Устройство для измерения дебита нефтяных скважин



Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин

 


Владельцы патента RU 2560737:

Сафаров Рауф Рахимович (RU)

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан. Сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком. На стыке между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном. На выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор. 7 ил.

 

Изобретение относится к технике измерения дебита нефтяных скважин и направлено на упрощение конструкции устройства измерения.

Известно устройство для измерения дебита скважин (SU Авт. св. №1530765, E21B 47/10, 23.12.1989), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, счетчик жидкости, пневматически связанный с газовой линией, и гидравлически связанный с общей линией мембранный клапан со штоком, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, дополнительный мембранный клапан со штоком и дросселем, установленный параллельно заслонке на газовой линии, выполненный с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях и связанный пневматически с газосепаратором и общей линией, причем подмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.

Недостатками известного устройства являются сложность и дороговизна его конструкции:

- наличие сложных клапанов с пневматическим приводом;

- наличие заслонки с приводом от поплавка и устройством герметизации прохода привода из полости газосепаратора;

- наличие импульсных пневматических линий к клапанам, как известно, подверженных вероятности замерзания при низких температурах окружающей среды при попадании в них влаги.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU Авт. св. №1553661, E21B 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях, газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.

Известное устройство имеет сложную и ненадежную конструкцию:

- клапан с электромагнитным приводом и управлением;

- датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подверженные вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.

Известно устройство для осуществления способа замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (SU патент №276851, E21B 47/10, 22.07.1970), включающего подачу газонефтяного потока в сепарационный трап в виде цилиндрической вертикальной емкости и накопление жидкой фазы в нем, вытеснение ее давлением газовой фазы путем перекрытия запорного клапана на газовой линии и определение дебита газа замером времени вытеснения заданного объема жидкой фазы, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, датчики нижнего и верхнего уровней, датчики температуры и давления газовой фазы, газовую линию, счетно-решающий блок, электронные часы, запорный клапан, жидкостные входную и выходную, в виде сифона, линии.

Известное устройство имеет недостатки, заключающиеся в том, что конструкция его включает датчики уровня жидкой фазы, подверженные риску выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина, и лишена приборов, замеряющих непрерывно расходы жидкой и газовой фаз и позволяющие учесть добычу продукции скважины в заданный отрезок времени с высокой точностью, прямым способом, чего не может обеспечить способ, поскольку учесть в этом случае добычу можно лишь опосредствованно.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (RU патент №2426877 C1, E21B 47/10, 20.08.2011), содержащее сепаратор, в виде вертикальной цилиндрической емкости, входную и выходные, в виде сифона, жидкостные линии, газовые линии, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами. Устройство также включает гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.

Недостатком данного известного устройства является невозможность определения компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти.

Задачей изобретения является повышение надежности устройства для замера дебита нефтяных скважин.

Технический результат - определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, согласно изобретению сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком, на стыке с которым между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном, и на выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор.

Техническая сущность изобретения поясняется чертежами:

фиг. 1 - схема устройства;

фиг. 2 - схема перетока в коллектор нефти;

фиг. 3 - схема перетока в коллектор газа;

фиг. 4 - схема перетока в коллектор воды.

Переходные этапы работы устройства:

фиг. 5 - этап заполнения жидкостного сифона;

фиг. 6 - этап заполнения газового сифона;

фиг. 7 - этап заполнения сифонов и емкостей.

Устройство содержит сепаратор 1, входную 2 и выходную 3, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию 4, датчики давления 5 и температуры 6 газовой фазы, счетно-решающий блок 7, включающий электронные часы и микропроцессор, объемный счетчик 8 жидкости, запорный клапан 9, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик 8, на общей измерительной линии 10 перед впадением ее в сборный коллектор 11. Сепаратор 1 выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей Е1 и Е2, которые в нижней части соединены патрубком 12, на стыке с которым между вертикальными цилиндрическими емкостями Е1 и Е2 смонтирован жидкостный сифон 13, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей Е1 и Е2 соединены газовым сифоном 14 и на выходе сепаратора 1 в верхней части емкости Е2 установлен плотномер 15. Наряду с этим жидкостный сифон 13 соединен со сборным коллектором 11 через отсекающий жидкость клапан 16.

Устройство работает следующим образом. Продукция нефтяных скважин поступает по входной жидкостной линии 2 в сепаратор 1, выполненный в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей Е1 и Е2, которые в нижней части соединены патрубком 12. По мере заполнения емкости Е1 сепаратора 1 жидкостью в нем происходит накопление жидкости и разделение ее на фракции: вода, эмульсия, нефть и газ. При этом переток газа происходит через газовый сифон 14, а переток жидкости, которая легче воды, в первоначальный момент заполнения происходит через жидкостный сифон 13 со сбросом газа в сборный коллектор 11 через отсекающий жидкость клапан 16. В вертикальной цилиндрической емкости Е1 сепаратора 1 происходит накопление и разделение поступающей продукции на эмульсию, воду и газ. В процессе работы происходит раздельно переток в сборный коллектор 11 нефти (фиг. 2), газа (фиг. 3) и воды (фиг. 4).

Переходные этапы работы устройства показаны:

на фиг. 5 - заполнение жидкостного сифона 13 до уровня H1;

на фиг. 6 - заполнение газового сифона 14 до уровня Н2;

на фиг. 7 - заполнение водой сифонов 13, 14 и емкостей Е1 и Е2.

После разделения в процессе работы чистая вода, которая образовалась во второй емкости Е2 сепаратора 1, через общую измерительную линию 10 по мере достижения перепада давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 11 (запорный клапан 9 открывается) проходит через счетчик жидкости 8. В процессе работы по мере поступления продукции в сепаратор 1 жидкостный сифон 13 заполняется жидкостью, а в газовом сифоне 14 в верхней части накапливается газ.

По мере накопления в емкости Е1 жидкости, которая легче воды, она начинает заполнять жидкостный сифон 13 и по достижении уровня этой жидкостью величины H1 (фиг. 5) происходит переток жидкости, которая легче воды, по жидкостному сифону 13 в емкость Е2.

Ввиду разности гидростатических давлений между емкостью Е2, которая заполнена водой, и емкостью Е1 происходит лавинообразный переток жидкости, которая легче воды, по газовому сифону 14 из емкости Е1 в емкость Е2, а из емкости Е2 по патрубку 12 в емкость Е1 до выравнивания гидростатических давлений. В результате чего верхняя часть емкости Е1 заполняется жидкостью, которая легче воды, и с открытием запорного клапана 9 она проходит через счетчик жидкости 8 в сборный коллектор 11. По мере накопления газа в емкости Е1 до уровня Н2 (фиг. 6) начинается переток газа из емкости Е1 через газовый сифон 14 в емкость Е2 и ввиду разности гидростатических давлений происходит лавинообразное перемещение жидкости из емкости Е2 в емкость Е1 по патрубку 12 и переток газа из емкости Е1 по газовому сифону 14 в емкость Е2 и при этом верхняя часть емкости Е2 заполняется газом, который начинает выдавливаться через счетчик жидкости 8 и запорный клапан 9 в общий коллектор 11.

Плотномер 15, установленный в верхней части емкости Е2, определяет самую тяжелую жидкость - воду и самую легкую жидкость - нефть при прохождении жидкости.

Плотность между тяжелой и легкой жидкостью позволяет определить объем нефти и воды в составе жидкости, проходящей через счетчик жидкости 8 и плотномер 15, по формуле:

где ρН - плотность нефти,

ρЭ - плотность эмульсии,

ρВ - плотность воды,

VЭ - объем эмульсии,

VH - объем нефти.

Показания объемного счетчика жидкости 8, датчиков давления 5 и температуры 6, плотномера 15 регистрируются и обрабатываются счетно-решающим блоком 7.

Использование изобретения позволит создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин, надежное в эксплуатации и обеспечивающее возможность определения полного компонентного состава жидкости, а именно воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, отличающееся тем, что сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком, на стыке с которым между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном, и на выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Группа изобретений относится к испытаниям гидравлических машин и предназначена для измерения рабочих характеристик погружных газосепараторов, используемых при добыче нефти.

Многофазный сепаратор-измеритель выполнен в виде двух вертикальных камер, гидравлически соединенных между собой в верхней и нижней частях. В нижней части первой камеры расположен входной порт, в котором установлена заглушенная сверху трубка с перфорированными стенками для подачи смеси флюидов, а также выходной порт для отбора тяжелой фазы.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к области измерения расхода газожидкостного потока. .

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения расхода газа, конденсата и его составляющих, и воды в газовой и нефтедобывающей промышленности при добыче газа и подготовке его к транспортировке.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх