Установка для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин
PLANT FOR MEASURING PRODUCTION RATE OF GAS CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.
Определение дебита скважины, продукцией которой является пластовая газожидкостная смесь ГЖС (пластовая смесь, пластовый флюид, флюид), находящаяся под значительным избыточным давлением и содержащая значительное количество нестабильного газового конденсата (далее НК), является сложной инженерной задачей.
Источником пластовой ГЖС является продукция газовых или газоконденсатных скважин месторождений.
В настоящее время существующие способы определения дебита многофазных потоков с содержанием нестабильной жидкой фазы или мало исследованы, или не дают достоверных и метрологически подтвержденных результатов. Эталона, воспроизводящего многофазный расход с содержанием нестабильной жидкой фазы, для поверки появляющихся многофазных расходомеров в промышленности не существует.
По этой причине выпускаемые промышленностью образцы настраиваются и опробуются на поверочных стендах многофазного расхода, где в качестве жидкой углеводородной фазы используется нефть, масло или другие углеводородные жидкости, стабильные (некипящие или малокипящие) при нормальных условиях. В них даже может быть применена нестабильная жидкость, например, промышленный хладагент холодильных машин изобутан, граница кипения которого, как и любой однокомпонентной жидкости, выражается четкой кривой на классической фазовой диаграмме, применяемой в термодинамике. Этот компонент в термобарических условиях измерений МФР будет или жидким, или газообразным, то есть по сути, хоть и нестабильным в атмосферных условиях, но строго стабильным в заданных условиях измерений.
Однако сложность заключается в том, что система «газ - нестабильный газовый конденсат» газовых месторождений является квазистабильной. В ней жидкость - конденсат - является гомогенной смесью различных компонентов - углеводородных мономеров и изомеров (этан, пропан, бутан и т.д.), а газ, кроме метана, содержит газообразные этан, малое количество пропана и исчезающе малые количества высших компонентов (изобутан, бутан и т.д.). То есть при любом, даже незначительном, изменении температуры и давления небольшое количество «тяжелых», компонентов газа, такие как пропан и этан, могут конденсироваться, или наоборот, небольшое количество «легких» компонентов газового конденсата могут вскипать и переходить в газовую фазу. Основное количество этих легко переходящих из одного фазового состояния в другое компонентов, и в газе, и в конденсате это одни и те же этан и пропан. Они «тяжелее» основного «легкого» компонента газа метана, который практически не конденсируется, и «легче» «тяжелых» компонентов конденсата, изобутана, бутана, изопентана, пентана и т.д., которые в основном не кипят в пределах изменения давления, имеющего место в проточной части МФР. Эта особенность, как правило, учитывается алгоритмом МФР, но должна быть проверена в реальной эксплуатации.
В процессе любых газодинамических исследований скважин, в том числе и измерении дебита скважины, необходимо отбирать пробы газа и жидкостей. Отбор представительных проб ПВ, НК, а в особенности газа сепарации, представляет сложную задачу. На практике, несмотря на совершенство разработанных методов и оборудования, из-за их сложности процент некачественно отобранных проб газа велик. Проба может быть испорчена и в лаборатории из-за неверных действий при подготовке к анализу или из-за недостаточной оснащенности лаборатории. Наиболее сложными являются отбор и обработка проб газов.
В настоящее время известен ряд способов учета дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин и установок для их осуществления.
Технический результат известных решений направлен на обеспечение качественного разделения пластового флюида (пластовой ГЖС) на фазы и точного измерения количества сепарированной жидкости и газа с возможностью отбора проб.
Известны способы измерения дебита жидкости скважин, основанные на измерении объема или веса накопленной в сепарационной емкости жидкости за измеренное время и пересчете полученной информации о количестве жидкости и времени ее накопления в суточный дебит скважины. В частности, известны установки для измерения дебита нефтяных скважин типа «Спутник-А», «Спутник-А-40», где продукция замеряемой скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, в котором свободный газ отделяется и уходит в газовый коллектор, а измерение дебита жидкости осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в блоке местной автоматики (БМА), накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавного регулятора и заслонки на газовой линии (Справочная книга по добыче нефти, под редакцией д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М., «Недра», 1974, с. 487-489).
Известен «Способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин» по патенту РФ №2532490 от 20.06.2013 г., опубл. 10.11.2014 г.
Способ измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, заключается в подаче продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, предварительным накоплением жидкости в конденсатосборнике, разделением газожидкостной смеси на жидкость и газ в гидроциклонном сепараторе с последующей подачей газа на газовую трубопроводную линию, содержащую расходомер газа, и подачей жидкости на жидкостную трубопроводную линию, содержащую расходомер жидкости, определением расхода газа и жидкости с помощью расходомеров газа и жидкости, и при этом разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подачу газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости в газовой и жидкостной трубопроводных линиях производят непрерывно, отбирают пробу газа из газовой трубопроводной линии с помощью пробозаборника, анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки.
Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором, расходомер жидкости, установленный в жидкостной трубопроводной линии, расходомер газа, установленный в газовой трубопроводной линии, при этом она снабжена, по меньшей мере, одним пробозаборником в газовой трубопроводной линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе, (принят за прототип)
Недостатком известного способа (по прототипу) и используемого устройства для реализации способа является то, что в нем:
- не обеспечивается эффективная сепарация газовой фазы;
- не предусмотрена возможность непрерывного разделения смеси жидких несмешиваемых фаз (ПВ и НК), их непрерывного вывода и учета по отдельности без предварительного отстаивания;
- не обеспечивается представительность отбора пробы газа для непрерывного определения остаточного содержания дисперсной фазы, так как отбор пробы может быть осуществлен только из пристеночной области газопровода, без соблюдения изокинетичности отбора, с искажениями концентрации дисперсных частиц, фазовыми переходами вследствие несоблюдения термобарических параметров при отборе.
Задачей заявляемого изобретения является создание технологической линии, позволяющей непрерывно разделять пластовую ГЖС на однофазные потоки (ПВ, НК, Газ) и работать в двух режимах: для определения дебита пластового флюида скважин газовых и газоконденсатных месторождений и исследования работы многофазных расходомеров на потоке смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемом путем смешивания этих фаз на выходе из установки в заданных соотношениях.
Технический результат - измерение дебитов скважин газовых и газоконденсатных месторождений с малой погрешностью на потоке пластовой ГЖС без накопления фаз для целей измерения, а так же - исследование особенностей работы существующих и перспективных типов приборов для поточного измерения многофазных расходов продукции газоконденсатных скважин в условиях месторождений и на реальных рабочих смесях с содержанием нестабильной жидкости.
Технический результат достигается тем, что установка для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, содержащая сепаратор, расходомер жидкости, установленный в жидкостной трубопроводной линии, расходомер газа и пробоотборник с дополнительной сепарационной установкой, установленные в газовой трубопроводной линии, при этом линия вывода газа из сепаратора содержит основной и дополнительный блоки учета и регулирования, сепаратор оснащен распределителем газожидкостного потока и центробежными сепарационными элементами, выполнен без конденсатосборника и соединен с горизонтальным двухсекционным разделителем жидких несмешиваемых фаз с разделением жидких фаз за счет их различного удельного веса и переливания легкой фазы через разделительную стенку, отсеки которого оснащены линиями вывода пластовой воды и нестабильного конденсата, снабженными по одному основному и одному дополнительному блоку учета и регулирования, при этом линия ввода пластовой газожидкостной смеси в сепаратор дополнительно оснащена обвязкой для последовательного подключения проточного многофазного расходомера для исследования в условиях скважины особенностей его работы на потоке реальной пластовой газожидкостной смеси, линия вывода газожидкостной смеси из установки содержит два статических смесителя, первый из которых объединяет потоки от основных блоков учета и регулирования газа, пластовой воды и нестабильного конденсата, и создает поток газожидкостной смеси с возможностью регулирования общего дебита и соотношения фаз в смеси, а второй объединяет потоки избытка газа из сепаратора и пластовой воды и нестабильного конденсата из разделителя от дополнительных блоков учета и регулирования с потоком, созданным на первом статическом смесителе, для вывода объединенной смеси из установки в шлейф скважинной обвязки, а также обвязку для последовательного подключения исследуемого проточного многофазного расходомера на потоке с заданными дебитом и соотношениями фаз в смеси, а дополнительная сепарационная установка для контроля и учета неотсепарированной капельной жидкости в газе сепарации дополнительно оснащена передвижным зондом с атакующим заостренным наконечником, массовым расходомером, клапаном-регулятором для обеспечения изокинетичности пробозабора путем регулирования расхода пробы по сигналу массового расходомера, рекуперативным теплообменником для охлаждения потока пробы газа и греющим кабелем для нагрева потока пробы газа для обеспечения изотермичности пробозабора.
Источником пластовой ГЖС служит продукция скважин газовых или газоконденсатных месторождений. После разделения смеси в сепараторе и разделителе измеряются дебиты однофазных потоков: газовая фаза - влажный природный газ далее по тексту «газ»; водный раствор - вода, водометанольный раствор, пластовая вода (ПВ) с содержанием солей и метанола, далее по тексту «пластовая вода» или «ПВ»; жидкая углеводородная фаза, не образующая с водой или водными растворами химические соединения, растворы, устойчивые взвеси, эмульсии или пену - нестабильный газовый конденсат (НК), смесь стабильного, нестабильного конденсата, далее по тексту «нестабильный конденсат» или «НК».
Заявляемое устройство представлено на чертежах:
Фиг. 1 - общий вид технологической линии.
Фиг. 2 - взаимное расположение сепаратора и разделителя, показанное на фрагменте технологической линии, включающей сепаратор и разделитель жидких фаз.
Установка состоит из следующих узлов и элементов:
1) Узел подключения к кустовой обвязке 1 (фиг. 1), включающий гибкие рукава высокого давления, фитинги для подключения установки к фонтанной арматуре и вспомогательным сетям (горизонтальная факельная установка, дренажная емкость, передвижная парогенераторная установка и пр.), а также электроприводную запорную арматуру для дистанционного и местного управления потоком пластового флюида через установку или минуя его, также приборы дистанционного и местного измерения температуры и давления пластовой ГЖС на входе и выходе из установки.
2) Узел подключения многофазного расходомера 2 для исследований в термобарических условиях скважины. Включает обвязку, позволяющую пропускать поток пластового флюида (пластовой ГЖС) через исследуемый прибор или минуя его. Обвязка включает приборы для измерения температуры и давления среды.
3) Обвязка 3 для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ), предназначенного для измерения дебита скважин методом отбора части потока, для исследования работы этого устройства в условиях скважины.
4) Вертикальный газовый сепаратор 4, оснащенный приборами измерения давления и температуры.
Сепаратор содержит три ступени сепарации:
Первая - распределитель газожидкостного потока 6 (фиг. 2) на входном штуцере 5, который обеспечивает отделение крупных капель жидкости и равномерно распределяет газовый поток по всему поперечному сечению аппарата.
В средней части сепаратора сечение аппарата перекрыто двумя полотнами 7 и 8 с установленными на них центробежными сепарационными элементами (ЭЦС) - вторая и третья ступень сепарации.
Газовый поток поднимается вверх и выходит из сепаратора 4 через выходной штуцер 9.
Вертикальный газовый сепаратор 4 не содержит накопителя жидкости (конденсатосборника), что позволяет сократить его высоту для размещения на автомобильном прицепе, также упрощает управление технологическим процессом непрерывного удаления жидкости из сепаратора. Жидкость из сепаратора удаляется самотеком по трубе 10 в горизонтальный разделитель 11, расположенный в непосредственной близости.
5) Горизонтальный разделитель 11 снабженный сепарационной секцией для интенсификации процесса разделения жидких несмешиваемых фаз, оснащенный приборами измерения давления и температуры.
Горизонтальный разделитель 11 имеет два отсека 12 и 13, разделенных вертикальной перегородкой 14. Отсек 12 предназначен для приема и разделения гетерогенной смеси жидких несмешиваемых фаз: водного раствора солей и спиртов (пластовой воды) и жидких углеводородов (нестабильного конденсата), а также вывода излишнего количества пластовой воды через штуцер 16.
В отсеке 12 разделителя 11 установлено внутреннее устройство 15 на все сечение аппарата, которое с высокой эффективностью и высокой производительностью дегазирует смесь жидких фаз и разделяет ее на ПВ (пластовая вода) и НК (нестабильный конденсат) за счет их различного удельного веса. НК, занимающий верхний слой, переваливается через вертикальную стенку 14 во второй отсек 13 разделителя 11. Вывод излишнего количества нестабильного газового конденсата из отсека 13 разделителя 11 осуществляется через штуцер 17.
Разделитель 11 содержит уровнемер общего уровня жидкости и уровня раздела жидких фаз 18 и уровнемер измерения уровня нестабильного газового конденсата 19. (фиг. 1).
Для уравнивания давления в сепараторе 4 и разделителе 11 предусмотрена уравнительная линия 20.
Вывод пластовой воды из отсека 12 разделителя 11 осуществляется по линии 21, а вывод НК из отсека 13 - по линии 23. Линия 21 снабжена арматурой для отбора проб пластовой воды 22, а линия 23 снабжена арматурой для отбора проб нестабильного газового конденсата 24.
6) Блок фильтров линии 25, в котором предусмотрены два фильтра: рабочий и резервный, а также запорная арматура для их переключения и приборы для дистанционного и местного контроля загрязненности фильтров по величине перепада давления на них.
7) Блок регулирования расхода и измерения параметров ПВ 26, включающий запорную арматуру, массовый расходомер с функцией измерения плотности, автоматический клапан-регулятор расхода с электроприводом, обратный клапан.
8) Блок регулирования уровня и измерения параметров ПВ 27, включающий запорную арматуру, массовый расходомер с функцией измерения плотности, автоматический клапан-регулятор с электроприводом, поддерживающий уровень ПВ в отсеке 12, обратный клапан.
9) Блок фильтра 28 линии 23, в котором предусмотрен фильтр, а также запорная арматура, обеспечивающая возможность отключения фильтра и работы без него, и прибор для дистанционного и местного контроля загрязненности фильтра по величине перепада давления на нем.
10) Блок регулирования расхода и измерения параметров НК 29, включающий запорную арматуру, массовый расходомер с функцией измерения плотности, автоматический клапан-регулятор расхода с электроприводом, обратный клапан.
11) Блок регулирования уровня и измерения параметров НК 30, включающий запорную арматуру, массовый расходомер с функцией измерения плотности, автоматический клапан-регулятор с электроприводом, поддерживающий уровень НК в отсеке 13, обратный клапан.
12) Дренажная линия 31, оснащенная запорной арматурой, которая позволяет удалять ПВ и НК из разделителя 11 для завершения работы и обслуживания.
13) Блок предохранительных клапанов 32, установленный на уравнительной линии 20 для защиты от превышения давления сепаратора 4 и разделителя 11.
14) Линия вывода газа 33 из сепаратора 4.
15) Пробозаборный зонд 34 с устройством для его автоматического перемещения и извлечения, установленный в линии 33.
16) Блок измерения 35 содержания дисперсной фазы в газе (ИСДФ).
17) Блок регулирования расхода и измерения параметров газа 36 включает: массовый расходомер или расходомер объемного типа с прямыми участками до и после него, приборы измерения температуры и давления газа, клапан подливки ингибитора гидратообразования в линию после расходомера, автоматический клапан-регулятор расхода с электроприводом, обратный клапан.
18) Блок регулирования расхода и измерения параметров газа 37 включает: массовый расходомер или расходомер объемного типа с прямыми участками до и после него, приборы измерения температуры и давления газа, клапан введения ингибитора гидратообразования в линию после расходомера, автоматический клапан-регулятор расхода с электроприводом, обратный клапан.
19) Блок статического или эжекционного смесителя 38, предназначенный для смешивания газа, поступающего после блока 36, ПВ после блока 26, НК после блока 29, оснащенный также линией вывода с установленными приборами измерения температуры и давления.
20) Обвязка 39 для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ), предназначенного для измерения дебита скважин методом отбора части потока, для исследования особенностей работы этого устройства в полном диапазоне дебитов ГЖС и соотношений газа, жидкой углеводородной фазы и водных растворов в смеси.
21) Узел подключения многофазного расходомера 40 для исследований в полном диапазоне дебитов ГЖС и соотношений газа, жидкой углеводородной фазы и водных растворов в смеси. Включает обвязку, позволяющую пропускать поток пластового флюида через исследуемый прибор или минуя его. Обвязка включает приборы для измерения температуры и давления среды.
22) Статический смеситель или эжекционный смеситель 41, предназначенный для смешивания газа, поступающего после блока 37, ПВ после блока 27, НК после блока 30 и ГЖС после блока 38.
23) Быстродействующий клапан 42 для сброса давления и сдувки газа из сепаратора 4, линии 34 и блоков 36, 37 на факел.
24) Быстродействующий клапан 43 для сброса давления и сброса среды и продувки обвязки на факел.
25) Блок обработки информации (БОИ) в шкафу (на фиг. не показан).
26) Полуприцеп (на фиг. не показан). Грузовой автомобильный полуприцеп стандартного габарита. Дооснащается передней подкатной поворотной тележкой, благодаря чему трансформируется в прицеп.
27) Операторская станция в составе отдельной самоходной транспортно-бытовой автомашины (на фиг. не показана).
Осуществление изобретения
Установка может работать в двух режимах:
Режим 1 - определение дебита пластовой ГЖС и создания ГЖС из предварительно разделенных фаз с произвольно задаваемыми параметрами в широком диапазоне для исследования работы прибора измерения многофазного расхода в полном диапазоне расхода ГЖС и содержания компонентов смеси, (в работе дополнительно участвуют блоки, обозначенные на фиг. 2, 3, 27, 30, 37, 39, 40).
Режим 2 - определение дебита пластовой ГЖС в условиях скважины (в работе не участвуют блоки, обозначенные на фиг. 2, 3, 27, 30, 37, 39, 40).
Работа установки в режиме 1
Посредством гибких рукавов, оснащенных быстроразъемными соединениями (БРС), предусмотренными в составе узла подключения к кусту 1, установка подключается к фонтанной арматуре скважины или байпасной арматуре шлейфового трубопровода куста скважин так, чтобы через установку проходил полный поток пластовой ГЖС.
Входная группа арматуры с дистанционным управлением (на схеме показаны полнопроходные шаровые электроприводные краны, но могут применяться любые задвижки, затворы, краны, клапаны), входящая в состав узла подключения к кусту 1, служит для автоматического аварийного отключения установки и плавного переключения потока обратно в шлейф, минуя Установку.
На входе пластовой ГЖС в установку предусмотрен узел подключения многофазного расходомера для исследования особенностей его работы на пластовой ГЖС и в термобарических условиях скважины или шлейфа 2. В обвязке предусматриваются средства контроля температуры и давления потока, а также прямолинейные участки до и после исследуемого расходомера. При исследовании МФР в этом случае могут быть произведены измерения дебита и содержания НК и ПВ в пластовой ГЖС в узких пределах, определяемых ограниченными возможностями регулирования источника пластового флюида (ГЖС).
Далее по потоку, также для исследования особенностей работы, при помощи обвязки 3, может быть подключена мобильная замерная установка (МЗУ), описанная в СТО Газпром 3.1-2-008-2008, которая представляет собой искусственно вводимое в поток сопло, которое благодаря существенному сужению сечения потока ускоряет и гомогенизирует его. На выходе сопла незначительная часть потока отбирается пробозаборным зондом в условиях сохранения скорости, давления и температуры. Отобранная проба разделяется на однородные фазы в миниатюрном сепараторе, количество каждой фазы учитывается. Дебит определяется пропорционально отобранной части потока.
Далее поток пластовой ГЖС поступает в сепаратор 4, в котором с высокой эффективностью разделяются газ и жидкие фазы.
Сепаратор 4 выполнен вертикальным и содержит три ступени сепарации.
Первая - высокоэффективный распределитель газожидкостного потока 6 (фиг. 2) на входном штуцере 5, который обеспечивает отделение крупных капель жидкости и равномерно распределяет газовый поток по всему поперечному сечению аппарата. Отделившаяся на распределителе 6 часть жидкости падает на дно сепаратора 4, а поток газа, содержащий мелкодисперсные капли жидкости, поднимается вверх.
В средней части сепаратора сечение аппарата перекрыто двумя полотнами 7 и 8 с установленными на них центробежными сепарационными элементами (ЭЦС) - вторая и третья ступень сепарации. Поток газа проходит последовательно через ЭЦС второй (поз. 7) и третьей (поз. 8) ступеней. ЭЦС эффективно отделяют мелкие капли жидкости из газового потока. Отделившаяся жидкость скапливается на полотнах и стекает на дно аппарата.
Жидкость, стекающая на дно сепаратора, является гетерогенной смесью несмешиваемых жидкостей: пластовой воды, представляющей водный раствор солей и/или спиртов, и нестабильного конденсата, представляющего гомогенную смесь жидких углеводородов. Из сепаратора жидкость удаляется самотеком в горизонтальный разделитель 11, расположенный в непосредственной близости. Для уравнивания давления в сепараторе 4 и разделителе 11 предусмотрена уравнительная линия 20.
Уровень жидкости в сепараторе 4 определяется высотой вертикальной перегородки 14 разделителя 11 при условии поддержания уровня НК не выше верхнего предельного уровня НК в отсеке НК, который должен быть ниже уровня вертикальной перегородки. Взаимное расположение сепаратора 4 и разделителя 11, а также сепарационных элементов сепаратора 4 выбирается таким, чтобы максимальный уровень жидкости в сепараторе 4 не достигал распределителя газожидкостного потока 6.
В отсеке 12 разделителя 11 установлено внутреннее устройство 15 на все сечение аппарата, которое с высокой эффективностью и высокой производительностью дегазирует гетерогенную смесь жидких фаз, поступающую из сепаратора 4, и разделяет ее на ПВ и НК за счет их различного удельного веса. НК, занимающий верхний слой, переполняет отсек 12 и сливается через разделительную стенку 14 в отсек 13.
Излишнее количество ПВ и НК из разделителя 11 постоянно автоматически выводится линиями 21 и 23 соответственно. Уровни ПВ и НК не должны опускаться ниже нижних предельных уровней, указанных на фиг. 2. Первый отсек (отсек приема и разделения смеси на ПВ и НК) разделителя 11 в работе должен быть заполнен до края вертикальной перегородки 14, а уровень НК в отсеке 13 должен поддерживаться ниже края вертикальной перегородки.
Применение сепаратора 4 без конденсатосборника и использование для целей сбора жидкости отдельной емкости разделителя 11 позволяет сократить габарит по высоте, а также исключить средства КИПиА, предназначенные для автоматического поддержания уровня жидкости в сепараторе 4, по сравнению с классической схемой обвязки газового сепаратора с конденсатосборником в кубовой части.
Влажный газ без содержания капельной жидкости выводится из сепаратора 4 линией 33 и разделяется на блоки 36 и 37. Линии 36 и 37 оснащены средствами измерения температуры и давления газа, газовыми расходомерами (массовыми с функцией измерения плотности или объемного типа), а также автоматическими клапанами-регуляторами и обратными клапанами. Также после измерения газа расходомерами предусмотрено введение ингибитора гидратообразования при помощи вспомогательных клапанов. Это обеспечивает стабильную работу клапанов-регуляторов при дросселировании влажного природного газа, которое часто вызывает обмерзание седельных пар. Полный дебит газа делится между линиями 36 и 37, исходя из заданного дебита газа необходимой для исследования МЗУ, установленной в узле 39, и/или МФР, установленного в узле 40. По линии 36 подается необходимый для исследования мгновенный расход, а по линии 37 из сепаратора 4 отводится избыточное количество газа.
Качество сепарации газа в сепараторе 4 может быть определено при помощи блока ИСДФ 35. ИСДФ включает пробоотборный зонд, сепаратор, снабженный фильтр-патроном и мерником для отсепарированной жидкости из газа, клапан регулировки расхода газа, емкость с ингибитором и клапан подачи ингибитора к клапану регулировки расхода газа, фильтр-патрон для улавливания механических примесей из газа, а также содержит устройство для автоматического перемещения пробозаборного зонда по сечению исследуемого трубопровода, преобразователь перепада давления между пробозаборной линией и исследуемым газодисперсным потоком, предназначенный для осуществления изокинетичного пробозабора за счет автоматического поддержания клапаном-регулятором, установленным на выходе пробоотборной линии, нулевого значения разницы давлений между пробозаборной линией и исследуемым газодисперсным потоком, средства термостатирования, массовый расходомер для учета количества отсепарированной жидкости в мернике, содержащем уровнемер, при этом привод клапана включают в контур регулирования по сигналу датчика разности давлений.
Пробозаборный зонд 34 ИСДФ 35 введен в линию вывода газа 33 из сепаратора 4. Измеритель содержания дисперсной фазы 35 определяет количество содержащейся в газе капельной жидкости, что является количественной характеристикой эффективности сепарации газа. В ИСДФ 35 также предусмотрена возможность отбора представительной пробы газа для анализа в лаборатории.
Остаточные содержания капельной жидкости ПВ и НК в газе, определенные ИСДФ, могут быть автоматически суммированы с количествами, определенными Установкой по показаниям расходомеров, установленных в линиях 26, 27, 29, 30.
В линиях откачки ПВ 21 и НК 23 предусмотрены средства для отбора проб 22 и 24 соответственно, блоки фильтров 25 и 28 соответственно, для механической очистки жидкостей для защиты клапанов.
Автоматически дозируются клапанами-регуляторами и учитываются расходомерами в составе блока регулирования расхода и измерения параметров ПВ 26 и блока регулирования расхода и измерения параметров НК 29 мгновенные расходы ПВ и НК, необходимые для создания текущих параметров ГЖС, необходимые по условиям исследования МЗУ или МФР, подключенных в блоках 39 или 40 соответственно. Переполнение отсеков 12 и 13 разделителя 11 исключается тем, что излишки ПВ и НК выводятся посредством блока регулирования уровня и измерения параметров ПВ 27 и блока регулирования уровня и измерения параметров НК 30, содержащими автоматические клапаны-регуляторы и расходомеры, учитывающие количество удаляемых ПВ и НК.
Газ по линии после блока 36, ПВ после блока 26 и НК после блок 29 подаются в смеситель 38, где смешиваются. Допускается также смешивание потоков без специального смесителя. Подача фаз обеспечивается за счет взаимного регулирования давлений после клапана-регулятора в каждой линии автоматически.
Получившаяся в режиме 1 ГЖС из предварительно разделенных фаз газа, ПВ и НК и с известными параметрами мгновенного расхода, температуры и давления проходит через исследуемые приборы измерений многофазного расхода, включенные последовательно, и поступает в выходной коллектор, где объединяется на втором смесительном блоке 41 с однородными фазами (газ, ПВ и НК), поступающими из блоков 27, 30 и 37 соответственно. Объединенный поток, являющийся пластовой ГЖС, выводится в шлейф посредством гибкого рукава высокого давления в составе узла подключения к кустовой обвязке 1. Изменения температуры и давления пластового флюида в результате прохождения его через установку оцениваются по показаниям приборов, установленных на входе и выходе в составе узла подключения к кустовой обвязке 1.
Качество разделения жидких фаз в разделителе 11 косвенно определяется по показаниям уровнемеров, а также измерению плотностей ПВ и НК имеющимися в составе блоков 26, 27, 29, 30 массовыми расходомерами с функцией определения плотности. Для контроля предусмотрена возможность пробоотбора в герметичные баллоны с сохранением давления отбора, доставляемые в лабораторию с сохранением температуры.
скв.газ
скв.газ
скв.ПВ
скв.НК
скв.ПВ
скв.НК
скв.ПВ
скв.НК
Измеренные количества однофазных потоков служат для определения дебита скважины или куста скважин. Точная дозировка каждого потока позволяет искусственно воспроизводить на участке для подключения исследуемого МФР ГЖС с заданным общим дебитом в диапазоне от нуля до Q и заданным соотношением фаз, где Q - текущий дебит скважины по газу. Количество ПВ и НК в смеси может задаваться независимо друг от друга в пределах от нуля до Q (текущий дебит скважины по пластовой воде) и Q (текущий дебит скважины по нестабильному конденсату) соответственно. Кратковременно, за счет накопленного в емкости разделителя объема фаз, количество ПВ и НК в смеси может задаваться и более Q и Q в пределах до Q (верхний предел измерения расходомера в линии ПВ) и Q (верхний предел измерения расходомера в линии НК) соответственно. Это актуально при исследовании многофазных расходомеров в условиях ГКМ с низким конденсатным фактором, когда дебиты жидких фаз скважины не позволяют добиться всех необходимых соотношений фаз и дебитов в создаваемой смеси.
Исследования работы МЗУ и МФР на реальной пластовой ГЖС газоконденсатного месторождения требуются для подтверждения применимости этих приборов для измерения расхода смеси, содержащей жидкую фазу, квазистабильную в условиях измерения. Это не достижимо в заводских условиях, где производитель приборов проводит их настройку, или в условиях поверочного стенда, на котором метрологические центры проводят их калибровку и поверку.
Поведение квазистабильной (покомпонентно выкипающей) многокомпонентной гомогенной жидкой смеси в проточной части МФР сложно моделируется и значительно отличается от течения стабильной в этих условиях жидкости, даже если она нестабильна при атмосферных условиях. Еще сложнее моделируется течение смеси газа и гетерогенной смеси двух несмешиваемых жидкостей, одна из которых квазистабильна - гетерогенная жидкая смесь пластовой воды и нестабильного газового конденсата.
В режиме 2 - определения дебита пластовой ГЖС.
Этот режим работы выбирают, если необходимости в детальном исследовании работы МФР или МЗУ нет, но требуется провести измерение дебита скважины.
В этом режиме не применяются блоки и узлы, показанные на фиг. 1 под номерами 2, 3, 26, 29, 36, 39, 40.
2 - Узел подключения многофазного расходомера для исследований в термобарических условиях скважины;
3 - Обвязка для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ), предназначенного для измерения дебита скважин методом отбора части потока, для исследования работы этого устройства в условиях скважины;
26 - Блок регулирования расхода и измерения параметров ПВ;
29 - Блок регулирования расхода и измерения параметров НК;
36 - Блок регулирования расхода и измерения параметров газа;
39 - Обвязка для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ), предназначенного для измерения дебита скважин методом отбора части потока, для исследования особенностей работы этого устройства в полном диапазоне дебитов ГЖС и соотношений газа, жидкой углеводородной фазы (НК) и водных растворов (ПВ) в смеси;
40 - Узел подключения многофазного расходомера для исследований в полном диапазоне дебитов ГЖС и соотношений газа, жидкой углеводородной фазы (НК) и водных растворов (ПВ) в смеси. Включает обвязку, позволяющую пропускать поток пластового флюида (пластовой ГЖС) через исследуемый прибор или минуя его. Обвязка включает приборы для измерения температуры и давления среды.
Полные расходы газа, ПВ и НК выводятся в шлейф и учитываются в блоках 27, 30, 37.
27 - Блок регулирования уровня и измерения параметров ПВ;
30 - Блок регулирования уровня и измерения параметров НК;
37 - Блок регулирования расхода и измерения параметров газа.
В режиме 2 блок 35 ИСДФ используется аналогично режиму 1. Дополнительно в режиме 2 работы установки отбирают пробы газа по методике ИСДФ для анализа газа в лаборатории. За время исследования одной скважины или одного куста скважин отбирают несколько проб газа (заполняют несколько пробоотборников).
Также, для подтверждения сохранности пробы газа в процессе ее транспортировки и подготовки к анализу в лаборатории, набор проб, отобранный на каждой скважине, снабжают результатами натурного эксперимента низкотемпературной сепарации.
Эксперимент проводят в блоке ИСДФ, для чего пробу газа захолаживают встречным потоком отработанной пробы газа в рекуперативном теплообменнике, имеющемся в составе прибора. После теплообменника измеряют количество газа штатным массовым расходомером прибора ИСДФ и значительно снижают давление потока газа на штатном клапане прибора, в процессе чего температура пробы значительно снижается. Глубоко охлажденный поток пробы газа подается в штатный малогабаритный сепаратор ИСДФ, где происходит процесс низкотемпературной сепарации, который отличается от сепарации пробы при измерении содержания количества дисперсной фазы тем, что происходит глубокая осушка влажного газа. Отработанная проба газа сбрасывается на свечу через рекуперативный теплообменник, где охлаждает входящий поток пробы газа. Результатом эксперимента является измеренное за время эксперимента количество конденсата, выпавшего в процессе низкотемпературной сепарации, отнесенное к общему количеству газа, из которого конденсат был сепарирован.
Подтверждение сохранности пробы газа в процессе ее транспортировки и подготовки к анализу в лаборатории проводят путем сравнения результатов натурного эксперимента и лабораторного анализа, в котором аналогичный по сути эксперимент проводится другими техническими средствами.
Установка, реализующая оба режима, размещается на автомобильном полуприцепе транспортного габарита и перевозится тягачом по дорогам общего пользования. Технологическая обвязка Установки готова к использованию сразу же после размещения прицепа в непосредственной близости от фонтанной арматуры или байпасной арматуры на шлейфовом трубопроводе куста скважин.
Транспортирование Установки может осуществляться как в составе автопоезда с седельным тягачом, так и в составе автопоезда с транспортно-бытовой автомашиной самоходной операторной в составе Установки в качестве тягача на фаркопе.
Предусмотрены утепление аппаратов и трубопроводов, а также кабельный обогрев трубопроводов и аппаратов, которые могут быть заполнены ПВ.
Предусматриваются трубопроводы и арматура, в том числе автоматизированная, для аварийного и штатного опорожнения и сброса на горизонтальную факельную установку (ГФУ).
Преимущества заявляемого технического решения:
- Установка позволяет эффективно разделять пластовую ГЖС на однофазные потоки: газ, пластовая вода, жидкие углеводороды, с параметрами, пригодными для измерения их расходов и точной дозировки.
- Оснащение газового сепаратора тремя ступенями сепарации существенно повышает эффективность сепарации газа, расширяет диапазон эффективной сепарации, расширяет диапазон размеров дисперсных частиц в потоке газа, которые эффективно отделяет сепаратор, снижает потерю давления газа на сепараторе по сравнению с конструкцией гидроциклонного сепаратора, примененного в прототипе.
- За счет применения разделителя с высокоэффективным внутренним устройством и двух раздельных линий для вывода и учета ПВ и НК, удалось реализовать непрерывное разделение и учет однородных жидкостей ПВ и НК без их предварительного накопления, отстаивания и поочередного вывода и учета.
- За счет применения раздельных аппаратов сепаратора и разделителя простой цилиндрической формы по сравнению с прототипом удалось существенно улучшить ремонтопригодность, удобство обслуживания, эффективность технологического процесса.
- За счет применения особого пробозаборного зонда ИСДФ, а также способа обеспечения представительности пробы газа, удалось обеспечить возможность отбора представительных проб газа для анализа в лаборатории и для непрерывного определения остаточного содержания дисперсной фазы непосредственно в работе.
- Установка позволяет проводить исследование особенностей работы существующих или перспективных приборов для измерения многофазных расходов. Исследование заключается в оценке результатов работы прибора измерения многофазного расхода по показаниям примененных в Установке серийных расходомеров однофазных потоков: газ, пластовая вода, нестабильный конденсат.
- Установка позволяет проводить исследование работы существующих или перспективных приборов для измерения многофазных расходов непосредственно на потоке пластового флюида (пластовой ГЖС) без изменения его термобарических параметров. Расход ГЖС и содержание в ней компонентов смеси при этом зависят от скважины, не могут изменяться в процессе исследования и измеряются установкой после исследуемого прибора.
- Установка позволяет проводить исследование работы существующих или перспективных приборов для измерения многофазных расходов в широком диапазоне расходов и содержаний компонентов смеси. При этом расход смешиваемой в установке ГЖС и содержание в ней компонентов смеси не зависят от скважины, могут изменяться в процессе исследования и измеряются установкой до исследуемого прибора.
- Установка позволяет сохранять пластовый флюид скважины для дальнейшего целевого использования путем возврата в шлейф кустовой обвязки месторождения с незначительной потерей давления.
- За счет применения конструкции полуприцепа и исключения накопителя отсепарированной жидкости в составе газового сепаратора, удалось сохранить Установку в транспортном габарите, благодаря чему она находится в высокой степени готовности и существенно снижается время разворачивания «с колес» по сравнению с прототипом, в котором из-за несоблюдения транспортного габарита приходится разбирать герметичный аппарат и часть обвязки, что влечет за собой постоянные работы по проверке герметичности после сборки.
- Установка позволяет осуществлять проверку сохранности пробы газа в процессе ее транспортировки и подготовки к анализу в лаборатории путем сравнения результатов натурного эксперимента по изменению термобарических параметров газа сепарации и лабораторного анализа, в котором аналогичный по сути эксперимент проводится другими техническими средствами.
Установка для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин
Позиции на чертежах
1 - узел подключения к кустовой обвязке;
2 - узел подключения многофазного расходомера;
3 - обвязка для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ);
4 - вертикальный газовый сепаратор, оснащенный приборами измерения давления и температуры;
5 - входной штуцер (фиг. 2);
6 - распределитель газожидкостного потока на входном штуцере 5;
7, 8 - полотна с установленными на них центробежными сепарационными элементами (ЭЦС) сепаратора;
9 - выходной штуцер из сепаратора 4;
10 - линия вывода нестабильной жидкости из сепаратора в разделитель;
11 - горизонтальный разделитель;
12 - отсек для приема и разделения гетерогенной смеси жидких фаз пластовой воды и нестабильного конденсата;
13 - отсек для приема нестабильного конденсата;
14 - вертикальная перегородка;
15 - внутреннее устройство для интенсификации разделения жидких фаз и дегазации НК;
16 - штуцер для вывода пластовой воды;
17 - штуцер для вывода нестабильного газового конденсата;
18 - уровнемер общего уровня жидкости (ПВ) и уровня раздела жидких фаз (ПВ и НК);
19 - уровнемер измерения НК;
20 - уравнительная линия;
21 - линия вывода ПВ из разделителя;
22 - арматура для отбора проб пластовой воды;
23 - линия вывода НК из разделителя.
Установка для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин
24 - арматура для отбора проб НК;
25 - блок фильтров линии 21 (ПВ);
26 - блок регулирования расхода и измерения параметров ПВ;
27 - блок регулирования уровня и измерения параметров ПВ;
28 - блок фильтра линии 23 (НК);
29 - блок регулирования расхода и измерения параметров НК;
30 - блок регулирования уровня и измерения параметров НК;
31 - дренажная линия;
32 - блок предохранительных клапанов;
33 - линия вывода газа из сепаратора 4;
34 - пробозаборный зонд с устройством для его автоматического перемещения и извлечения, установленный в линии 33;
35 - блок измерения содержания дисперсной фазы в газе (ИСДФ);
36 - блок регулирования расхода и измерения параметров газа;
37 - блок регулирования расхода и измерения параметров газа;
38 - блок смесителя;
39 - обвязка для подключения мобильного замерного устройства (МЗУ);
40 - узел подключения многофазного расходомера;
41 - смеситель;
42 - быстродействующий клапан;
43 - быстродействующий клапан.