_р - расчетный период (за сутки, за час и т.д.);
n - число импульсов, от которых срабатывает счетчик, имп.;
с - цена деления одного импульса, т;
Т_и - время измерения, с.

Например, Т_р= 86400 с (сутки); n=80 имп.; с=0,01 т; Т_и=864 с. Тогда дебит будет равен
Q = = 80 т/сут.

Как следует из формулы, результат измерения при известной цене деления и времени измерения в 864 с заключается в измерении числа импульсов без всяких дополнительных вычислений. В существующих системах телемеханики на нефтяных промыслах может использоваться память на магнитных элементах или же микропроцессор. При этом процесс измерения идет сразу по всему кусту скважин, относящемуся к данному информационному пункту в течение 864 с. После чего полученные данные снимаются и передаются на диспетчерский пункт с записью на дисплее. При использовании микропроцессора, как это делается в Сибири, с микропроцессора снимается на диспетчерский пункт суммарное число импульсов, которое соответствует числу на счетчике дебитомера. При этом текущий дебит вычисляется путем вычитания из полученного числа на данный момент - числа, которое было снято в предыдущее время, с дальнейшим делением на число суток (или части суток):
Q=(n_т-n_п)k/c,
где n_т - текущее число импульсов; nп - предыдущее число импульсов; с - число суток или часть суток; к - цена импульса.

Например: n_т=2468 имп.; n_п=1252 имп.; с= сутки; к=0,1 т.

Тогда
Q=(2468-1252)0,1 ≠ 1=121,6 т/сут.

Значение дебита на скважине оператор снимает непосредственно со счетчика дебитомера. На фиг.5 показаны результаты сравнительных испытаний по измерению дебита между автоматизированными групповыми замерными установками и рассмотренным дебитомером. Измерения на АГЗУ делались дискретно через несколько суток, и полученные значения экстраполиpовались на время между измерениями. Дебитомер вел измерение дебита непрерывно. Из анализа данных следует, что показания по АГЗУ завышены, так как не учитывались возможные простои скважины между замерами, а иные замеры не обоснованно отклоняются от среднего значения. На фиг.7 и 8 показаны результаты сравнительных испытаний дебитомера, когда измерения производились с помощью турбинного счетчика и дебитомера.

Из анализа полученных данных следует, что показания дебитомера находятся в полной корреляционной зависимости от показания турбинного счетчика.

Полученные сравнительные испытания позволяют сделать вывод, что рассматриваемый дебитомер является более точным и стабильным в показаниях и может быть широко использован не нефтяных промыслах.

К данному моменту на нефтяных промыслах накопился ряд проблем, среди которых и такая - по какому пути идти модернизации нефтяных промыслов, в частности по сбору продукции со скважин. Здесь два пути: или использовать традиционные схемы сбора продукции со скважин с использованием групповых замерных установок, или же искать иные пути. Использование традиционных схем сбора продукции со скважин потребует при реконструкции нефтепромыслов большого количества труб, так как срок годности старых истек. Это в свою очередь потребует строительства новых заводов по производству труб и арматуры, а следовательно и новых колоссальных экономических затрат. Путь реконструкции нефтяных промыслов неизбежен, так как уже сейчас в среднем по каждому нефтепромысловому объединению бывает до 20 000 порывов труб в год, что ведет к катастрофическому загрязнению окружающей среды. Предлагаемый дебитомер на более высоком уровне может решить вопросы учета дебита скважин, в несколько раз сократить расходы на реконструкцию нефтяных промыслов, повысить культуру обслуживания скважин, увеличить добычу нефти, уменьшить непроизводительные простои скважин и улучшить экологическую обстановку на нефтяных промыслах.

Непрерывный учет дебита скважин с помощью рассматриваемого дебитомера позволяет более объективно подойти к вопросам разработки нефтяных месторождений, так как становится возможным оценить правильно баланс добытой с пласта жидкости и закачанной в него жидкости для поддержания пластового давления, что позволит повысить нефтеотдачу пластов и изучить пути миграции закачиваемой в пласт жидкости, когда не исключена возможность попадания ее в пресные водоемы и реки.

Использование: в области добычи нефти и для учета дебита скважины. Сущность изобретения: устройство включает станок-качалку с электродвигателем, глубинный насос, статический преобразователь мощности, выход с которого соединен с входом схемы компенсации потерь мощности наземного оборудования, выход с которой соединен с входом схемы установки масштаба по дебиту, выход с которого соединен с формирователем нормируемых импульсов, выход с которого соединен с входом ключа, один выход с которого соединен с формирователем нормируемых импульсов, другой - со счетчиком импульсов, третий - с входом схемы формирователя информативных сигналов о значении дебита, четвертый - со сбросовым входом реле времени, выход со схемы установки реле времени соединен с входом реле времени, выход с которого соединен с входом схемы формирования информативных сигналов о снижении дебита ниже заданной величины, выход с которого соединен с входом линии связи, идущей от скважины до группового информационного пункта, выход с которого соединен с одним из входов микропроцессора, выход с микропроцессора соединен с входом передающего устройства телемеханики, выход которой подключен к входу линии связи, идущей от группового информационного пункта до диспетчерского пункта, выход линии связи соединен с входом приемного устройства системы телемеханики, выход которой подключен к микроЭВМ. 9 ил.

ДЕБИТОМЕР, содержащий станок-качалку с электродвигателем, глубинный насос, статический преобразователь мощности, ключ, блок управления, формирователь нормируемых импульсов, блок обработки сигналов, выполненный в виде микроЭВМ, отличающийся тем, что, с целью упрощения процесса непрерывного измерения дебита скважины и передачи его текущего и суммарного значений на диспетчерский пункт, он снабжен схемой компенсации потерь мощности наземного оборудования, схемой установки масштаба по дебиту, реле времени, схемой установки реле времени, счетчиком импульсов, схемой формирователя информативных сигналов о значении дебита и его снижении ниже заданной величины, линией связи от скважины до группового информационного пункта, микропроцессором, передающим устройством телемеханики, линией связи от группового информационного пункта до диспетчерского пункта, при этом выход со статического преобразователя мощности соединен с входом схемы компенсации потерь мощности наземного оборудования, выход которой соединен с входом схемы установки масштаба по дебиту, выход с которой соединен с формирователем нормируемых импульсов, выход которого соединен с входом ключа, один выход которого соединен с формирователем нормируемых импульсов, другой - со счетчиком импульсов, третий - с входом схемы формирователя информативных сигналов о значении дебита и четвертый со сбросовым входом реле времени, выход схемы установки реле времени соединен с входом реле времени, выход которого соединен с входом схемы формирователя информативных сигналов о снижении дебита ниже заданной величины, выход которой соединен с входом линии связи, идущей от скважины до группового информационного пункта, выход которого соединен с одним из входов микропроцессора, выход микропроцессора соединен с входом передающего устройства телемеханики, выход которой подключен к входу линии связи, идущей от группового информационного пункта до диспетчерского пункта, выход линии связи соединен с входом приемного устройства системы телемеханики, выход которой подключен к микроЭВМ, а в качестве формирователя нормируемых импульсов взят формирователь нормируемых импульсов по дебиту.