УСТАНОВКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

УСТАНОВКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначена для использования при проведении комплексных газогидродинамических исследований продукции одной или нескольких скважин нефтяных и газоконденсатных месторождений при геологоразведочных работах, в процессе пробной эксплуатации или на начальном этапе работ по освоению месторождений, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, с целью определения дебита по жидким углеводородам, природному и попутному газу, пластовой воде и других газогидродинамических характеристик работы скважины или группы скважин с одновременной подготовкой жидких углеводородов к транспорту и утилизацией газа и пластовой воды.
Известна автоматизированная групповая замерная установка Спутник в различных модификациях (Спутник-А, Спутник-Б, Спутник-Б40), предназначенная для автоматического замера дебита с сепарацией жидкой и газовой фаз продукции нефтяных скважин 1. Установка включает гидроциклонный сепаратор, счетчики газа и жидкости, коллекторы газа и жидкости, регулятор перепада давления между сепаратором и газовым коллектором.
Недостатками известной замерной установки являются снижение точности измерения расхода жидкости при высоких дебитах исследуемой скважины или при высоком газовом факторе вследствие плохого отделения газа от жидкости, а также ограниченные функциональные возможности. Это обусловлено отсутствием возможности определения дебита нефти и воды при исследовании обводненных скважин, осложнениями при работе с тяжелой парафинистой нефтью и невозможностью применения установки для исследования необустроенных скважин.
Известна также установка для измерения и исследования продукции нефтяных скважин, содержащая сепаратор - стабилизатор с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, блок подготовки газожидкостной смеси, состоящий из сепараторов и емкости с деэмульгатором, измерители расхода, давления и температуры 2. Известная установка им.еет более высокую точность по сравнению с вышеописанной, т.к. обеспечивает более полное отделение газа от
МПК Е21В 47/10 Е21В 49/00
жидкости (нефти и воды).
Недостатками известной установки являются отсутствие возможности отдельного замера объемов нефти и воды и применения на газоконденсатных скважинах, а также на необустроенных скважинах; кроме того, применение данной установки вызывает осложнения при исследовании скважин, продукция которых содержит тяжелую нефть.
Наиболее близкой к заявляемой полезной модели по совокупности существенных признаков является установка Порта-Тест исследования газоконденсатных скважин, в том числе продукция которых содержит агрессивные компоненты, фирмы PORTA-TEST таnufakturing LTD (Канада) 3 . Установ1 а включает линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном - отсекателем и клапаном - регулятором давления и последовательно установленные подогреватель и трехфазный сепаратор, соединенный с линиями отвода газа, воды и конденсата с измерителями расходов фаз продукции скважины. Известная установка работает следующим образом: газоконденсатная смесь из скважиньг поступает в подогреватель, где нагревается до необходимой температуры, предусмотренной программой исследования. Далее газожидкостная смесь направляется в сепаратор для отделения жидкой фазы от газовой. Газ направляется в вихревую трубу и затем в линию отвода газа, расход газа сепарации определяется измерителем расхода. В нижней части сепаратора находится жидкостный накопитель, где происходит разделение воды и конденсата за счет разности их плотностей. Сброс жидкостей р линии отвода воды и конденсата производится с одновременным замером расхода. Установка Порта-тест обладает более высокой точностью по сравнению с другими известными техническими рещениями аналогичного назначения за счет более полного отделения газа и раздельного замера объемов воды и жидких углеводородов.
Недостатком известной установки исследования газоконденсатных скважин является невысокая достоверность определения дебитов конденсата и воды вследствие неполного их разделения. Кроме того, установка имеет ограниченные функциональные возможности, обусловленные невозможностью ее применения на нефтяных скважинах и на скважинах без развитой сети инженерных коммуникаций, что не позволяет проводить исследование необустроенных скважин.
Заявляемая полезная модель решает задачу повьшения точности измерения дебита компонентов продукции скважин и расширения функциональных возможностей установки.
Для решения указанной задачи установка исследования скважин Лада, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном - отсекателем и клапаном - регулятором давления и связанную с трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода конденсата, газа и воды, снабженными измерителями расхода, дополнительно содержит блок сепарации нефти, связанный с линиями отвода газа и воды, включающий линию приема нефти, оборудованную клапаном - отсекателем и клапаном - регулятором давления и последовательно соединенные подогреватель, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды, соединенный с линиями межблочных коммуникаций, и блок стабилизации жидких углеводородов, включающий емкости дегазации и стабилизации углеводородов.
Другим отличием заявляемой полезной модели является то, что установка исследования скважин Лада дополнительно содержит блок хранения и отпуска товарных продуктов, содержащий емкости хранения и автоматизированную станцию налива жидких углеводородов, и блок вспомогательных объектов, включающий котельную для нагрева теплоносителя, подстанцию и дизельэлектростанцию резервного питания.
Достигаемый при этом технический результат состоит в следующем :
-наличие блока сепарации нефти (линия приема нефти, двухфазный сепаратор и сепаратор отстоя воды с межблочными коммуникациями) позволяет проводить исследование нефтяных скважин, а также повысить качество отделения воды от конденсата при исследовании газоконденсатных скважин, что обеспечивает повьшхение точности измерения дебита конденсата и воды;
-наличие блока стабилизации жидких углеводородов (дегазация и стабилизация жидких углеводородов - нефти и газового конденсата путем термической обработки для удаления сероводорода, легких углеводородов и разрушения водонефтяных эмульсий) обеспечивает возможность исследования нефтяных и газоконденсатных скважин с одновременной подготовкой жидких углеводородов до уровня товарных продуктов (при наличии инженерных коммуникаций продукция может быть направлена потребителю по трубопроводам.
при исследовании необустроенных скважин товарные продукты могут быть вывезены автоцистернами, т.к. установка обеспечивает уровень подготовки жидких углеводородов согласно требованиям ГОСТ 9965-76);
- наличие блока хранения и отпуска товарных продуктов (емкости хранения товарных продуктов - жидких углеводородов и автоматическая станция налива) и блока вспомогательных объектов {котельная для нагрева теплоносителя, обеспечивающего температурный режим стабилизации нефти, подстанция для подачи электроэнергии к  силовым агрегатам, дизельэлектростанция для резервного питания) обеспечивает возможность использования установки на скважинах, не оборудованных развитыми инженерными коммуникациями .
Таким образом, применение в предлагаемой установке дополнительных блоков, используемых по их прямому назначению, дает новый технический результат: повьшение точности измерения дебита газового конденсата и пластовой воды при исследовании газоконденсатных скважин, возможность проведения исследования газоконденсатных и нефтяных скважин с реализацией жидких углеводородов, подготовленных до уровня товарных продуктов, а также обеспечение работы установки не только при исследовании обустроенных скважин, но и в условиях отсутствия развитых инженерных коммуникаций.
На чертеже приведена блок-схема установки исследования скважин Лада.
Установка содержит блок (I) газового сепаратора, включающий линию 1 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 2 и клапаном-регулятором 3 давления и соединенную с газовым трехфазным сепаратором 4, соединенным с линией 5 отвода газа на установку 6 факельную горизонтальную, линией 7 отвода воды и линией 8 отвода конденсата; блок (II) нефтяного сепаратора, включающий линию 9 приема сырья, оборудованную клапаном-отсекателем 10 и клапаном-регулятором 11 давления и соединенную с последовательно установленными подогревателем 12 нефти, двухфазным сепаратором 13 и сепаратором 14 отстоя воды, при этом двухфазный сепаратор 13 соединен с линией 15 отвода газа на установку 6 факельную горизонтальную и с линией 16 отвода водонефтяной эмульсии, а сепаратор 14 отстоя воды соединен с линией 8 отвода
L/
- 4 конденсата из сепаратора 4 (относительно сепаратора 14 линия 8 является линией подачи конденсата для отстоя воды), линией 17 отвода воды и линией 18 отвода жидких углеводородов; линии 5 и 15 отвода газа, линия 8 отвода конденсата и линия 16 отвода водонефтяной эмульсии, линии 7 и 17 отвода воды снабжены измерителями 19 расхода; блок (III) стабилизации жидких углеводородов, включающий емкость 20 дегазации, соединенную с линией 21 отвода газа дегазации и линией 22 отвода жидких углеводородов, теплообменник 23, емкость 24 стабилизации, соединенную с линией 25 отвода газов стабилизации и линией 26 отвода жидких углеводородов, насосы 27 перекачки жидких углеводородов; блок (IV) хранения и отпуска товарных продуктов - жидких углеводородов, включающий емкости 28 хранения жидких углеводородов и автоматизированную систему 29 налива жидких углеводородов; блок (V) вспомогательных объектов, включающий подстанцию 30, дизельэлектростанцию 31, компрессор 32 воздуха, котельную 33; кроме того, установка содержит блок 34 химреагентов и блок 35 управления .
Установка работает следующим образом.
Газоконденсатная смесь от газовых скважин с давлением до 35 МПа по шлейфу (на чертеже не показан) подается на блок (I) газового сепаратора. Пройдя по линии приема сырья i через клапан-отсекатель 2, клапан-регулятор давления 3, смесь поступает в трехфазный сепаратор 4, где под действием гравитационных сил, изменения скорости и направления потока разделяется на газ, газовый конденсат и пластовую воду. Газовый поток из сепаратора 4 направляется в линию 5 отвода газа и далее через измеритель 19 расхода на установку б факельную горизонтальную для обезвреживания сжиганием. Пластовая вода из сепаратора 4 поступает в линию 7 отвода воды, проходит измеритель расхода 19 и поступает для испарения в факел установки 6 факельной горизонтальной. Газовый конденсат из сепаратора 4 направляется в линию 8, проходит измеритель расхода 19 и поступает в сепаратор 14 отстоя воды блока (II) нефтяного сепаратора.
Нефтегазовая смесь от нефтяных скважин с давлением до 16 МПа и температурой от О до 30 град. С поступает на блок (II) нефтяного сепаратора. Пройдя по линии 9 приема сырья последовательно через клапан-отсекатель 10, клапан - регулятор 11 давления, подогреватель 12, нефтегазовая смесь с давлением до 3.6 МПа с температурой до 40 град. С поступает в двухфазный сепаратор 13, где происходит ее разделение за счет гравитации, изменения направления и скорости потока на газовую и жидкую фазы. В газовую фазу уходит весь свободный попутный газ, выделившийся из нефти при рабочих параметрах сепаратора 13. Газовая фаза из сепаратора 13 направляется в линию 15 отвода газа и далее через измеритель расхода 19 и поступает на установку б факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Жидкая фаза частично разгазированная водонефтяная эмульсия проходит в линию 16 и через измеритель 19 расхода поступает в сепаратор 14 для отделения пластовой воды в смеси с газовым конденсатом из трехфазного сепаратора 4. В сепараторе 14 производится отстой воды за счет сил гравитации. Пластовая вода из сепаратора 14 по линии 17 через измеритель 19 расхода поступает для испарения в факел установки б факельной горизонтальной. Жидкие углеводороды (нефть и газовый конденсат) из сепаратора 14 направляются по линии 18 на блок (III) стабилизации жидких углеводородов, поступают в емкость 20 дегазации для удаления газа. Из емкости 20 жидкие углеводороды насосом 27 откачиваются через теплообменник 23, где нагреваются до температуры 60 град. С, в емкость 24 стабилизации, в которой выделяются остаточные газы, в том числе сероводород. Стабильные жидкие углеводороды из емкости 24 насосом 27 откачиваются на блок (IV) хранения и отпуска товарных продуктов. Газы дегазации и стабилизации из емкостей 20 и 24 блока стабилизации сбрасываются по линиям 21 и 25 на установку б факельную горизонтальную для термического обезвреживания. Стабильные жидкие углеводороды по линии 26 поступают в емкости 28 хранения товарных продуктов, откуда забираются насосом автоматизированной станции налива 29 и через объемный  счетчик (на чертеже не показан) закачиваются в автоцистерны для реализации. Компрессор 32 воздуха сжимает атмосферный воздух до О.б МПа и подает его по трубопроводам на клапаны-регуляторы установки и пневматические приборы блока управлэн1 я 35. В котельной 33 подогревается циркулирующий поток умягченной йоды, поступающий в качестве теплоносителя на подогрев рабочей углеводородной среды в подогреватель 12 и теплообменник 23. Подстанция 30 подает электроэнергию на электрические двигатели насосов 27, на освещение. Дизельэлектростанция 31 служит для резервного электроснабжения и подает электроэнергию в случае отключения основного источника. С блока 34 химреагентов подаются необходимые реагенты в технологический процесс (деэмульгатор на входы блока (I) газового сепаратора и блока (II) нефтяного сепаратора, ингибитор коррозии в верхнюю часть сепараторов 4, 13 и 14). Блок 35 управления с помощью приборов КиА управляет технологическим процессом в автоматическом режиме.
Проводили опытно - промьшленные испытания предлагаемой установки на скважине 1-Н Нагумановского нефтеконденсатного месторождения в мае - июле 1999 г. Опытный образец предлагаемой установки продемонстрировал высокую точность измерения дебита компонентов продукции скважин и надежность, применение установки позволило получить дополнительный полезный продукт - стабильные углеводороды.
Предлагаемая установка по сравнению с прототипом обладает более высокой точностью и более широкими функциональными возможностями, т.к. может быть применена на нефтяных скважинах и на скважинах без развитых инженерных коммуникаций.
Источники информации,
принятые во внимание
при оформлении заявки на полезную модель.
1.Справочная книга по добыче нефти, под редакцией Ш.К. Гиматудинова. Москва, Недра, 1974 г., с. 487.
2.Патент РФ N 2100596, МПК б Е21В 47/10, опубл. 27.12.97, бюл. N 36.
3.Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Москва, Наука, 1995 г., с. 364 (прототип).