СЕПАРАТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при измерении дебита по газу, нефти и воде нефтяных скважин как непосредственно на устье скважин, так и на отдаленных объектах в автоматическом режиме. Кроме того, установка может быть использована и на других объектах, где требуется измерение расхода газа и двухфазной жидкости при перекачке многофазных неагрессивных сред.
Известно использование в качестве сепараторной установки для измерения дебита нефтяных скважин цикпонного мультифазного анализатора нефтегазовой эмульсии, осуществляющего пофазовый учет продукции скважины (нефть/газ/вода) (проспект фирмы Phase Dynamics, 2002 год, USA).
Установка включает циклонный сепаратор, регулирующие клапаны давления смеси в сепараторе с пневматическими или электрическими приводами, управляемыми ПИД-регуляторами уровней, полнодиапазонный влагомер Phase Dynamics, газовый расходомер, массовый жидкостный кориолисовый расходомер.
Водонефтегазовая смесь из скважины попадает на вход системы, затем в циклонном сепараторе происходит ее разделение на газовую и жидкостную компоненты. Отделенный газ поступает для измерения в газовую ветвь системы; а водонефтяная эмульсия поступает в ее жидкостную ветвь, в которой измеряется содержание воды полнодиапазонным влагомером Phase Dynamics. Массовый расход эмульсии определяется кориолисовым массомером MicroMotion. Данные измерений анализируются в блоке электроники. На выходе из обеих ветвей газ и жидкость объединяются и подаются на общий выход системы.
Описанная установка вкпючает динамический циклонный сепаратор, изготовление которого технологически сложно, кроме того, в установке используются вьюокоточные дорогостоящие расходомеры и влагомер, чем обуславливается ее вьюокая стоимость. В связи с особенностями конструкции сепаратора установка не может работать при малых дебитах (менее 50 м /сутки). В связи с этим, она не может быть использована на каждом кусте скважин или отдельной скважине.
Более доступными и широко используемыми для целей измерения дебита (производительности) нефтяных скважин являются сепараторные замерные установки, работа которых основана на определении времени наполнения и/или опорожнения сепарационной емкости. Установки имеют различные конструктивные особенности и могут дополнительно содержать объемные расходомеры в выходных
МПКЕ21В43/34
трубопроводах. Так, например,известна установка (свидетельство
на полезную модель № 27838, Е 21 В 43/34, опубл. 20.02.2003) для измерения содержания газа и жидкости в нефтегазосодержащих жидкостях, включающая соединенные между собой трубопроводами верхнюю газовую и нижнюю жидкостную сепарационные емкости, счетчик газа на верхней емкости, клапаны, манометры на газовой и жидкостной линии. Нижняя сепарационная емкость имеет внизу дополнительный трубопровод в виде L-образно изогнутого колена, на котором размещены расходомер, поточный пробоотборник и расходный клапан.
Основным недостатком данной установки является невозможность определения дебита нефтяных скважин по нефти и воде раздельно. Кроме того, установка не обладает высокой точностью измерений и недостаточно надежна.
Заявляемая полезная модель направлена на устранение указанных недостатков.
Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является возможность раздельного определения количества нефти и количества воды в составе жидкости, поступающей на выход установки для измерения дебита нефтяных скважин, снижение стоимости оборудования, упрощение его конструкции, повышение точности измерения и надежности установки, возможность непосредственного и удаленного контроля процесса измерения обслуживающим персоналом, возможность использования оборудования в автономном режиме на отдаленных нефтяных месторождениях.
Поставленная задача решается тем, что в сепараторной установке для измерения дебита нефтяных скважин, содержащей сепарационные емкости, газовую линию с установленным на ней счетчиком газа для измерения расхода газа, жидкостную линию, содержащую расходомер для измерения расхода жидкости, пробоотборник, клапаны, при этом выхода обеих линий ведут в выходной коллектор, расходомер выполнен в виде массового жидкостного кориолисового расходомера, который соединен с удаленным компьютером для обработки данных измерений и образует с ним блок двухфазной расходометрии. При этом для расчета количества нефти и количества воды непосредственно на месте измерения использован специальный блок вторичной электроники со встроенным микропроцессором. Кроме того, в качестве счетчика газа может быть использован кориолисовый массовый расходомер.
Суть предлагаемого решения поясняется прилагаемой блок-схемой установки, где:
1- многоходовой переключатель скважин; сепарационную емкость;
5- трубопроводы газовой линии;
6- газовая заслонка;
7- счетчик газа;
8- трубопроводы жидкостной линии;
9- массовый жидкостный кориолисовый расходомер;
10- пробоотборник;
11- расходный клапан;
12- удаленный компьютер (система сбора и обработки данных);
13- блок двухфазной расходометрии АТ-ММ-200;
14-блок вторичной электроники со встроенным микропроцессором;
15- поплавок.
Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин включает многоходовой переключатель 1 скважин, соединенный через первичный сепаратор 2 с сепарационной емкостью 3 посредством трубопроводов 4. Первичный сепаратор 2 соединен с трубопроводами 5 газовой линии, в которой через установленные в ней газовую заслонку 6 и счетчик 7 газа отсепарированный газ направляется в выходной коллектор (не показан). Сепарационная емкость 3 также соединена с трубопроводами 5 газовой линии и трубопроводами 8 жидкостной линии, в которой через установленные в ней массовый жидкостный кориолисовый расходомер 9, пробоотборник 10 и расходный клапан 11 жидкость направляется в выходной коллектор (не показан). Массовый жидкостный кориолисовый расходомер 9 соединен с удаленным компьютером 12, выполняющим роль системы сбора и обработки данных, и образует с ним блок 13 двухфазной расходометрии АТ-ММ-200. Расходомер 9 также может быть соединен с блоком 14 вторичной электроники со встроенным микропроцессором. Газовая заслонка 6, установленная трубопроводе 5 газовой линии, связана с уровнем жидкости в сепарационной емкости 3 посредством поплавка 15.
Сепараторная установка с блоком двухфазной расходометрии АТ-ММ-200 работает следующим образом.
Водонефтегазовая эмульсия из скважин поступает через многоходовой переключатель 1 и трубопровод 4 в первичный сепаратор 2 и/или емкость первичной сепарации, где происходит частичное отделение газа. Отделенный газ направляется в трубопровод 5 газовой линии. Недосепарированная жидкость через трубопровод 4 попадает в основную сепарационную емкость 3, где происходит ее дальнейшая сепарация. Газ из емкости 3 также поступает через газовую заслонку 6 в газовую линию, которая включает в себя счетчик 7 газа, установленный до или после газовой заслонки 6. Расход газа измеряется счетчиком 7 газа, установленным в трубопроводе 5 газовой линии. Далее газ направляется в выходной коллектор (не
-3показан). Отсепарированная от газажидкость накапливается в
сепарационной емкости 3, которая содержит поплавок 15. Этот поплавок, поднимаясь под действием выталкивающей силы жидкости, приводит в действие газовую заслонку 6, которая полностью закрывается после наполнения сепарационной емкости 3. После закрытия газовой заслонки 6 давление в сепарационной емкости 3 возрастает, и при достижении перепада давления, заданного расходным клапаном 11, установленным в трубопроводе 8 жидкостной линии, происходит его открытие. После открытия этого клапана жидкость, накопленная в сепарационной емкости 3, сливается в трубопровод 8 жидкостной линии, в которой установлен массовый жидкостный кориолисовый расходомер 9. Массовый жидкостный кориолисовый расходомер 9 соединен с удаленным компьютером 12, с которым образует блок 13 двухфазной расходометрии АТ-ММ200. Указанный расходомер измеряет массовый и объемный расход вытекающей жидкости. Цифровые сигналы с выхода расходомера 9 поступают на удаленный компьютер 12, который с помощью специализированного программного обеспечения рассчитывает количество нефти и количество воды по известным формулам. Кроме того, расчет количества нефти и количества воды может быть осуществлен непосредственно на месте измерения без использования удаленного компьютера 12 с помощью специального блока 14 вторичной электроники со встроенным микропроцессором. Контроль содержания нефти и воды в жидкости может быть осуществлен лабораторными методами на основе проб жидкости, взятых с помощью пробоотборника 10, установленного в трубопроводе 8 жидкостной линии. В качестве счетчика 7 газа целесообразно также использовать газовый кориолисовый массовый расходомер, а цифровые сигналы с его выхода также завести в удаленный компьютер 12 или специальный блок 14 вторичной электроники со встроенным микропроцессором. Это позволит повысить точность и надежность измерения расхода газа, а также определить количество жидкости в случае ее попадания в газовую линию.
Таким образом, определяется производительность скважины раздельно по нефти, воде и газу. Заявленная полезная модель позволяет повысить надежность и точность измерений. Установленный в жидкостной линии массовый жидкостный кориолисовый расходомер имеет высокие эксплуатационные качества (не имеет движущихся, соответственно, изнашивающихся или ломающихся частей; не требует периодической перекалибровки и регулярного технического обслуживания; не чувствителен к изменениям давления, температуры или состава технологической среды; не требует специального монтажа, прямых участков трубопровода, специальной подготовки потока), может использоваться с различными водонефтегазовыми эмульсиями, дает возможность эксплуатировать оборудование в автономном режиме на отдаленных нефтяных месторождениях. Оперативный
персонал имеет возможностьнепосредственного и удаленного
контроля за процессом измерения. Причем сепараторная установка может быть установлена как стационарно, так и на транспортном средстве; может быть выполнена в виде блок-бокса имеющего отопление, вентиляцию, освещение, средства газо- и пожаротушения, и подключена к скважине или трубопроводу.
Заявленная сепарационная установка позволяет измерять пофазовый дебит нефтяных скважин в процессе их эксплуатации, проводить более четкий анализ и прогнозирование условий разработки нефтяных месторождений, расширить диапазон ее применения для водонефтегазовых жидкостей с различными качественными характеристиками, снизить эксплуатационные издержки на поверку и настройку средств измерения. Полученные данные позволяют принимать конкретные решения по контролю и регулированию режимов работы скважин, соответственно эффективности использования глубинного оборудования и естественных режимов эксплуатации залежей нефти и газа.