Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин


 


Владельцы патента RU 2492322:

Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" (RU)

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Техническим результатом является упрощение конструкции, расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой, газовый трубопровод с установленной заслонкой, высокопредельным счетчиком газа и двухпозиционным пневмоуправляемым клапаном. Клапан оборудован фиксаторами положения и мембранной камерой. Жидкостный трубопровод оборудован счетчиком жидкости и таким же клапаном. Плюсовую полость камеры клапана на газовом трубопроводе пневматически связывают с этим же трубопроводом - с его полостью между заслонкой и клапаном. Фиксаторы положения клапанов настраивают таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерениях дебита водонефтяной смеси (жидкость) и попутного нефтяного газа (газ), добываемых из скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин, включающее в себя входной трубопровод, газожидкостный сепаратор (сепаратор), трубопроводы, предназначенные для отвода жидкости и газа из сепаратора, и выходной трубопровод.

На трубопроводе, отводящем газ (газовый трубопровод), установлена заслонка, выполняющая, вместе с механически связанным с ней поплавком, которым оборудован сепаратор, роль регулятора уровня жидкости в нем.

На трубопроводе, отводящем жидкость из сепаратора (жидкостный трубопровод), установлен высокопредельный счетчик жидкости, работающий совместно с регулятором перепада давления - двухпозиционным пневмоуправляемым клапаном (клапан), обеспечивающим работу этого счетчика в аттестованном диапазоне значений расхода (поэтому его также иногда называют регулятором расхода).

Клапан оборудован фиксаторами положения («открыто» - «закрыто») и мембранной камерой (камера), причем подмембранная (плюсовая) полость этой камеры пневматически связана с верхней полостью сепаратора, а надмембранная (минусовая) полость этой камеры пневматически связана с газовым стояком на выходном трубопроводе.

Устройство работает следующим образом.

Газожидкостная смесь поступает в сепаратор и разделяется на газ и жидкость.

Газ через открытую заслонку уходит в выходной трубопровод, а жидкость накапливается в сепараторе (в исходном положении клапан закрыт).

По мере повышения уровня жидкости поплавок прикрывает заслонку, в результате чего создается повышенное сопротивление прохождению газа через нее и в сепараторе (соответственно - и в плюсовой полости камеры клапана) начинает повышаться давление относительно выходного трубопровода - перепад давления.

После закрытия заслонки, при достижении значения перепада давления газа верхнего порога срабатывания клапана, его запорный орган резко переходит из положения «закрыто» в положение «открыто» и фиксируется в этом положении.

После открытия клапана жидкость под действием перепада давления интенсивно выталкивается из сепаратора, счетчик производит измерение ее количества, уровень ее в сепараторе начинает снижаться.

По мере снижения уровня жидкости, поплавок приоткрывает заслонку, газ вновь начинает поступать в выходной трубопровод, перепад давления уменьшается.

При достижении значения перепада давления нижнего порога срабатывания клапана, он также резко закрывается, счетчик жидкости останавливается и цикл измерения дебита жидкости заканчивается.

Далее, процесс продолжается описанным выше способом.

Таким образом, устройство позволяет с помощью высокопредельного счетчика измерять чрезвычайно малые дебиты жидкости.

Недостатком известного устройства является ограниченность функциональных возможностей: устройство позволяет производить измерения дебита лишь одного компонента - жидкости.

Известно устройство [2], также содержащее входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой на газовом трубопроводе, высокопредельный счетчик жидкости, двухпозиционный пневмоуправляемый клапан на жидкостном трубопроводе и выходной трубопровод.

Однако в состав этого устройства дополнительно включены еще один газовый трубопровод, такой же клапан и дроссель, устанавливаемые на дополнительном газовом трубопроводе, и высокопредельный счетчик газа, устанавливаемый на основном газовом трубопроводе.

Минусовые полости камер обоих клапанов пневматически связаны с газовым стояком на выходном трубопроводе, а плюсовые полости камер - с верхней полостью сепаратора.

Устройство позволяет производить измерения дебита не только жидкости, но и газа.

Недостатком известного устройства является слабая функциональная нагруженность узлов, следствием чего является сложность конструкции, аппаратурная избыточность, узость функциональных возможностей и потребительских свойств.

В связи с этим следует отметить, что реальные измерительные установки, в основу которых заложено известное устройство, ввиду их значительной стоимости, изготавливаются в групповом варианте исполнения.

Т.е. известное устройство является измерительным модулем, к которому с помощью распределительного модуля в автоматическом режиме поочередно подключается до 14 нефтегазодобывающих скважин, расположенных в ближайшей округе.

Выбор скважин для подключения к одной установке по территориальному признаку обеспечивает наименьшие затраты на обустройство месторождений нефти.

Однако это приводит к тому, что к одной установке, как правило, оказываются подключенными скважины с большим дебитом газа (например, до 60000 м3/сут) и с очень малым (в пределах 100 м3/сут).

Недостатком известного устройства является его неадаптивность к условиям объекта, заключающаяся в том, что при подключении к нему скважин с дебитом газа ниже предела чувствительности счетчика, этот газ свободно уходит в выходной трубопровод и не учитывается.

Еще одним недостатком известного устройства является сложность конструкции - наличие элементов с чрезвычайно малой функциональной нагрузкой, следствием чего является повышенная стоимость изготовленных на его базе реальных изделий.

Целью изобретения является упрощение конструкции, расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств.

Указанная цель достигается тем, что в устройстве для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащем входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой, газовый трубопровод, на котором установлена эта заслонка, а также установлены высопредельный счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан, оборудованный фиксаторами положения и мембранной камерой, жидкостный трубопровод, оборудованный высокопредельным счетчиком жидкости и таким же клапаном, и выходной трубопровод (причем, минусовые полости камер обоих клапанов также пневматически связаны с газовым стояком на выходном трубопроводе и плюсовая полость камеры клапана на жидкостном трубопроводе также пневматически связана с верхней полостью сепаратора), плюсовая полость камеры клапана на газовом трубопроводе пневматически связывается с этим же трубопроводом - с его полостью между заслонкой и клапаном, а фиксаторы положения клапанов настраиваются таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области, не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию «существенные отличия».

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин отличается тем, что подключение плюсовой полости камеры клапана на газовом трубопроводе к этому же трубопроводу - к его полости на участке между заслонкой и клапаном и настройка фиксаторов положения клапанов таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе, позволяет измерять расход (количество) газа независимо от величины его дебита, т.е. повышает адаптивность к условиям объекта и улучшает потребительские свойства изделий, выполненных на базе заявляемого устройства.

Таким образом, заявляемое устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин соответствует критерию «новизна».

На рисунке изображена принципиальная схема заявляемого устройства.

В состав устройства входит входной трубопровод (1), сепаратор (2), оборудованный поплавком (3), связанным с помощью тяги (4) с заслонкой (6), смонтированной на газовом трубопроводе (5). На этом же трубопроводе смонтирован высокопредельный счетчик газа (7) и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан (11) с фиксаторами положения (на рисунке не показаны) и мембранной камерой.

Причем, плюсовая полость этой камеры с помощью импульсной трубки (8) подключена к полости газового трубопровода на участке между заслонкой и клапаном, а минусовая полость камеры, с помощью импульсной трубки (14), подключена к газовому стояку (15) на выходном трубопроводе (17), также входящем в состав устройства.

На жидкостном трубопроводе (9) смонтированы высокопредельный счетчик жидкости (10) и такой же клапан (13), но плюсовая полость его камеры, с помощью импульсной трубки (12), соединена с верхней полостью сепаратора, а минусовая камера, с помощью импульсной трубки (16), соединена с тем же газовым стояком (15).

Порядок работы заявляемого устройства следующий.

В исходном положении сепаратор (2) пустой, поплавок (3) лежит на дне, заслонка (6) открыта, клапана (11) и (13) закрыты.

Газожидкостная смесь по входному трубопроводу (1) поступает в верхнюю полость сепаратора и разделяется на газ и жидкость.

Газ заполняет сепаратор. В сепараторе повышается перепад давления относительно выходного трубопровода (17).

Жидкость по полкам сепаратора (на рисунке не показаны) стекает вниз и накапливается в его нижней полости, уровень ее повышается, поплавок всплывает и начинает прикрывать заслонку.

В процессе налива жидкости, пока открыта заслонка, если перепад давления в сепараторе достиг верхнего порога срабатывания (например, 0,7 кгс/см2) клапана (11), он резко устанавливается в положение «открыто» и газ через счетчик (7) начинает интенсивно поступать в выходной трубопровод (17), перепад давления уменьшается.

При достижении перепада давления нижнего порога срабатывания (например, 0,2 кгс/см2) клапана (11), он резко устанавливается в положение «закрыто» и переток газа из сепаратора в выходной трубопровод прекращается.

Примечание - если дебит газа (в рабочих условиях) больше дебита жидкости, то таких импульсов сброса газа из сепаратора, за время цикла налива жидкости может быть несколько.

Если же дебит газа чрезвычайно мал, то за время одного цикла налива жидкости может не произойти ни одного цикла сброса газа из сепаратора (накопление газа продолжится).

Далее, в процессе налива, при достижении уровня жидкости в сепараторе заданного значения (регулируется длиной тяги 4), заслонка закрывается.

При этом доступ газа в плюсовую полость камеры клапана (11) прекращается и он (если на этот момент был открыт) закрывается.

После закрытия заслонки газ и жидкость продолжают поступать в сепаратор. Уровень жидкости продолжает повышаться. Перепад давления, за счет сжатия газовой «шапки» и за счет вновь поступающего газа, также повышается.

При достижении перепада давления верхнего порога срабатывания (например, 1,2 кгс/см2) клапана (13), он резко устанавливается в положение «открыто» и жидкость через счетчик (10) начинает интенсивно выталкиваться сжатым газом в выходной трубопровод (17), уровень жидкости уменьшается, поплавок опускается, стремясь открыть заслонку.

В момент открытия заслонки газ вновь начинает поступать в плюсовую полость камеры клапана (11), он открывается, газ начинает уходить в выходной трубопровод, перепад давления резко уменьшается.

При достижении перепада давления нижнего порога срабатывания (например, 0,7 кгс/см2) клапан (13) закрывается и переток жидкости из сепаратора в выходной трубопровод прекращается.

Далее процесс повторяется.

Проверка предлагаемых технических решений производилась на заводском метрологическом стенде, включающем в себя поверочный и поверяемый измерительные модули.

На поверочном модуле для измерений расхода газа использовался низкопредельный счетчик с диапазоном измерений от 50 до 2500 м3/сут (в нормальных условиях). Для измерений расхода жидкости использовался низкопредельный счетчик с диапазоном измерений от 24 до 120 т/сут.

Поверяемый модуль был оборудован в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на рисунке.

Клапан на газовом трубопроводе был настроен на диапазон срабатывания от 0,7 до 0,2 кгс/см2, клапан на жидкостном трубопроводе - на диапазон от 1,2 до 0,7 кгс/см2.

Для измерений расхода газа использовался высокопредельный счетчик с диапазоном измерений от 1500 до 75000 м3/сут.

Для измерений расхода жидкости использовался высокопредельный счетчик с диапазоном измерений от 144 до 720 т/сут.

Суть испытаний сводилась к определению возможности измерений с помощью заявляемого устройства, оснащенного высокопредельными счетчиками, расхода газа и жидкости, величина дебита которых меньше нижнего предела их диапазонов измерений по расходу.

При этом в качестве критерия удовлетворительности результатов испытаний было выбрано условие: погрешность измерений должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

В процессе испытаний имитировались (задавались на поверочном модуле) значения дебита газа 50, 500 и 1000 м3/сут и значения дебита жидкости 25, 50 и 100 т/сут.

При этом получена наибольшая погрешность при измерениях расхода газа ±2,8%, наибольшая погрешность при измерениях расхода жидкости - ±1,3%.

Таким образом, исходя из принятого критерия, результаты испытаний следует признать удовлетворительными, поскольку в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 погрешность измерений расхода газа должна быть не более ±5%, жидкости - ±2,5%.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №577290, кл. Е21В 43/00, 1975.

2. Авторское свидетельство SU №1530765 А1, кл. Е21В 47/10, 1987.

Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащее входной трубопровод, газожидкостной сепаратор (сепаратор) с поплавком, механически связанным с заслонкой, трубопровод, отводящий газ из сепаратора (газовый трубопровод), на котором установлена эта заслонка, а также установлены высокопредельный счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан (клапан), оборудованный фиксаторами положения («открыто»-«закрыто») и мембранной камерой (камера), трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора (жидкостной трубопровод), оборудованный высокопредельным счетчиком жидкости и таким же клапаном, и выходной трубопровод, причем надмембранные (минусовые) полости камер обоих клапанов пневматически связаны с газовым стояком на выходном трубопроводе, а подмембранная (плюсовая) полость камеры клапана на жидкостном трубопроводе пневматически связана с верхней полостью сепаратора, отличающееся тем, что плюсовая полость камеры клапана на газовом трубопроводе пневматически связана с этим же трубопроводом - с его полостью между заслонкой и клапаном, а фиксаторы положения клапанов настроены таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях и при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля динамического уровня жидкости для управления погружным электронасосом. .

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. .

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста.

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Изобретение относится к области подготовки товарной нефти и может быть использовано на производствах нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности для создания аппаратов сверхвысокочастотной (СВЧ) обработки водонефтяных смесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа. .

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки низконапорных газов с последующей подачей их потребителю. .

Изобретение относится к утилизации попутного нефтяного газа. .

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту включает подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации; охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации; отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку; разделение конденсата после третьей ступени на две части, подачу одной из них на дальнейшую переработку, а второй - на первую ступень сепарации. Подачу второй части конденсата на первую ступень сепарации осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации. Перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают до необходимой температуры. Установка для осуществления способа содержит линию подачи пластовой смеси, соединенную с сепаратором первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени. Выход по газу второго сепаратора соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода части конденсата и с линией подачи части конденсата на первую ступень сепарации. Согласно изобретению линия подачи части конденсата на первую ступень сепарации соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси. На линии подачи конденсата установлен второй теплообменник. Технический результат заключается в том, что предотвращается парафинообразование во всем технологическом процессе начиная с входных ниток сепараторов первой ступени (в том числе на внутренних элементах), при этом исключаются высокие капитальные затраты на строительство крупногабаритного оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх