Установка для тестирования нефтяных скважин
Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени Полезная модель предназначена для измерения продукции нефтяных скважин. Установка включает газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы. Технический результат - повышение точности измерения дебита нефтяных скважин в режиме реального времени. Указанный технический результат достигается тем, что установка выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс.При этом первый отсек содержит газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, датчики, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь влагомера сырой нефти, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе. Второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование. 3 з.п. ф-лы.
Полезная модель предназначена для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.
Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие сепаратор, датчики, регулирующие клапаны, проботборники, массовые расходомеры и коммуникационные трубопроводы (RU 2307930, RU 2365750, RU 2386029). Исключение влияния окружающей среды на точность измерения осуществляется в известных установках либо теплоизоляцией сепаратора, трубопроводной обвязки, измерительных линий и аппаратного блока (RU 2307930), либо защитой установки с двух сторон под углом щитами или помещением ее под навес, или в контейнер (RU 2365750). Основным недостатком указанных известных установок является невозможность тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.
Известна установка для тестирования нефтяных скважин, включающая газожидкостной сепаратор, кориолисов счетчик жидкости, установленный за газожидкостным сепаратором, компрессор сжатого воздуха, датчики, регулирующие клапаны, коммуникационные трубопроводы (ЕР 0870196). На газовой линии установки за газожидкостным сепаратором установлен расходомер вихревого типа. В установке использован гравитационный сепаратор. Указанная известная установка позволяет проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени, однако ее недостатком является низкая точность измерения дебита скважин в связи с использованием гравитационного сепаратора и несовершенством газового расходомера вихревого типа, а также отсутствием оборудования, позволяющего исключить влияние окружающей среды на ее работу.
Наиболее близкой к предлагаемой полезной модели является известная установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы (US 7013715). Указанная известная установка позволяет проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени, однако ее недостатком является низкая точность измерения дебита скважин в связи с отсутствием специальной защиты установки, позволяющей исключить влияние окружающей среды на ее работу.
Технической задачей предлагаемой полезной модели являлось создание установки, лишенной указанного недостатка.
Технический результата предлагаемой полезной модели состоит в повышении точности измерения дебита нефтяных скважин в реальном времени.
Указанный технический результат достигается тем, что установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостной циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, влагомер, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы, выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс, причем первый отсек содержит газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, а второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование.
Установка может быть снабжена коммутирующими скважинными переключателями, что позволит использовать ее не только для индивидуального тестирования нефтяных скважин, но и как групповую замерную установку.
Предпочтительно, один из двух регулирующих клапанов, выполнен с мембранным исполнительным механизмом и электропневматическим позиционером с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет обратной связи с датчиком уровня.
Предпочтительно, один из двух регулирующих клапанов, выполнен с ручным приводом с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет регулирования пропускной способности газовой линии за сепаратором.
В обоих отсеках теплоизолированного бокса, в который помещена предлагаемая установка, автоматически поддерживается заданная температура, обеспечивающая работоспособность оборудования. Оба отсека снабжены дверями для обеспечения обслуживания установки.
Первый отсек установки, содержащий газожидкостной циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе и два регулирующих клапана, выполненные с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, расположен во взрывоопасной зоне.
В первом отсеке находится датчик давления, предназначенный для непрерывного измерения уровня гидростатического столба жидкости в цилиндрическом участке сепаратора по перепаду давления.
Находящийся в первом отсеке преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, предназначен для непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в добываемой водонефтяной смеси после сепарации свободного газа и вычисления среднего массового содержания нефти при совместной работе с кориолисовым счетчиком жидкости. В качестве преобразователя влагомера можно использовать любой соответствующий первичный измерительный преобразователь, например, марки ПП-ВОЕСН.
В качестве кориолисова счетчика жидкости, находящегося в первом отсеке, можно использовать известные, в том числе, имеющиеся в продаже счетчики жидкости, выполненные с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости (например, кориолисовы счетчики жидкости, описанные в US 7013715, ЕР 0870196, RU 69143, или имеющиеся в продаже МАСК-20).
В качестве кориолисова счетчика газа, находящегося в первом отсеке, можно использовать известные, в том числе, имеющиеся в продаже счетчики газа, выполненные с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа (например, кориолисовы счетчики жидкости, описанные в US 7013715, или имеющиеся в продаже МАСК-0,5).
Находящийся в первом отсеке преобразователь давления предпочтительно выполнен искробезопасным и имеющим диапазон измерения 0-40 бар.
Первый отсек снабжен взрывозащищенным нагревателем, предназначенным для автоматического непрерывного поддержания температуры внутри отсека в интервале 10-20°С, а также терморегулятором. Кориолисовы счетчики чувствительны к термобарическим изменениям и при изменении температуры требуют дополнительного регулирования, которое осуществить в условиях эксплуатации в непрерывном режиме затруднительно. Кроме того, низкая температура окружающей среды способствует выделению из нефти парафинов и отложению их на стенках аппаратуры, что нарушает осуществление процесса тестирования в непрерывном режиме. Как показали проведенные эксперименты, поддержание температуры в первом отсеке на заданном уровне позволяет повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в режиме реального времени.
Второй отсек установки, содержащий контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование, находится во взрывобезопасной зоне.
Защитное оборудование, расположенное во втором отсеке, включает автомат защиты сети, барьеры искрозащиты, термостаты пределов температуры, нагреватель. Температура во втором отсеке поддерживается на уровне не ниже 15°С, обеспечивающем точность и надежность работы оборудования.
Точка доступа для беспроводной передачи данных устанавливается на наружной стороне стенки общего теплоизолированного бокса, в который помещена вся установка.
Принцип действия предлагаемой установки, как и установки-прототипа, заключается в разделении многофазного потока сырой нефти в газожидкостном циклонном сепараторе на две фазы - газ и жидкость. После разделения потока на две фазы газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и движется по газовой линии, а жидкость из нижней части сепаратора поступает и движется по линии жидкости. Расходы и плотность жидкой и газовой фазы измеряются кориолисовыми счетчиками. С помощью влагомера определяется содержание воды в жидкой фазе. Данные поступают на контроллер, где вычисляется массовый расход нефти и воды. На панель оператора, установленную во втором отсеке, выводятся все основные измеряемые параметры, характеризующие дебет скважины, и по лини связи доступа передаются на любой удаленный компьютер. Для обеспечения оптимальных условий сепарации в цилиндрическом циклоне необходимо поддерживать уровень жидкости в пределах заданного диапазона (1000-1200 мм водяного столба). Уровень жидкости в сепараторе измеряется датчиком перепада давления. Сигнал с датчика уровня поступает на контроллер, который дает команду на регулирующий клапан в жидкостной линии. Управление регулирующим клапаном в жидкостной линии осуществляется контроллером за счет обратной связи с датчиком уровня. Регулирование уровня жидкости регулирующим клапаном в газовой линии осуществляется ручным управлением в зависимости от газового фактора конкретной скважины.
В результате проведенных испытаний установлено, что предлагаемая установка позволяет проводить измерения состава нефтегазовой смеси с содержанием воды до 95 % и объемной долей газа от 10 до 100 нм3 /м3 при температуре окружающей среды от -50 до 45°С и температуре смеси на входе в установку 5-70°С. Диапазон дебетов скважины по жидкости составил 5-100 м3/сут, по газу - 240-12000 м3/сут. Погрешность измерения массового расхода жидкости (сырой нефти) не превысила 2,0%, погрешность измерения массового расхода нефти при содержании воды в смеси до 70% составила не более 4,5%, а при содержании воды в смеси 70-95% - до 12,0%. Погрешность измерения объемного расхода нефтяного газа составила не более 4,0%. При этом величины соответствующих погрешностей измерений, осуществляемых на установке-прототипе, превышают вышеуказанные показатели предлагаемой установки (соответственно: 3,0%; 5,0%; 14,0% и 4,5%).
1. Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая газожидкостный циклонный сепаратор, кориолисовы счетчики газа и жидкости, датчики, регулирующие клапаны и коммуникационные трубопроводы, отличающаяся тем, что она выполнена в виде двух теплоизолированных отсеков, снабженных нагревателями и помещенных в общий теплоизолированный бокс, причем первый отсек содержит газожидкостный циклонный сепаратор, коммуникационные трубопроводы, кориолисов счетчик жидкости, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода, плотности и температуры жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, датчики, влагомер, преобразователь влагомера, выполненный с возможностью непрерывного измерения процентного содержания воды и нефти в жидкости за газожидкостным циклонным сепаратором, кориолисов счетчик газа, выполненный с возможностью непрерывного измерения массового расхода и температуры газа за газожидкостным циклонным сепаратором, преобразователь давления, выполненный с возможностью непрерывного измерения рабочего давления газа в сепараторе, и два регулирующих клапана, выполненных с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе, а второй отсек содержит контроллер, электронные блоки обработки и преобразования данных датчиков и кориолисовых счетчиков газа и жидкости, блок питания, панель оператора и защитное оборудование.
2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена коммутирующими скважинными переключателями.
3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что один из двух регулирующих клапанов выполнен с мембранным исполнительным механизмом и электропневматическим позиционером с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет обратной связи с датчиком уровня.
4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что один из двух регулирующих клапанов выполнен с ручным приводом с возможностью поддержания заданного уровня жидкости в газожидкостном циклонном сепараторе за счет регулирования пропускной способности газовой линии за сепаратором.
