Устройство для контроля давления газа на устье газовой скважины Советский патент 1982 года по МПК G01L7/00 

1

Изобретение относится к контролю технологических параметров в газодобьшающей промышленности.

Известно, что в процессе эксплуатации газовых и газокондёнсатных скважин необходим постоянный контроль за давлением и за количеством газа.

Для измерения давления на устье газовой скважины в конструкции . обору- дования скважины предусмотрено.одключение показывающего манометра 11 .

Установленная геологической службой периодичность измерения давления на устье (на головке) скважины составляет 1 раз в сутки.

Разработка в СССР мощных газовых месторождений Сибири и Крайнего Севера (Уренгойское, Вынгапуровское и др.) связана с эксплуатацией промыслов в груднопоступнык и тяжелых по климати- чески л условиям районах. Специфическими особенностями получения первичной информации о работе скважин является рассредоточение технологических объек, тов (скважин) на большой плошади, кли- матические условия, сложность организации каналов связи между скважинами и установками комплексной подготовки газа (УКПГ). В таких условиях для измерения давления по установленному на скважине прибору требуется специальное обслуживание, например, путем облета скважин на вертолете. Это приводит либо к удорожанию обслуживания, либо при увеличении периодичности - к снижению ее оперативности, и как следствие, к несвоевременному принятию мер по изменению технологического режима работы скважин.

Известно также, что для повышения оперативности контроля за давлением на устье скважины используются системы дистанционного измерения давления 2 .

, Однако такие решения предполагают необходимость монтажа специальной ли- НИН связи, например кабельной связи, . или установки датчиков с выходом в

системы телемеханики, что удорожает капитальные затраты на устройства.

Надежность таких устройств контро-. . ля невысока, так как датчики связаны с точкой отбора давления соединительной трубкой. При определенных условиях, особенно в осенне-зимний период, в трубках отбора давления выпадают кристаллогидраты, и показания датчиков часто не соответствуют действительной величине давления газа.

Вместе с тем известно, что в соотвествии с технологическими требованиями, особенно в районах Крайнего Севера и Сибири, в скважины вводится ингибитор гидратообразования для предотвраШения образования гидратов в шлейфах. При этом наибольшее распространение систе1 мы подачи ингибитора получила централизованная схема, когда на установке коктлексной подготовки газа УКПГ устанавливают общий источник нагнетания ингибитора и запорно-регулирующие устройства для дозирования его подачи в линии подвода к устью скважины.

Тем не менее, при наличии связи между УКПГ и скважиной по линии нагнетания ингибитора контроль давления на устье скважины осуществляют по манометру, установленному в арматуре устья, что влечет за собой недостат ки

X

обслуживания.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является устройство, содержа шее измеритель давления, газовую маги.страль с управляемым запорным клапаном на входе в установку комплексной подготовы газа УКПГ и линию подачи ингибитора от УКПГ к скважине, оснащенную обратным клапаном, дозатором, управляемым запорным элементом и насо сом 3 . Однако Для известного устройства характерна недостаточная надежность J оперативность контроля давления газа. Целью изобретения является повьпиение надежности и оперативности контроля давления газа на устье газовой скваяо ны. Зта цель достигается тем, что устройство снабжено коммутатором, установ ле1шым на установке комплексной подготовки газа, связанным с управляющим 1 ходом запорного клапана и с управляк щим входом запорного элемента, а изме ригель давления Установлен в Л1шии . подачи ингибитора после обратного клапана и соединен с контрольно-измерительной аппаратурой.

Благодаря этому при измерении давления на устье скважины устраняется необходимость в специальных протяженных линиях связи от скважины до установки комплексной подготовки газа УКПГ, повышается надежность контроля, так как датчик давления установлен в линии нагнетания ингибитора, в которой исключено вьшадение кристаллогидратов, и, наконец, повышается оперативность измерения текущего и статического давления на скважине, так как для используется дистанционно управляемйя- запорная арматура и контрольно-измерительные приборы, установленные непосредственно на УКПГ, постоянно обслуживаемой операторами и имеющей связь с верхним уровнем автоматической системы управления.

На чертеже представлена схема предлагаемого устройства.

Устройство содержит измеритель 1 давления (датчик), установленный в линии 2..подачи ингибитора. Выход измерителя 1 1 давления каналом связи связан с вто- ричным показывающим прибором 4, который подключен через устройство 5 опроса, и далее с системой 6 централизованного сброса информации, регистрирующей технологические параметры по всем скважинам промысла. Линия 2 подачи ингибитора связывает устье газовой скважины 7 с насосом 8. Перед местом отбора давления к измерителю 1 в линии 2 подачи ингибитора установлен дистанционно управляемый запорный элемент 9 с управляющим входом 10. В линии 2 установлены также дозатор 11 потока и обратный клапан 12. Оборудование устья скважины 7 соединено газовой магистралью 13 с установкой комплексной подготовки газа УКПГ 14, на которой расположены устройства для нагнетания ингибитора (насос 8) и управления его подачей (запорный элемент 9) с управляющим входом 1О, дозатор потока 11, обра- ный клапан 12 и измеритель давления 1, а также технологическое -оборудова- ие осушки и очистки газа. На входе в установку комплексной, подготовки газа УКПГ в газовой магистрали 13 установлен управляемый запорный luianaH 15 с управляющим входом 16. Управляющие входы 1О и 16 каналами связи 17 и 18 подсоединены к коммутатору 19. Устройство работает следуюшим образом/В процессе эксплуатации ингибитор по линии 2 с помощью насоса 8 подается к устью газовой скважины, газ которой по магистрали 13 поступает на установку комплексной подготовки газа УКПГ. Давление, койтролируемое измери телем 1 в динамическом режиме транопортирования ингибитора и газа, определя-io ется следующими составляющими Р Р + Р ИЗМ. гИНГ. на устье сква давление газа жины; нг давления ингибитора при транспортировании по ли нии. Велич ша ДРинг- не постоянна во времени и зависит от расхода ингибитора и его вязкости при постоянных местных сопротивлениях линии 2. При включении коммутатора 19 сигналы по каналам связи 17 и 18 поступают на управляющие входы 1О и 16, при этом закрываютсй запорное устройство 9 в линии 2 подачи ингибитора и запорный кла пан 15, прекращается подача ингибитора от установки комплексной подготовки газа УКПГ к скважине и поступление га за от скважины 7 к УКПГ. В этом случае давление, контролируемое измерителем 1, соответствует статическому давлению на устье скважины 7. Показания измерителя 1 по каналу связи 3 передаются на вторичный показывающий прибор 4, а также в систему 6 централизованного сбора информации для обработки и принятия рещений об изменении технологического режима работы скваж1шы. 7 Устройство позволяет также измерять давление на устье скважины 7 в динамическом режиме без остановки подачи газа, при этом подача сигналов на управляющий вход 1О запорного устройства 9 осуществляется без коммутации сирнала по каналу 18, либо закрытие запорного устройства 9 выполняется ручным дублером. В этом случае подача ингибитора по линии 2 прекращается, а измеритель 1 контролирует давление, которое в соответствии с выражением (1) принимает значение Р- -р иэм, г т.е. давление на устье скважины в динамическом режиме. Таким образом, предлагаемое устройство позволяет оперативно осушест156влять измерение статического и динамического давления на устье скважины и передачу информации в верхний уровень автоматической системы управления (АСУ) без использования специальных каналов связи между установкой комплексной подготовки газаУКПГи скважинами. В условиях Крайнего Севера обслуживание скваж1шы с целью контроля параметров на устье скважины связано с облетом скважин на вертолете. Ориентировочная стоимость эксплуатации вертолета составляет, например, на газовом промысле Медвежье 1000 руб/ч. Сокращение времени обслуживания за счет контроля с установки комплексной подготовки газа УКПГ на 2О ч в год позволит получить ЭКОНОМ1ПО в 2ОООО руб. в год по одному кусту скважш. Кроме того, оперативный контроль способствует повышению качества и до.л- говечностк эксплуатации газовой скваяойсы. 4 о р м у л изобретения Устройство для контроля давления газа на устье газовой скваж1шы, содержащее газов то магистраль с управляемым запорным клапаном на входе в установку комплексной подготовки газа, оснащенную контрольно-измерительной аппаратурой, линию подачи ингибитора с последовательно включенными насосом, управляемым запорным элементом, дозатором и обратным клапаном, установленными на установке комплексной подготовки газа и измеритель давления, отличающееся тем, что, с целью повышения наденсности и оперативности контроля, оно снабжено коммутатором, установленным на установке комплексной подготовки газа, связанным с управляющим входом запорного клапана и управляющим входом запорного элемента, а измеритель давления установлен в линии подачи ингибитора после обратного клапана и соединен с контрольно-измерительной аппаратурой. Источники информации, пр1шятые во внимание при экспертизе 1.Бриксман.А. А. и др. Добыча и транспорт газа. М., 1955, с. 203. 2.Revue Л.Р. т.Р.., 1971, № 207, p.p. 39-46. 3.Система управления предприятием Уренгой - 185 ТЗО. Технологи1еские рещения по организационно-технической СУ ПО Уренгой гааяобыча на газоВ5ТО добычу газа 185 млрд. м . Саратов, .Ф. СКВ ВНПО Союзгазавтоматика, 198О (прототип).