Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси (варианты), контроллер для системы управления, набор для системы управления, способ управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси

Авторы патента:

Грехов Иван Викторович (RU)

Ахметгалиев Альберт Ринатович (RU)

Лащев Денис Михайлович (RU)

Мигунов Михаил Ильич (RU)

Тарасевич Сергей Алексеевич (RU)

Старкин Иван Николаевич (RU)

Хрущёв Виктор Владимирович (RU)

E21B43/34 - устройства для разделения материалов, добытых из скважины (сепараторы как таковые, см. соответствующие подклассы)

Владельцы патента RU 2769998:

Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») (RU)

Группа изобретений относится к системе управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, контроллеру для системы управления, набору для системы управления, способу управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси включает герметичную полость, выполненную с возможностью подачи в нее и вывода из нее нефтегазожидкостной смеси. По крайней мере два трубопровода выполнены с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, подключены входом к общему трубопроводу подачи нефтегазожидкостной смеси и выходом к герметичной полости. На входе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещен датчик вибрации, датчик давления и регулирующая арматура с электроприводом. На выходе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещены датчик давления и контроллер. Контроллер выполнен с возможностью определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании, по меньшей мере, определенного перепада давления и определенного уровня вибрации. Контроллер подает сигналы управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока. Технический результат заключается в повышении равномерности течения нефтегазожидкостной смеси за счет поддержания пузырьковой структуры потока. 5 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям промысловой подготовки продукции нефтяных скважин, и может быть использовано на кустах нефтяных скважин нефтяного месторождения.

В настоящий момент структура потока нефтегазожидкостной смеси (НГЖС) как в промысловых трубопроводах, так и в устройствах для сброса попутно добываемой воды и газа в различных аппаратах, сепараторах, технологических трубопроводах задается на этапе их проектирования и разработки. Соответственно, управление структурой потока не осуществляется в режиме реального времени. Структура потока НГЖС влияет на энергетические затраты на ее перекачку и равномерный, стабильный расход, и, если необходимо снизить энергетические затраты на транспортировку НГЖС или изменить объемы транспортируемой НГЖС, как правило, производят замену трубопровода на трубопровод большего диаметра.

При движении НГЖС по трубопроводам в зависимости от скорости движения, температуры, давления, скорости течения, уровня вибрации и сечения трубопроводов формируется структура потока - распределение фаз в сечении трубопровода как по размеру, так и по форме, направление движения фаз в трубопроводе (турбулентное течение, ламинарное течение). Каждый режим потока НГЖС характеризуется своими энергетическими характеристиками. Проходное сечение трубопроводов, например, в промысловой системе сбора, в технологических трубопроводах установок предварительного сброса воды (УПСВ), на установках кустового сброса определяют таким образом, чтобы обеспечить транспортировку, ввод всех фаз НГЖС - нефти, воды и газа - равномерно и стабильно как в части их объемов, так и в части их структуры без значительных перепадов давления, значительных уровней вибрации и задержек для каждой фазы по отдельности, иначе возникают риски скопления одной (или несколько) фаз в отдельных местах трубопровода, что в дальнейшем приводит к перемене режима течения, которое сопровождается значительными перепадами давления. Особенно это актуально при движении НГЖС в направлениях, отличных от горизонтального, и если не обеспечить соответствующие скорости движения жидкости и газа, газ из-за своей маленькой плотности будет стремиться вверх против направления течения НГЖС, что приведет к заполнению проходного сечения трубопровода в верхней части газом, вследствие чего фазы будут двигаться в пробковом режиме, и резко изменятся скорости движения по фазам, возникнет нестабильное течение НГЖС и значительно изменится давление в течение короткого времени. Данное обстоятельство значительно затрудняет работу (в некоторых случаях делает работу невозможной), особенно когда необходимо обеспечить вертикальный ввод НГЖС.

Для разделения продукции скважин на нефть, газ и воду используются установки для разделения, например, известно техническое решение «Способ сброса попутно добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения» по патенту РФ №2713544 (МПК E21B 43/34, дата публикации 05.02.2020), в котором реализовано устройство для осуществления способа, который заключается в отделении попутно-добываемых воды и газа от нефтегазожидкостной смеси в установке, имеющей в своем составе герметичную полость в виде вертикальной трубы с малым поперечным сечением относительно его длины, с расположенными внутри вертикальными трубопроводами: подачи нефтегазожидкостной смеси, отбора попутно-добываемой воды, отбора нефтегазожидкостной смеси. Общими признаками по объекту устройство являются герметичная полость в виде вертикальной трубы и герметично установленные в верхней части устройства трубопроводы подачи НГЖС.

Недостатком является то, что на трубопроводах сечение входа для подачи нефтегазожидкостной смеси не меняется, является постоянным и зависит от изначально заданных параметров конструкции установки, а структура потока жидкости не поддерживается, что при изменении расхода нефтегазожидкостной смеси делает невозможным его ввод в установку по вертикальному участку трубопровода из-за образования газовых пробок, либо ввод жидкости происходит со значительными перепадами давления.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к предлагаемому изобретению является «Сепарационная установка» по патенту РФ № 2296609 (МПК B01D 19/00, дата публикации 10.04.2007). Сепарационная установка, включает трубный расширитель, успокоительный трубопровод, установку предварительного отбора газа, наклонную колонну, разделенную горизонтальным трубопроводом ввода газожидкостной смеси на нефтеотстойную и водоотстойную секции, трубопровод ввода газожидкостной смеси удлинен патрубком с щелевыми прорезями по верхней и нижней образующей, направленным вверх или вниз вдоль оси наклонной колонны, в нефтеотстойной секции наклонной колонны размещена перфорированная решетка и коалесцирующая насадка, после трубного расширителя в успокоительном трубопроводе установлена массообменная насадка. Общими признаками с предлагаемым изобретением являются трубопроводы подвода НГЖС.

Недостатками указанного решения является сложность осуществления регулирования процесса, невозможность работы при высоком газовом факторе, значительное снижение температуры НГЖС при прохождении через установку, а также невозможность поддержания пузырьковой структуры потока.

Для нормальной работы установок при трехфазной жидкости: нефть, вода, свободный газ необходимо обеспечить одинаковую скорость всех фаз - это возможно в случае организации в трубопроводах пузырьковой структуры потока жидкости, для этого уточняется проходное сечение трубопроводов.

Задачей предлагаемого изобретения является обеспечение стабильного потока подаваемой по трубопроводу нефтегазожидкостной смеси в части его структуры и давления.

Техническим результатом изобретения является повышение равномерности течения НГЖС за счет поддержания пузырьковой структуры потока НГЖС, в том числе при подаче трехфазной жидкости (продукции), за счет контроля параметров течения НГЖС по трубопроводу и в связи с ними регулирования проходного сечения, соответствующего параметрам пузырьковой структуры потока НГЖС. Таким образом, своевременное регулирование проходного сечения, при котором поток НГЖС соответствует параметрам пузырьковой структуры, позволяет обеспечить равномерное и стабильное заполнение трубопроводов трехфазной НГЖС.

Согласно литературным источникам при пузырьковом режиме течения потока НГЖС обеспечивается один и тот же расход НГЖС по фазам по длине всего трубопровода (в вертикальном трубопроводе - фиг. 2, стр. 75, Дж. П. Брилл, Х. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. Библиотека Роснефть - 1999, в горизонтальном трубопроводе - рисунок 3, стр. 156, И.И. Дунюшкин. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. Издательство «Нефть и газ», М, - 2006).

Указанный технический результат достигается системой управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающей

герметичную полость, выполненную с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси в нее и вывода нефтегазожидкостной смеси,

по крайней мере два трубопровода, выполненных с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, подключенных входом к общему трубопроводу подачи нефтегазожидкостной смеси и выходом к герметичной полости, при этом на входе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещен датчик вибрации, датчик давления и регулирующая арматура с электроприводом, выполненная с возможностью регулирования величины проходного сечения трубопроводов, на выходе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещен датчик давления;

контроллер, выполненный с возможностью

приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации

определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода,

определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчику вибрации, размещенному на входе каждого трубопровода,

определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании по меньшей мере определенного перепада давления, определенного уровня вибрации,

подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока.

Достижение технического результата обеспечивается за счет использования датчиков давления, датчиков вибрации, регулирующей арматуры с электроприводом, установленных на каждом трубопроводе, подключенном входом к общему трубопроводу подачи нефтегазожидкостной смеси и выходом к герметичной полости, контроллера, позволяющего управлять проходным сечением каждого трубопровода подачи нефтегазожидкостной смеси через подачу сигналов на электроприводы регулирующей арматуры путем перекрытия и открытия каждого трубопровода либо поочередно, либо одновременно, тем самым обеспечивая проходное сечение, соответствующее пузырьковой структуре потока НГЖС.

Подача НГЖС и ее вывод осуществляется через герметичную полость, выполненную с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси в нее и вывода нефтегазожидкостной смеси. Вывод НГЖС из герметичной полости может осуществляться через по меньшей мере один трубопровод вывода НГЖС. Вывод НГЖС из герметичной полости может осуществляться через патрубки. Диаметр герметичной полости превышает диаметр каждого трубопровода, выполненного с возможностью подачи НГЖС.

По крайней мере два трубопровода, выполненных с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, подключены входом к общему трубопроводу подачи нефтегазожидкостной смеси и выходом к герметичной полости, то есть НГЖС поступает в герметичную полость.

Контроллер выполнен с возможностью подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока. Величина проходного сечения в зависимости от режима течения потока определяется контроллером с учетом исходных данных для расчета параметров потока, вводимых в контроллер, таких как, например, характеристики НГЖС и рабочие параметры месторождений, данные по дифференциальному разгазированию, конструктивные параметры трубопроводов. Допустимые значения перепада давления (градиента давлений) между входом и выходом трубопроводов, допустимые значения уровней вибрации вводятся в контроллер как исходные данные параметров потока, соответствующих пузырьковой структуре потока. Также исходными данными параметрами потока, соответствующими пузырьковой структуре потока, являются условия пузырьковой структуры потока. Под уровнем вибрации понимаются значения виброускорения и/или виброскорости и/или виброперемещения или совокупность указанных значений, величина которых зависит от места эксплуатации трубопровода, технических характеристик трубопровода.

Герметичная полость может быть выполнена в виде трубы с днищем и крышкой. В качестве трубы может использоваться обсадная труба, установленная в скважине. Трубопроводы могут быть оборудованы запорной арматурой.

Под входом (размещение датчика вибрации, датчика давления и регулирующей арматуры с электроприводом) каждого из по крайней мере двух трубопроводов понимается участок каждого трубопровода, выполненного с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, расположенный до места соединения каждого трубопровода подачи НГЖС с герметичной полостью.

Под выходом каждого из по крайней мере двух трубопроводов, выполненных с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, понимается участок каждого трубопровода, из которого осуществляется выход подаваемой НГЖС в герметичную полость для дальнейшей обработки НГЖС.

Определение режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси осуществляется на основании по меньшей мере определенного контроллером по сигналам с датчиков перепада давления, определенного контроллером по сигналам с датчиков уровня вибрации.

Контроллер может быть оснащен устройством визуализации, выполненным с возможностью отображения информации о данных давления и уровня вибрации, и указаний о регулировании проходного сечения. Данные (сигналы) с датчиков поступают на контроллер для дальнейшей обработки в режиме реального времени. Передача сигналов на электроприводы регулирующей арматуры осуществляется в режиме реального времени.

Контроллер может принимать сигналы от датчиков давления и датчиков вибрации как при непосредственном подключении к ним, так и дистанционно. Контроллер может подавать сигналы на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока как при непосредственном подключении к ним, так и с помощью дистанционного управления. В контроллер могут быть введены исходные данные для расчета параметров потока. В контроллер могут быть введены исходные данные параметров потока, соответствующие пузырьковой структуре потока.

Указанный технический результат достигается также контроллером системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, выполненного с возможностью

приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации

Достижение технического результата обеспечивается за счет использования контроллера, определяющего перепад давлений на каждом трубопроводе подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, определяющего уровень вибрации на входе каждого трубопровода по датчикам вибрации, и передающего сигналы управления на электроприводы регулирующей арматуры, размещенной на входе каждого трубопровода, для регулирования проходного сечения каждого трубопровода таким образом, чтобы поток НГЖС соответствовал пузырьковой структуре.

Указанный технический результат достигается также за счет автоматизированной системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающей

- по крайней мере четыре датчика давления,

- по крайней мере два датчика уровня вибрации,

- регулирующую арматуру с электроприводами

контроллер, выполненный

с возможностью

приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации

- определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода,

- определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчику вибрации, размещенному на входе каждого трубопровода,

- определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании по меньшей мере определенного перепада давления, определенного уровня вибрации

Автоматизированная система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси быть составляющим элементом общей системы, обеспечивающей автоматизацию управления добычей на месторождениях. Автоматизированная система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси измеряет существующие параметры процесса, управляет этим процессом. Автоматизированная система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси включает датчики. Контролируемые параметры передаются датчиками в виде сигналов на контроллер. Данный контроллер обеспечивает регулирование в автоматическом режиме, управление логическое (сравнение параметров для регулирования проходного сечения) и командное, запуск оборудования и приборов и остановку процесса, например, блокировка электроприводами регулирующей арматуры, если произойдет авария. Данные от контроллера, как правило, поступают на сервера, станции как на верхний уровень управления.

Указанный технический результат достигается также набором для автоматизированной системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающим

- по крайней мере четыре датчика давления,

- по крайней мере два датчика уровня вибрации,

- регулирующую арматуру с электроприводами,

- контроллер, выполненный

с возможностью

приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации

определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании по меньшей мере определенного перепада давления, определенного уровня вибрации

Указанный технический результат достигается также способом управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, который включает

введение в контроллер исходных данных для определения параметров потока,

введение в контроллер исходных данных параметров потока, соответствующих пузырьковой структуре потока

подачу нефтегазожидкостной смеси в по крайней мере два трубопровода, подключенных выходом к герметичной полости,

измерение давления на входах и выходах каждого из по крайней мере двух трубопроводов,

определение уровня вибрации на входах каждого из по крайней мере двух трубопроводов,

определение значения перепада давления между входом и выходом каждого из по крайней мере двух трубопроводов,

определение параметров потока на основании по меньшей мере исходных данных и определенных контроллером перепада давления и уровня вибрации,

проверку соответствия полученных значений параметров потока исходным данным параметров потока, соответствующим пузырьковой структуре потока,

определение величины проходного сечения, образованного трубопроводами вместе или каждым по отдельности,

регулирование проходного сечения, перекрытием или открытием трубопроводов вместе или каждого по отдельности путем дистанционного управления контроллером электроприводами регулирующей арматуры.

Достижение технического результата обеспечивается за счет регулирования проходного сечения трубопроводов до определенного значения на основании полученных с датчиков и переданных на контроллер данных о давлении и уровне вибрации на каждом трубопроводе таким образом, чтобы структура потока НГЖС соответствовала пузырьковой.

В контроллер вводятся исходные данные для расчета параметров потока. Способы расчета параметров, набор параметров известны для специалиста в данной области техники. В контроллер вводятся исходные данные параметров потока, соответствующие пузырьковой структуре потока. В контроллер могут быть введены данные также в виде диапазонов значений и условий, соответствующих пузырьковой структуре потока.

Предлагаемое изобретение поясняется фигурами.

На фиг. 1 схематично представлен вариант осуществления системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси (вид сверху на герметичную полость) и схематичное отображение связей между элементами системы.

1 - герметичная полость,

2 - первый трубопровод подачи НГЖС,

3 - второй трубопровод подачи НГЖС,

4 - регулирующая арматура с электроприводами,

5 - датчик давления,

6 - датчик уровня вибрации,

7 - контроллер,

8 - запорная арматура.

На фиг. 2 представлено схематичное отображение связей между элементами автоматизированной системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, где

9 - автоматизированная система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси.

На фиг. 3 приведена схема определения переходов между режимами потока по методу Мукерджи-Брилла.

На фиг. 4 приведена диаграмма Муди для определения значения нормирующего коэффициента трения.

На фиг. 5 приведен пример использования заявляемого изобретения, поясняющий осуществление способа на примере Южно-Приобского месторождения.

Система управления структурой потока НГЖС включает в себя общий трубопровод подачи нефтегазожидкостной смеси (на фиг. не показан), герметичную полость 1 с по крайне мере двумя трубопроводами 2 и 3, выполненными с возможностью подачи НГЖС (фиг.1). Количество трубопроводов, выполненное с возможностью подачи НГЖС, может быть больше двух.

Для стабильной работы нефтепровода при поступлении трехфазной жидкости - нефть, попутно добываемая вода (ПДВ), свободный газ - необходимо обеспечить одинаковую скорость всех фаз, а это возможно в случае организации пузырьковой структуры потока НГЖС перед входом в герметичную полость 1. При изменении количества входящей НГЖС с помощью изменения проходного сечения путем перенаправления жидкости только по первому трубопроводу 2 или по второму трубопроводу 3, или по обоим трубопроводам одновременно имеется возможность поддерживать требуемую структуру потока НГЖС с целью стабильной работы.

На входах в первый трубопровод 2 и второй трубопровод 3 установлена регулирующая арматура с электроприводами 4, с помощью которой управляют проходными сечениями первого трубопровода 2 и второго трубопровода 3, переключая - перекрывая или открывая - их вместе или поочередно, тем самым обеспечивая требуемую структуру потока входящей НГЖС, т.е. осуществляется переключение потока НГЖС между ними. Управление осуществляется контроллером 7.

Также на входах в первый трубопровод 2 и второй трубопровод 3 и на выходах из них в герметичную полость 1 установлены датчики давления 5. Датчики уровня вибрации 6 также установлены на входах в первый трубопровод 2 и второй трубопровод 3. Контроллер 7 дистанционно подключен к датчикам давления 5, датчикам уровня вибрации 6, регулирующей арматуре с электроприводами 4, установленным на первом 2 и втором 3 трубопроводах, выполненных с возможностью подачи НГЖС, на контроллере 7 по сигналам с датчиков определяется перепад давления между входами в первый 2 и второй 3 трубопроводы и выходами из них в герметичную полость 1, определяется уровень вибрации по сигналам с датчиков, определяется режим течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании по меньшей мере определенного перепада давления, определенного уровня вибрации и его соответствие условиям пузырьковой структуры потока в режиме реального времени, определяется проходное сечение, образованного первым 2 и вторым трубопроводами 3 вместе или по отдельности. Условия соответствия пузырьковой структуры потока (данные (диапазон значений) параметров потока) вводят в контроллер на начальном этапе работы. В случае отклонений от значений, соответствующих условиям пузырьковой структуре потока, контроллером 7 определяется проходное сечение, образованное первым 2 и вторым 3 трубопроводами вместе или по отдельности, на которое необходимо переключиться. Регулирование сечения осуществляется за счет управления электроприводами регулирующей арматуры, сигналы на которую передаются от контроллера 7. При этом информация о перепаде давления, уровне вибрации, об их отклонениях от допустимых значений и указаний об изменении проходного сечения, образованного первым трубопроводом 2 и вторым трубопроводом 3 вместе или по отдельности, отображается на устройстве визуализации (на рисунке не показан) контроллера 7. Работой регулирующей арматуры с электроприводами 4 управляют дистанционно с контроллера 7. Для управления устройством, а также для его отключения от системы сбора (на фиг. не показана), все трубопроводы оборудуют запорной арматурой 8. Герметичная полость 1 может быть выполнена в виде трубы с днищем и крышкой, а в качестве трубы может использоваться, к примеру, обсадная труба, установленная в скважине. Указанная система управления потоком НГЖС может использоваться на кустах нефтяных скважин.

Ниже приведен пример конкретного осуществления способа на Южно-Приобском месторождении.

НГЖС общего трубопровода подали по первому трубопроводу 2 и второму трубопроводу 3, выполненным с возможностью подачи НГЖС, в герметичную полость 1.

Управление процессом поддержания режима потока НГЖС, обеспечивающего равномерную его подачу в герметичную полость 1 по первому трубопроводу 2 и второму трубопроводу 3, осуществляли с контроллера 7 (на фиг. 4 не показан, схематичное отображение связей между контроллером и элементами системы показано на фиг.1 (вид сверху)). Во время подачи НГЖС в герметичную полость 1 по первому трубопроводу 2 и второму трубопроводу 3 данные с датчиков давления 5 и уровня вибрации 6 поступали на контроллер 7 для обработки и отображения на устройстве визуализации (на фиг. не показан). Для стабильной подачи НГЖС и обеспечения пузырькового режима потока с помощью контроллера определили значения уровня вибрации и перепада давления на входах в первый трубопровод 2 и второй трубопровод 3 и на выходах из них в герметичную полость 1, которые проверили на соответствие пузырьковому режиму течения НГЖС. Разность давлений между входом и выходом из трубопровода является определяется контроллером, входное давление основано на реальном давлении. Определение перепада давлений между входом и выходом трубопровода определяется контроллером в режиме реального времени на основании данных датчиков давления. Допустимые значения перепада давления и уровня вибрации записываются в качестве исходных данных в контроллер и при необходимости изменяются. Диапазоны разницы значений давлений и вибрации соответствуют режимам течения НГЖС и записываются в контроллер. Конкретные значения и диапазоны устанавливаются при проведении испытаний на конкретном месте эксплуатации заявляемой группы изобретений.

При изменении режима течения НГЖС (переход течения жидкости на отличный от пузырькового режима течения) происходит переход на нестабильный, неустановившейся режим течения НГЖС (переходный режим). Это сопровождается скачкообразным изменением значений параметров работы трубопроводов, таким образом по изменениям перепада давления и уровня вибрации выше или ниже допустимых значений можно было увидеть отклонение режима течения НГЖС от требуемого режима. Таким образом, имея в режиме реального времени конкретные указания от контроллера на изменение проходного сечения, дистанционно регулировали проходные сечения на первом трубопроводе 2 и втором трубопроводе 3. Далее подача НГЖС контролировалась в режиме реального времени.

Для расчета режима потока НГЖС при горизонтальном, вертикальном его течении в трубопроводах, при его объемах, давлениях, характерных для системы сбора на кустах нефтяных скважин, используется расчет по методу Мукерджи-Брилла, сходимость результатов по которому подтверждена стендовыми испытаниями (Дж. П. Брилл, Х. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. Библиотека Роснефть - 1999). Схема определения переходов между режимами потока по методу Мукерджи и Брилла приведена на фиг. 3.

Граница между пробковым/(кольцевым/эмульсионным) режимами потока описывается одинаково для горизонтального, нисходящего и восходящего потоков при любом угле наклона. На смещение границы режимов потока значительное влияние оказывает вязкость жидкости. Увеличение вязкости жидкости ускоряет переход из пробкового режима в кольцевой/эмульсионный режим. Данный переход описывается уравнением (1):

где - показатель перехода из пробкового режима в кольцевой/эмульсионный режим;

- показатель вязкости жидкости;

- показатель скорости жидкости.

Показатель вязкости жидкости вычисляется по формуле (2):

где - вязкость воды в пластовых условиях;

- ускорение свободного падения;

- плотность смеси в закрытом объеме под давлением;

- поверхностное натяжение вода - газ.

Показатель скорости жидкости рассчитывается по формуле (3):

где - скорость жидкости.

В нисходящем потоке переход из пузырькового в пробковый режим описывается уравнением (4):

где

где - угол наклона трубопровода (ANG).

Для определения границы режимов для нисходящего потока используется уравнение (6):

где

где - показатель скорости газа.

где - скорость газа.

Т.к. скорости газа и жидкости равны между собой , принимаем:

Скорость смеси считается исходя из общего объема НГЖС по формуле (10):

где - количество жидкости с учетом растворенного в нем газа в суточном выражении при данной обводненности;

- приведенный суточный расход газа в свободном состоянии в закрытом объеме при входном давлении в установке без учета газа в растворенном состоянии (в нефти);

- площадь проходного сечения, образованного трубопроводом, выполненным с возможностью подачи НГЖС, вместе или по отдельности (площадь суммарного проходного сечения), определяется суммой площадей каждого проходного сечения.

Площадь проходного сечения каждого трубопровода вычисляется по формуле (11):

где - внутренний диаметр трубопровода.

Перепад давления для пузырькового режима потока рассчитывается по формуле (12):

где - перепад давления;

- коэффициент трения;

- кинетическая составляющая.

Коэффициент трения определяется по диаграмме Муди (фиг. 4.), в соответствии с заданным значением относительной шероховатости (характеристики трубопровода) и с учетом числа Рейнольдса .

Относительная шероховатость для диаграммы Муди рассчитывается по формуле (13):

где - шероховатость трубопровода.

Число Рейнольдса рассчитывается по формуле (14):

где - вязкость смеси НГЖС.

Вязкость смеси НГЖС (3-х компонентной) рассчитывается по формуле (15):

где - вязкость газа;

- долевое распределение газа в закрытом объеме;

- вязкость нефти;

- долевое распределение нефти в закрытом объеме;

- вязкость воды;

- долевое распределение воды в закрытом объеме.

Вязкость газа и нефти берутся из данных по дифференциальному разгазированию.

Кинетическая составляющая рассчитывается по формуле (16):

где - давление на входе трубопровода;

- скорость газа.

Определение режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси осуществляется контроллером путем определения параметров НГЖС с учетом исходных данных для определения параметров потока, исходных данных параметров потока, соответствующих пузырьковой структуре потока.

Ниже приведен условный пример реализации заявляемого изобретения с применением двух трубопроводов подачи НГЖС, подключённых к общему трубопроводу, а также определённых значений суммарного проходного сечения. При проведении условных испытаний (с помощью моделирования) в условиях эксплуатации на объекте нефтедобычи получены значения, указанные в Таблице 1. В качестве примера представлен расчет на Южно-Приобском месторождении с применением заявляемого изобретения на вертикальном участке.

Оба трубопровода подключены к общему трубопроводу, выполнены с возможностью подачи НГЖС, характеризуются следующими исходными данными:

- трубопровод 1: наружный диаметр 89 мм, толщина стенки 6,5 мм, дебит жидкости 1000 м³/сут, давление на входе 1,8 МПа, температура на входе 20°С и угле наклона трубопровода минус 90° (поток нисходящий).

- трубопровод 2: наружный диаметр 139,7 мм, толщина стенки 7 мм, дебит жидкости 4550,1 м³/сут, давление на входе 1,8 МПа, температура на входе 20°С и угле наклона трубопровода минус 90° (поток нисходящий).

Задачей являлась проверка проходного сечения при заданных технологических параметрах, соответствующая пузырьковой структуре потока для Южно-Приобского месторождения.

Таблица 1 - Условный пример расчетных значений суммарного проходного сечения.
Номер измерения	Перепад давления, МПа	Уровень вибрации	Вычисленное контроллером суммарное проходное сечение, мм	Регулирование проходного сечения Трубопровода 1	Регулирование проходного сечения Трубопровода 2	Обеспечение пузырькового режима
1	1,0	Не превышает допустимые значения	89	Открыт на 100%	Открыт на 0%	Обеспечивается
2	1,2	Не превышает допустимые значения	139,7	Открыт на 0%	Открыт на 100%	Обеспечивается
3	1,9	Не превышает допустимые значения	114,35	Открыт на 97,09%	Открыт на 20%	Обеспечивается

Так как для стабильного ввода НГЖС в герметичную полость требуется равномерный ввод нефти, газа и воды, соответствующий их расходу. При подаче НГЖС только через один трубопровод получили характеристики потока, указанные в Таблице 2, при этом значения перепада давления и уровня вибрации не превышали допустимых значений для указанных характеристик. Значения и для расчета обусловлены характеристиками месторождения.

Таблица 2 - Условный пример характеристик НГЖС при полном открытии первого трубопровода
W_{нгст см вх}, м/с	N_Lv	N_gv	N_L	N_{gv S/M}	N_{Lv B/S}	N_{gv B/S}
5,2848	61,2	61,2	0,8·	2604,3	63,2	500,6	0,327

При подаче НГЖС только через второй трубопровод получили характеристики потока, указанные в Таблице 3, при этом значения перепада давления и уровня вибрации не превышали допустимых значений для указанных характеристик.

Таблица 3 - Условный пример характеристик НГЖС при полном открытии второго трубопровода
W_{нгст см вх}, м/с	N_Lv	N_gv	N_L	N_{gv S/M}	N_{Lv B/S}	N_{gv B/S}
9,7600	71,92	71,92	0,8·	3930,3	104,0	1981,0	0,066

При подаче НГЖС через первый и второй трубопроводы совместно получили характеристики потока, указанные в Таблице 4, при этом значения перепада давления и уровня вибрации не превышали допустимых значений для указанных характеристик.

Таблица 4 - Условный пример характеристик НГЖС при совместной подаче через первый и второй трубопровод.
трубопровод	W_{нгст см вх}, м/с	N_Lv	N_gv	N_L	N_{gv S/M}	N_{Lv B/S}	N_{gv B/S}
1	5,2848	71,00	71,00	0,8·	3870,6	101,0	1892,0	0,058
2	9,7598	71,98	71,97	0,84·	3941,1	106,0	1987,0	0,072

Согласно схеме, представленной на фиг.3, если все значения, характеризующие структуру потока НГЖС, удовлетворяют следующим условиям:

- N_gv< N_{gv S/M} - режим потока ни кольцевой, ни эмульсионный;

- ANG<0 (нисходящий поток) и |ANG|>30 (при наклоне минус 90° в расчет берем показатель N_{gv B/S};

- N_Lv< N_{Lv B/S} - режим потока пробковый;

- однако, так как нисходящий поток характеризуется высоким дебитом, сверхтурбулентностью, а также принимая в расчет показатель N_{Lv St}:

N_Lv> N_{Lv St} и N_Lv< N_{Lv B/S},

то обеспечивается пузырьковый режим.

Таким образом, характеристики потока НГЖС могут быть рассчитаны для разных проходных сечений трубопроводов вместе или по отдельности с учетом значений перепада давления и уровня вибрации на каждом трубопроводе.

Структура потока жидкости на заданных режимах работы при заданном суммарном проходном сечении, образованного трубопроводами 1 и 2 из условного примера, выполненными с возможностью подачи НГЖС, пузырьковая, что соответствует требуемым условиям. При таких параметрах потока НГЖС установка работала стабильно без значительных перепадов давления и не превышая допустимый уровень вибрации.

Исходя из значений скорости течения НГЖС подбирается проходное сечение, образуемое каждым трубопроводом вместе или по отдельности, выполненным с возможностью подачи НГЖС, для различных диапазонов дебита. Так как управление переключением регулирующей арматуры с электроприводами осуществляют дистанционно, это соответствует принципам безлюдной технологии.

Заявляемая группа изобретений может использоваться на кустах нефтяных скважин.

Таким образом, приведенные примеры подтверждают достижение заявленного технического результата для заявляемой группы изобретений за счет контроля параметров течения НГЖС по трубопроводу и регулирования проходного сечения каждого трубопровода вместе или по отдельности с помощью регулирующей арматуры с электроприводом, управление которым осуществляется с помощью контроллера на основании проверки контроллером соответствия полученных значений условиям пузырьковой структуры потока.

1. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающая:

- герметичную полость, выполненную с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси в нее и вывода нефтегазожидкостной смеси;

- по крайней мере два трубопровода, выполненных с возможностью подачи нефтегазожидкостной смеси, подключенных входом к общему трубопроводу подачи нефтегазожидкостной смеси и выходом к герметичной полости, при этом на входе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещен датчик вибрации, датчик давления и регулирующая арматура с электроприводом, выполненная с возможностью регулирования величины проходного сечения трубопроводов, на выходе каждого из по крайней мере двух трубопроводов размещен датчик давления;

- контроллер, выполненный с возможностью: приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации, определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода, определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчикам вибрации, размещенным на входе каждого трубопровода, определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании, по меньшей мере, определенного перепада давления, определенного уровня вибрации, подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока.

2. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси по п. 1, в которой герметичная полость выполнена в виде трубы с днищем и крышкой.

3. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси по п. 2, в которой в качестве трубы используется обсадная труба, установленная в скважине.

4. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси по п. 1, в которой трубопроводы оборудованы запорной арматурой.

5. Система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси по п. 1, в которой контроллер дополнительно оснащен устройством визуализации, выполненным с возможностью отображения информации с датчиков давления и вибрации и указаний о регулировании проходного сечения.

6. Контроллер системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, выполненный с возможностью: приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации, определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода, определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчику вибрации, размещенному на входе каждого трубопровода, определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании, по меньшей мере, определенного перепада давления, определенного уровня вибрации, подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока.

7. Контроллер системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси по п. 6, дополнительно оснащенный устройством визуализации, выполненным с возможностью отображения информации с датчиков давления и вибрации и указаний о регулировании проходного сечения.

8. Автоматизированная система управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающая:

- по крайней мере четыре датчика давления;

- по крайней мере два датчика уровня вибрации;

- регулирующую арматуру с электроприводами;

- контроллер, выполненный с возможностью: приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации, определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода, определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчику вибрации, размещенному на входе каждого трубопровода, определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании, по меньшей мере, определенного перепада давления, определенного уровня вибрации, подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока.

9. Набор для автоматизированной системы управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, включающий:

- по крайней мере четыре датчика давления;

- по крайней мере два датчика уровня вибрации;

- регулирующую арматуру с электроприводами;

- контроллер, выполненный с возможностью: приема сигналов от датчиков давления и датчиков вибрации, определения перепада давления на по крайней мере двух трубопроводах подачи нефтегазожидкостной смеси по датчикам давления, размещенным на входе и выходе каждого трубопровода, определения уровня вибрации на по крайней мере двух трубопроводах по датчику вибрации, размещенному на входе каждого трубопровода, определения режимов течения потока нефтегазожидкостной смеси на основании, по меньшей мере, определенного перепада давления, определенного уровня вибрации, подачи сигналов управления на электроприводы регулирующей арматуры для регулирования величины проходного сечения трубопроводов в зависимости от режима течения потока.

10. Способ управления структурой потока нефтегазожидкостной смеси, который включает: введение в контроллер исходных данных для определения параметров потока, введение в контроллер исходных данных параметров потока, соответствующих пузырьковой структуре потока, подачу нефтегазожидкостной смеси в по крайней мере два трубопровода, подключенных выходом к герметичной полости, измерение давления на входах и выходах каждого из по крайней мере двух трубопроводов, определение уровня вибрации на входах каждого из по крайней мере двух трубопроводов, определение значения перепада давления между входом и выходом каждого из по крайней мере двух трубопроводов, определение параметров потока на основании, по меньшей мере, исходных данных и определенных контроллером перепада давления и уровня вибрации, проверку соответствия полученных значений параметров потока исходным данным параметров потока, соответствующим пузырьковой структуре потока, определение величины проходного сечения, образованного трубопроводами вместе или каждым по отдельности, регулирование проходного сечения, перекрытием или открытием трубопроводов вместе или каждого по отдельности путем дистанционного управления контроллером электроприводами регулирующей арматуры.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию плотности нестабильного газового конденсата (НТК) с применением турбодетандерных агрегатов (ТДА) в установках низкотемпературной сепарации газа (далее установка) северных нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) РФ, подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП).

Газожидкостный сепаратор // 2766135

Изобретение относится к области разделения текучих сред, а именно к устройствам, в частности к газожидкостным сепараторам, и может быть использовано на нефтеперерабатывающих предприятиях при подготовке нефти к переработке. Газожидкостный сепаратор состоит из корпуса, имеющего вход с как минимум одним горизонтальным перфорированным патрубком внутри корпуса с как минимум двумя выходами, причем как минимум один верхний – для отбора легких фракций, как минимум один нижний – для отбора тяжелых фракций – жидкости.

Устройство для разделения // 2765477

Изобретение предназначено для фазового разделения трехфазной жидкости. Устройство (100) для разделения жидкости, содержащей нефтяную фазу, фазу твердых веществ и водную фазу, включает корпус (50); по меньшей мере одну пару продольных перегородок (40), которые расположены вдоль продольного направления корпуса; канал (20) потока, образованный между каждой парой продольных перегородок и используемый для обеспечения потока текучей среды; и сборочные камеры, образованные между смежными парами продольных перегородок и/или образованные между продольной перегородкой и внутренней стенкой корпуса.

Способ предварительного сброса попутно-добываемой воды и трубный делитель фаз для его осуществления // 2763097

Изобретение может быть использовано в установках подготовки нефти на нефтепромыслах для подготовки для обработки газоводонефтяной эмульсии, поступающей из скважин. Способ предварительного сброса попутно-добываемой воды включает транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок (3) для ввода газоводонефтяной смеси трубного делителя (1) фаз с отделением нефти и газа от воды.

Сепараторная система лифт-реактора // 2762038

Группа изобретений относится к устройствам и способам для сепарации газообразной смеси от потока частиц. Устройство содержит реакционную и сепараторную емкости.

Устройство и способ отделения очищенной от примесей попутно добываемой воды на кустах нефтяных скважин // 2761792

Жидкостно-газовый сепаратор // 2759751

Изобретение относится к области разделения газожидкостной среды, преимущественно к сепараторам для разделения жидких сред, имеющих различный удельный вес, и для выделения из этих жидкостей в процессе их разделения содержащейся в них газообразной среды. Жидкостно-газовый сепаратор, содержащий корпус, вертикальную разделительную перегородку, установленную в корпусе с разделением последнего на входную и выходную секции, сообщающиеся между собой в верхней части корпуса, трубопровод ввода газожидкостной смеси, установленный во входной секции так, что выходное сечение трубопровода расположено ниже верхней кромки вертикальной разделительной перегородки, патрубки вывода газообразной среды, легкой жидкой фракции, тяжелой жидкой фракции и жалюзийный пакет, установленные в выходной секции сепаратора, переливную перегородку, установленную между патрубками вывода легкой жидкой фракции и тяжелой жидкой фракции, и при этом патрубок вывода легкой жидкой фракции располагается между вертикальной разделительной перегородкой и переливной перегородкой, сливной лоток, сопряженный со стороны входа в него газожидкостной смеси с верхней кромкой вертикальной распределительной перегородки, снабжен корзиной, заполненной кольцами Рашига, изготовленными из функционального керамического материала, обладающего способностью эффективно коагулировать дисперсную жидкую фазу, содержащуюся в жидкой части газожидкостной смеси, вход в корзину сопряжен со сливным лотком со стороны выхода из него газожидкостной смеси, днище корзины расположено от нижней образующей сепаратора на расстоянии от 0,05 до 0,4 диаметра сепаратора, а жалюзийный пакет установлен между корзиной и патрубком отвода тяжелой жидкой фракции.

Способ комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин и система для его осуществления // 2756650

Изобретение относится к технологиям комплексной разработки углеводородных месторождений с помощью многофункциональных горизонтальных скважин. Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в обеспечении возможности эксплуатации многофункциональной скважины на разных этапах последовательно в качестве нефтяной и затем в качестве газовой.

Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера рф // 2755099

Заявлен способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ. Техническим результатом является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НТК к дальнему транспорту с оптимизацией использования пластовой энергии для процесса низкотемпературной сепарации газа и улучшение качества подготавливаемой продукции, поставляемой потребителям.

Сепаратор газоотделитель-пескоуловитель // 2754211

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разделения продукции нефтяных скважин на газ, нефть и воду, а также для удаления мехпримесей и проппанта - гранул, используемых для закупоривания трещин при гидравлическом разрыве пласта, попадаемых вместе с нефтью в сепарационную установку.

Способ автоматического поддержания плотности нестабильного газового конденсата на выходе установок низкотемпературной сепарации газа северных нефтегазоконденсатных месторождений рф // 2775126

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на Крайнем Севере, в частности, к автоматическому поддержанию на установке низкотемпературной сепарации газа (далее – установка) плотности нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП). В способе осуществляют очистку поступающей газоконденсатной смеси от механических примесей, разделение ее на осушенный газ и смесь НГК с водным раствором ингибитора (ВРИ), и осушенный газ направляют в магистральный газопровод (МГП), а смесь в дегазатор-разделитель (ДР), из которого ВРИ отводят на регенерацию ингибитора, НГК насосом подают в МКП, а газ выветривания через клапан регулятор (КР), регулирующий давление в ДР, направляют в компрессор газов выветривания для закачки в МГП, а ведущая эти процессы автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки контролирует датчиком плотности плотность ρфакт НГК, подаваемого в МКП, и датчиком давления – давление газа выветривания Рфакт в ДР. Регулирование давления в ДР осуществляется КР, стоящим на его выходе и управляемым каскадом пропорционально-интегрально-дифференцирующих регуляторов (ПИД-регуляторов). На вход задания SP первого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал значения уставки плотности ρзад НГК, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал значения фактической плотности ρфакт с датчика плотности НГК, сравнивая которые он формирует на своем выходе CV сигнал уставки значения давления Рзад, которое обеспечит достижение необходимой плотности НГК на выходе ДР, и подает ее на вход задания SP второго ПИД-регулятора каскада поддержания давления в ДР, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактического значения давления Рфакт с датчика давления, установленного в ДР, сравнивая которые данный ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал для КР, стоящего на выходе ДР, поддерживая необходимое давление газа в нем. Плотность НГК, подаваемого в МКП, автоматически поддерживают контролируемые АСУ ТП два каскада ПИД-регуляторов, первый из которых поддерживает заданную плотность ρзад НГК после включения установки в работу, регулируя давление газа в ДР с помощью КР, установленного на его выходе, а второй каскад вступает в работу по команде АСУ ТП после того, как первый каскад ПИД-регуляторов исчерпает свои возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП, и эту команду АСУ ТП подает на вход Start\Stop второго ПИД-регулятора второго каскада системы, после чего этот ПИД-регулятор подает со своего выхода CV сигнал управления на КР, который регулирует расход добытой газоконденсатной смеси по установке, и начинает изменять степень его открытия/закрытия до тех пор, пока не будут выполнены определенные условия. Только после этого АСУ ТП прекращает управление расходом добываемой газоконденсатной смеси вторым каскадом системы, и управление плотностью НГК, подаваемого в МКП, АСУ ТП вновь осуществляет с помощью первого каскада ПИД-регуляторов. Технический результат заключается в повышении качества управления технологическим процессом. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.