Устройство для контроля давления газа на устье газовой скважины

(72) Авторы изобретен Е. К. Кийко и В, Я, Бырк Про мавтоматик 71) Заяви ециальное проектно-конструкторско 4) УСТРОЙСТВО ДЛЯ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА УСТЬЕ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫтроазод ии связ Изобретение относится к кон лю технологических параметров в г обываюшей промышленности.Известно, что в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходим постоянный контроль за давлением и за количеством газа.Для измерения давления на устье газовой скважины в конструкции обору- дования скважины предусмотрено;.йодкпючение показывающего манометра 1; 1 3 .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 труднодоступных и тяжелых по климатическим условиям районах. Специфическими особенностями получения первичной информации о работе скважин является рассредоточение технологических объек 2,тов (скважин) на большой плошади, кли-матические условия, сложность организации каналов связи между скважинами иустановками комплексной подготовкигаза (УКПГ). В таких условиях для измерения давления по установленному наскважине прибору требуется специальноеобслуживание, например, путем облетаскважин на вертолете. Это приводит либо к удорожанию обслуживания, либо опри увеличении периодичности - к снижению ее оперативности, и каК следствие, к несвоевременному принятию мер поизменению технологического режимаработы скважин.15Известно также, что для повышения оперативности контроля за давлением на устье скважины используются системы дистанционного измерения давления2.,Однако такие решения предполагают необходимость монтажа специальной лик и, например кабельной связи, или установки датчиков с выходом всистемы телемеханики, что удорожаеткапитальные затраты на устройства.Надежность таких устройств контро,ля невысока, так как датчики связаныс точкой отбора давления соединительнойтрубкой. При определенных условиях, особенно в осенне-зимний период, в трубкахотбора давлении выпадают кристаллогидраты, и показания датчиков часто несоответствуют действительной величине 1 Одавления газа,Вместе с тем известно, что в соответствии с технологическими требованиями,особенно в районах Крайнего Севера иСибири, в скважины вводится ингибитор 15гидратообразования для предотвращенияобразования гидратов в шлейфах. Приэтом наибольшее распространение системы подачи ингибитора получила централизованная схема, когда на установке 20комплексной подготовки газа УКПГ устанавливают общий источник нагнетанияингибитора и запорно-регулирующие устройства для дозирования его подачи влинии подвода к устью скважины, 25Тем не менее, при наличии связи между УКПГ и скважиной по линии нагнетания ингибитора контроль давления наустье скважины осуществляют по манометру, установленному в арматуре устья, что влечет за собой недостаткиобслуживания.Наиболее близким к изобретению потехнической сущности и достигаемомурезультату является устройство, содержащее измеритель давления, газовую маги,страль с управляемым запорным клапаном на входе в установку комплекснойподготовки газа УКПГ и линию подачиингибитора от УКПГ к скважине, оснащенную обратным клапаном, дозатором,управляемым запорным элементом и насосом 33 .Однако для известного устройствахарактерна недостаточная надежность цоперативностьконтроля давления газа. Целью изобретения является повышение надежности и оперативности контроля давления газа на устье газовой скважины.Эта цель достигается тем, что устройство снабжено коммутатором, установ ленным на уствновке комплексной подготовки газа, связанным с управляющим входом запорного клапана и с управляющим входом запорного элемента, а изме ритель давления установлен в линии . подачи ингибитора после обратного кла-; пана и соединен с контрольно-измерительной аппаратурой.Благодаря этому при измерении давления на устье скважины устраняетсянеобходимость в специальных протяженныхлиниях связи от скважины до установкикомплексной подготовки газа УКПГ, повышается надежность контроля, так какдатчик давления установлен в линии нагнетания ингибитора, в которой исключено выпадение кристаллогидратов, и, наконец, повышается оперативность измерения текущего и статического давленияна скважине, так как для этого используется дистанционно управляемая запорнаяарматура и контрольно измерительныеприборы, установленные непосредственнона УКПГ, постоянно обслуживаемой операторами и имеющей связь с верхнимуровнем автоматической системы управления,На чертеже представлена схема предлагаемого устройства,Устройство содержит измеритель 1давления (датчик), установленный в линии2.,подачи ингибитора. Выход измерителя 11 давления каналом связи связан с вторичным показывающим прибором 4, который подключен через устройство 5 опроса, и далее с системой 6 централизованного сброса информации, регистрирующей технологические параметры повсем скважинам промысла. Линия 2 подачи ингибитора связывает устье газовойскважины 7 с насосом 8. Перед местомотбора давления к измерителю 1 в линии 2 подачи ингибитора установлендистанционно управляемый запорный элемент 9 с управляющим входом 10. Влинии 2 установлены также дозатор 11потока и обратный клапан 12,Оборудование устья скважины 7 соединено газовой магистралью 13 с установкой комплексной подготовки газаУКПГ 14, на которой расположены устройства для нагнетания ингибитора (насос 8) и управления его подачей (запорный элемент 9) с управляющимвходом 10, дозатор потока 11, обратный клапан 12 и измеритель давления01, а также технологическое оборудование осушки и очистки газа.На входе в установку комплекснойподготовки газа УКПГ в газовой магистрали 13 установлен управляемый запор 5 иый клапан 15 с управляющим входом16, Управляющие входы 10 и 16 каналами связи 17 и 18 подсоединены ккоммутатору 19.5 976Устройство работает следуюшим об- разом УВ процессе эксплуатации ингибитор по линии 2 с помощью насоса 8 подается к устью газовой скважины, газ 5 которой по магистрали 13 поступает на установку комплексной подготовки газа УКПГ, Давление, койтролируемое измерителем 1 в динамическом режиме транспортирования ингибитора и газа, определиется следуюшими составляюшими где Рг - давление газа на устье скважины; 1Р г - потеря давления ингибиторапри транспортировании по линии,Величина дРин не постоянна вовремени 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 10 и 16, при этом за- Икрываютс 3 п запорное устройство 9 в линии 2 подачи ингибитора и запорный кла- .пан 15 прекращается подача ингибитораот установки комплексной подготовкигаза УКПГ к скважине и поступление га- Иза от скважины 7 к УКПГ. В этом случае давление, контролируемое измерителем 1, соответствует статическому давлению на устье скважины 7, Показанияизмерителя 1 по каналу связи 3 переда- Зются на вторичный показываюший прибор4, а также в систему 6 централизованного сбора информации для обработкии принятия решений об изменении технологического режима работы скважины. 7. жУстройство позволяет также измерятьдавление на устье скважины 7 в динамическом режиме без остановки подачигаза, при этом подача сигналов на управляюший вход 10 запорного устройства д9 осуществляется без коммутации сигнала по каналу 18, либо закрытие запорного устройства 9 выполняется ручным дублером. В этом случае подачаингибитора по линии 2 прекращается, аизмеритель 1 контролирует давление,которое в соответствии с выражением( 1) принимает значениеРДизм, ог(2)т.е, давление на устье скважины в динаИмичес ком режиме.Таким образом, предлагаемое ус 1 ройство позволяет оперативно осушест 315внять измерение статического и динамического давления на устье скважины ипередачу информации в верхний уровеньавтоматической системы управления(АСУ) без использования специальныхканалов связи между установкой комплексной подготовки газа УКПГя скважинами,В условиях Крайнего Севера обслуживание скважины с целью контроля параметров на устье скважины связано соблетом скважин на вертолете. Ориентировочная стоимость эксплуатации вертьлета составляет, например на газовомпромысле Медвежье 1000 руб/ч. Сокращение времени обслуживания за счетконтроля с установки комплексной подготовки газа УКПГ на 20 ч в год позволит получить экономию в 20000 руб,в год по одному кусту скважин.Кроме того, оперативный контрольспособствует повышению качества и долговечности эксплуатации газовой скваяаГны.Формула изобретенияУстройство для контроля давления газа на устье газовой скважины, содержашее газовую магистраль с управляемымзапорным клапаном на входе в установкукомплексной подготовки газа, оснащенную контрольно-измерительной аппаратурой, линию подачи ингибитора с последовательно включенными насосом, управляемым запорным элементом, дозатороми обратным клапаном, установленными наустановке комплексной подготовки газа,и измеритель давления, о т л и ч а юш е е с я тем, что, с целью повышенця надежности и оперативности контроля, оно снабжено коммутатором, установленным на установке комплексной подготовки газа, связанным с управляюшимвходом запорного клапана и управляющимвходом запорного элемента, а измерительдавления установлен в линии подачИ ингибитора после обратного клапана и соединен с контрольно-измерительной аппаратурой.Источники информации,принятые во внимание гри экспертизе1. Бриксман.А, А, и др. Добыча итранспорт газа. М., 1955, с, 203.2.ельце де А.Е.т.Р., 1971, Чо 207,р.р. 39-46.3, Система управления предприятиемУренгой - 185 ТЭО. Технологическиерешения по организационно-техническойАСУ ПО Уренгой газодобыча на газовую добычу газа 185 млрд. м. Саратов,С.ф. СКБ ВНПО "Союзгазавтоматика",1980 (прототип)9763 15 ректор М. Кос авитель О. Полев ед Ж.Кастелевич: Реда кт атилло Те каз 8993/6 иал ППП "Патент", г, Ужгород, ул. Проектная,9 Тираж ВНИИПИ Государ по делам изо 3035, Москва, Жтвенногоретений35, Рауш Подписимитета СССРоткрытийая наб., д, 4/5