Устройство для измерения продукции нефтяных скважин
Изобретение относится к области средств измерений и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтехимической и других отраслях промышленности для измерения расхода газожидкостной смеси. Устройство содержит горизонтальный сепаратор с вертикально расположенными в верхней ее части гидроциклонной головкой и газоотделительной головкой для отделения газа от жидкости, трубопровод подвода продукции скважины в гидроциклонную головку, трубопровод отвода жидкости из горизонтального сепаратора, снабженный регулятором расхода жидкости, расходомером и влагомером, трубопровод отвода газа, снабженный регулятором расхода газа, датчиком перепада давления и расходомером газа. В сепараторе установлен уровнемер жидкости, связанный с регуляторами расхода жидкости и газа. Трубопровод отвода жидкости снабжен дополнительным трубопроводом, расположенным перед расходомером жидкости и снабженным насосом для регулируемой откачки жидкости, установленным параллельно регулятору расхода жидкости. Трубопровод отвода газа соединен с дополнительным трубопроводом отвода газа для сброса газа на свечу, который снабжен регулируемым редуктором и расходомером. Устройство снабжено смесителем для сбора жидкости и газ для возврата продукции скважины, например, в систему сбора и подготовки нефти по трубопроводу отвода продукции скважины, который соединен с трубопроводом подвода продукции скважины через трехходовой кран. Устройство характеризуется простотой и точностью измерения.
Полезная модель относится к области средств измерений и может быть использована в нефтяной, газовой, нефтехимической и других отраслях промышленности для измерения расхода многофазной среды, состоящей из жидкости и газа.
Известно устройство для измерения расхода многофазной среды, содержащее входной и выходной трубопроводы, два соединенные между собой сепаратора, выполненные в виде вертикальной и горизонтальной труб, газовую измерительную линию с расходомером, жидкостную измерительную линию с массовым расходомером жидкости, гидравлическую и электрическую системы управления с вычислителем. Продукция скважины тангенциально поступает в первый сепаратор, в котором значительная часть свободного газа отделяется от жидкости и поднимается вверх. Оставшийся газ переносится потоком жидкости из первого сепаратора во второй сепаратор, выполненный в виде горизонтальной трубы с большой поверхностью раздела «газ-жидкость», где происходит его дальнейшее отделение от жидкости. Уровень жидкости в горизонтальной трубе поддерживается на заданном значении регулирующим клапаном. После отделения от жидкости свободный газ из обоих сепараторов поступает в газовую измерительную линию, где производится определение расходомером его количества. Количество нефти и воды в потоке жидкости измеряется и вычисляется с помощью массового расходомера и его вычислителя. После измерения потоки газа и жидкости снова объединяются и возвращаются в выходной трубопровод. [Патент США №6032539, 2000 г.]
Недостаток указанного устройства заключается в том, что оно не позволяет выделить растворенный в жидкости газ и измерить его
количество,
что снижает точность измерения общего количества газа, содержащегося в продукции скважины, а также в громоздкости и большой металлоемкости конструкции.
Наиболее близким к заявляемому объекту является устройство оперативного учета нефти, содержащее нефтегазовый сепаратор с гидроциклонной головкой, поплавковым уровнемером и трубопроводами подачи газожидкостной смеси и отвода газа и жидкости. В трубопроводе отвода газа установлен каплеуловитель с трубопроводом для возврата уловленной жидкости в емкость сепаратора.
Трубопровод отвода жидкости подключен к расходомеру напрямую, а в сепараторе установлен сообщающийся с этим трубопроводом перфорированный патрубок для постоянного отвода жидкости из емкости сепаратора. Замер расхода жидкости происходит расходомером непрерывно.
Математическое обеспечение снимает показания датчиков расходомера жидкости и пересчитывает их в массовый расход в определенный промежуток времени. Точность замеров расхода жидкости зависит от содержания растворенного в ней газа. Поэтому давление сепарации максимально приближено к атмосферному. [Патент РФ №2208158, кл. Е21В 47/10, 2001 г.].
Основными недостатками указанного устройства являются:
- низкая точность измерения расхода жидкости и газа из-за неопределенности величины давления сепарации;
- низкая эффективность отвода жидкости из каплеуловителя в емкость сепаратора из-за того, что величина давления газа в сепараторе всегда превышает величину давления газа в каплеуловителе;
- дорогостоящая система обеспечения давления сепарации максимально приближенной к атмосферному и согласования постоянного отвода жидкости из емкости сепаратора с помощью насоса с притоком жидкости в емкость сепаратора.
Изобретение направлено на повышение точности измерения общего количества газа, содержащегося в продукции, за счет интенсификации процесса отделения свободного газа от жидкости и измерения его количества, полного выделения и измерения количества растворенного в жидкости газа при достижении давления сепарации равного атмосферному; на уменьшение габаритов, металлоемкости и расширения области применения.
Это достигается тем, что в устройстве для измерения продукции нефтяных скважин, содержащем горизонтальный сепаратор с вертикально расположенной в верхней его части гидроциклонной головкой для отделения газа от жидкости, установленный в сепараторе уровнемер жидкости, трубопровод отвода жидкости из сепаратора, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода жидкости, влагомером и расходомером жидкости, трубопроводы подвода и возврата продукции скважины, трубопровод отвода газа, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода газа, расходомером газа и датчиком перепада давления, а также систему контроля, управления и вычисления, согласно полезной модели трубопровод отвода жидкости снабжен дополнительным трубопроводом овода жидкости, расположенным перед расходомером жидкости и снабженным насосом для регулируемой откачки жидкости, установленным параллельно регулятору расхода жидкости, а после расходомера газа установлен дополнительный трубопровод отвода газа на свечу, снабженный газовым регулируемым редуктором и газовым расходомером, при этом устройство снабжено смесителем для сбора жидкости и газ для возврата продукции скважины, например, в систему сбора и подготовки нефти по трубопроводу отвода продукции скважины, при этом трубопровод возврата продукции скважины соединен с трубопроводом подвода продукции скважины через трехходовой кран.
Целесообразно в устройстве установить дополнительную
газоотделительную головку, установленную между гидроциклонной головкой и расходомером газа.
На чертеже представлена схема устройства для измерений продукции скважины.
Устройство содержит горизонтальный сепаратор 1 с вертикально расположенными в верхней ее части гидроциклонной головкой 2 и газоотделительной головкой 3 для отделения газа от жидкости, трубопровод 4 подвода продукции скважины в гидроциклонную головку, трубопровод 5 отвода жидкости из горизонтального сепаратора 1, снабженный регулятором 6 расхода жидкости, расходомером 7 и влагомером 8, трубопровод 9 отвода газа, снабженный регулятором 10 расхода газа, датчиком 11 перепада давления и расходомером 12 газа. В горизонтальном сепараторе установлен уровнемер жидкости 13, связанный с регуляторами 7 и 10 расхода жидкости и газа. Трубопровод 5 отвода жидкости снабжен дополнительным трубопроводом 14 (байпасной линией), расположенным перед расходомером 7 жидкости и снабженным насосом 15 для регулируемой откачки жидкости, установленным параллельно регулятору 6 расхода жидкости.
Трубопровод 9 отвода газа соединен через запорный кран 16 с дополнительным трубопроводом 17 отвода газа для сброса газа на свечу, который снабжен газовым регулируемым редуктором 18 и газовым расходомером 19.
Устройство снабжено смесителем 20 для сбора жидкости и газ для возврата продукции скважины, например, в систему сбора и подготовки нефти по трубопроводу 21 отвода продукции скважины, при этом трубопровод возврата продукции скважины соединен с трубопроводом 4 подвода продукции скважины через трехходовой кран 22.
Трубопроводы отвода газа, жидкости и продукции скважины снабжены обратными клапанами 23, 24, 25 и 26, а также системой контроля, управления и вычисления (не показана).
Устройство работает следующим образом.
Продукция скважины через трубопровод 4 подвода продукции и трехходовой кран 22 поступает в гидроциклонную головку 2, где происходит первая ступень сепарации с отводом отделенной жидкости в горизонтальный сепаратор 1. Легкая часть продукции скважины поступает в газоотделительную головку 3 на вторую ступень сепарации с дополнительным отделением жидкости в горизонтальный сепаратор.
Уровень накапливающейся в горизонтальном сепараторе жидкости измеряется уровнемером 13 и поддерживается при помощи регулятора 6 расхода жидкости. Из сепаратора жидкость отводится по трубопроводу 5 в смеситель 19 через регулятор 6 расхода жидкости, расходомер 7 жидкости, влагомер 8 и обратный клапан 25.
Газ из газоотделительной головки 3 проходит через регулятор 10 расхода газа, связанный с уровнемером 13 жидкости в сепараторе, расходомер 12 газа и обратный клапан 23 в смеситель 20 жидкости и газа. При этом регулятором 10 поддерживается перепад давления между полостями сепаратора 1 и выходным коллектором трубопровода отвода продукции скважины. Из смесителя 20 продукция скважины возвращается по трубопроводу 21 «выход» в систему сбора и подготовки газожидкостной смеси.
При равновесном состоянии уровня жидкости в сепараторе 1, газ и жидкость непрерывно поступают в трубопровод 21 «выход».
Измеренное количество свободного газа расходомером 12 газа, жидкости - расходомером жидкости 7 и содержания в ней влаги - влагомером 8, определяется системой контроля, управления и вычисления результатов измерения. После измерения потоки жидкости и газа смешиваются в смесителе 20, и продукция направляется в трубопровод 21 отвода «выход». Измерения среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного объемного расхода газа производят путем непрерывного усреднения значений этих параметров, поступающих от
расходомеров, и последующего масштабирования (пересчета) этих значений в среднесуточные и корректировкой по данным приборов содержания свободного и растворенного газа. Приведение значений расхода газа к стандартным условиям производят путем введения поправок по средним значениям давления и температуры, измеренных с помощью преобразователей этих параметров.
Обработка измерений массового расхода жидкости скважин массовыми расходомерами с использованием влагомеров, измеряющих обводненность нефти в объемных долях, производится с учетом соотношений плотности нефти и пластовой воды.
Устройство предусматривает два режима измерений.
Первый режим - непрерывное измерение. При измерении количества продукции скважин с большим дебитом жидкости и газа продукция непрерывно поступает в сепаратор 1, и непрерывно происходит истечение из сепаратора жидкости и свободного газа с последующим измерением их количества расходомерами 7 и 12 за заданное время. По результатам измерений система контроля, управления и обработки результатов производит расчет дебита по выделившемуся газу и жидкости, содержащей растворенный газ. Для обеспечения режима измерений поддерживается заданный уровень жидкости в сепараторе 1. Это производится путем изменения проходного сечения регулятора 6 расхода жидкости в соответствии с изменением показаний уровнемера 13. При малом содержании газа в продукции заданный уровень в сепараторе 1 поддерживается насосом откачки 15 с регулируемой производительностью. Для корректировки результатов измерения по величине уноса объемной доли свободного газа жидкостью (методика МИ 3015-2006 "Содержание свободного газа в нефти") в устройстве предусмотрено подключение прибора типа УОСГ-100СКП, и для учета растворенного газа прибора типа УОСГ-1РГ (методика МИ 3035-2007 "Остаточное содержание растворенного газа в нефти").
Второй режим работы - измерение количества свободного растворенного газа в жидкости. Сущность режима заключается в том, что накопленная масса жидкости в сепараторе 1 подвергается дегазации до заданного давления газа в емкости сепаратора. Величина давления газа устанавливается с помощью газового регулируемого редуктора 18.
Для осуществления этого режима в емкости сепаратора накапливается жидкость по заданному уровню. Клапан 10 переключает поток газа на байпас. После открытия запорного крана 16 поток газа из сепаратора 1 направляется в газовый регулируемый редуктор 18. В редукторе давление газа снижается до заданного значения, а его количество измеряется дополнительным расходомером газа 19 при этом измеряются температура и абсолютное давление газа. После измерения выделившийся газ направляется через обратный клапан 24 на свечу, например, на утилизацию при помощи газовой горелки. Процесс выделения растворенного газа из накопленной порции жидкости происходит за счет понижения давления в сепараторе 1 до заданного значения. Это значение может быть, равным атмосферному давлению. Измеренное количество газа дополнительным расходомером газа 19, является количеством растворенного газа в накопленной массе жидкости при измеренном давлении и температуре газа. Конечный расчет количества растворенного газа при дегазации не равным атмосферному производится путем экстраполяции кривой дегазации, полученной при измерении и вычислении системой контроля, управления и вычисления объема растворенного газа. По сумме количества свободного газа, измеренного расходомерам газа 12, и растворенного газа, измеренного дополнительным расходомером газа 19, вычисляется дебит по газу. Газовый фактор вычисляется путем деления суммы количества свободного и растворенного газа на количество массы накопленной порции нефти, измеряемой по окончании дегазации путем откачки жидкости из сепаратора 1 насосом откачки 15 через расходомер 7.
Соединение трубопровода отвода продукции скважины с трубопроводом подвода продукции и установка обратного клапана 26 даст возможность производить промывку трубопровода.
Использование предлагаемой полезной модели позволит по сравнению с прототипом повысить точность измерения общего количества газа, содержащегося в продукции скважины, за счет выделения и измерения количества растворенного в жидкости газа, а также за счет интенсификации процесса отделения свободного газа от жидкости и может использоваться на месторождениях как с большим газовым фактором так и при отсутствии газа.
Следует отметить, что использование дополнительной ступени сепарации позволит уменьшить объем и, следовательно, металлоемкость сепаратора и устройства в целом.
1. Устройство для измерения продукции нефтяных скважин, содержащее горизонтальный сепаратор с вертикально расположенной в верхней его части гидроциклонной головкой для отделения газа от жидкости, установленный в сепараторе уровнемер жидкости, трубопровод отвода жидкости из сепаратора, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода жидкости, влагомером и расходомером жидкости, трубопроводы подвода и возврата продукции скважины, трубопровод отвода газа, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода газа, расходомером газа и датчиком перепада давления, а также систему контроля, управления и вычисления, отличающееся тем, что трубопровод отвода жидкости снабжен дополнительным трубопроводом отвода жидкости, расположенным перед расходомером жидкости и снабженным насосом для регулируемой откачки жидкости, установленным параллельно регулятору расхода жидкости, а после расходомера газа установлен дополнительный трубопровод отвода газа на свечу, снабженный газовым регулируемым редуктором и газовым расходомером, при этом устройство снабжено смесителем для сбора жидкости и газа для возврата продукции скважины, например, в систему сбора и подготовки нефти по трубопроводу отвода продукции скважины, при этом трубопровод возврата продукции скважины соединен с трубопроводом подвода продукции скважины через трехходовой кран.
2. Устройство для измерения продукции нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительной газоотделительной головкой, установленной между гидроциклонной головкой и расходомером газа.
