УСТАНОВКА ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

Полезная модель относится к нефтедобывающей отрасли.
Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие сепаратор, сборные коллекторы жидкости и газа и коммуникационные трубопроводы (RU 2307930 C1, RU 2365750 C1, RU 2386029 C1). Основным недостатком указанных известных установок является невозможность тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.
Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие один вертикальный цилиндрический гидроциклонный сепаратор, сборные коллекторы жидкости и газа и коммуникационные трубопроводы (US 7013715 B2, RU 133196 U1). Указанные известные установки позволяют проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени. Для возможности тестирования нефтяных скважин с различным дебитом в установку включают сепаратор большой производительности, что снижает точность измерения на малодебитных скважинах, либо создают несколько установок разной производительности для использования каждой из установок только на скважинах, имеющих соответствующий дебит.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является известная установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа (http://www.xjch.cn/ew_Product_1.html - прототип).
Установка-прототип включает вместо одного сепаратора большой производительности батарею сепараторов меньшей производительности. Их параллельное подключение друг к другу с возможностью включения и выключения одного или нескольких из работы позволяет охватить широкий диапазон дебита скважин без потери качества сепарации и, как следствие, уменьшить погрешности в измерениях. Однако установка-прототип имеет недостаточную точность в связи с тем, что из сепараторов в сборный коллектор газа попадает некоторое количество жидкости, увлеченной газовым потоком. Содержание в газе более 5% жидкости недопустимо для работы газовых расходомеров, а содержание даже небольшого количества жидкости снижает точность измерения. Выбор дорогостоящих газовых расходомеров, работа которых не зависит от наличия в газовом потоке жидкости, повышает точность замера расхода газа, но при этом жидкость, увлекаемая с газовым потоком никак не учитывается, что снижает точность работы всей установки в целом.
Технической задачей является создание установки для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, лишенной указанных недостатков.
Техническим результатом предлагаемой полезной модели является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.
Указанный технический результат достигается тем, что в установке для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающей батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа, сборный коллектор газа размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой со сборным коллектором жидкости.
На фиг. представлено схематическое изображение предлагаемой установки для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени. Установка включает батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов 1, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости 2, а сверху - через газоотводящие трубы 3 к сборному коллектору газа 4. Сборный коллектор газа 4 размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой 5 со сборным коллектором жидкости 3. Установка также включает коммуникационные трубопроводы жидкости 6 и газа 7, кориолисовый расходомер жидкости 8, влагомер сырой нефти 9, расходомеры газа 10 и 11, трехходовой клапан 12 и байпасный трубопровод 13.
Работа установки состоит в следующем.
Газожидкостная смесь по касательной поступает в батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов 1, где происходит разделение смеси на две фазы - жидкость и газ. Жидкость поступает в сборный коллектор жидкости 2, а газ через газоотводящие трубы 3 в сборный коллектор газа 4. Сборный коллектор газа 4 выполнен наклонным для того, чтобы унесенные газом капли жидкости стекали по его стенке в вертикальную трубу 5 и далее в сборный коллектор жидкости 2. После разделения смеси на фазы жидкость по трубопроводу 6 поступает во влагомер сырой нефти 9 и кориолисовый расходомер жидкости 8. Газ по трубопроводу 7 поступает в расходомеры газа 10 и 11. Для качественной сепарации газа от жидкости в циклонном сепараторе поддерживается уровень жидкости в диапазоне 1,4-1,6 метра. Это обеспечивается за счет работы трехходового клапана 12, который прикрывает в зависимости от величины уровня либо жидкостную, либо газовую линию. Для нештатных ситуаций и ремонтных работ предусмотрен байпасный трубопровод 13.
Наклонное размещение сборного коллектора газа 4, соединенное в нижнем конце вертикальной трубой 5 со сборным коллектором жидкости 2 позволяет сборному коллектору газа 4 выполнять роль каплеуловителя. Причем вся выделившаяся из газового потока жидкость благодаря наклону сборного коллектора газа 4 стекает к вертикальной трубе 5, а далее по ней попадает в сборный коллектор жидкости 2 и учитывается без потерь, что существенно повышает точность измерения дебита скважины. Технический результат достигается при любом угле наклона сборного коллектора газа 4, поскольку даже минимальный наклон обеспечивает стекание жидкости в нижнюю часть сборного коллектора газа 4 и затем по вертикальной трубе 5 - в сборный коллектор жидкости 2. Выполнение угла наклона большим не влияет на технический результат, однако соответственно увеличивает габариты установки, что вызывает дополнительные трудности с ее транспортировкой. Для мобильных установок угол наклона предпочтительно выполнять равным 2-6°. Соединение верхнего конца сборного коллектора газа 4 с коммуникационным трубопроводом газа 7 может быть выполнено несоосно со смещением оси присоединяемого участка коммуникационного трубопровода газа 7 вверх, что позволяет дополнительно избавиться от частиц жидкости, увлеченных газовым потоком и исключить их попадание в коммуникационный трубопровод газа 7. Верхний конец сборного коллектора газа 4 может быть снабжен сетчатым каплеуловителем, что также позволяет дополнительно избавиться от частиц жидкости, увлеченных газовым потоком, исключить их попадание в коммуникационный трубопровод газа 7. Подключение сепараторов 1 к сборному коллектору газа 4 через газоотводящие трубы 3 может быть выполнено с выступающими газоотводящими трубами 3 внутрь сборного коллектора газа 4. В этом случае верхняя часть внутренней поверхности сборного коллектора газа 4 выполняет роль каплеотбойника, что позволяет частицам жидкости выделяться из газового потока и стекать по стенке сборного газового коллектора газа 4.
Установки, включающие батарею сепараторов, позволяют проводить измерения состава нефтегазовой смеси на скважинах с широким диапазоном дебитов. В таких установках имеется возможность использовать сепараторы, имеющие диаметр менее 150 мм, которые, согласно действующим в Российской Федерации Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96), не относятся к сосудам, работающим под давлением, что позволяет отказаться от соответствующих мероприятий по техническому надзору.
В результате проведенных испытаний установлено, что погрешность измерения массового расхода жидкости (сырой нефти) с использованием установки, отличающейся от установки-прототипа тем, что сборный коллектор газа размещен наклонно и соединен своим нижним концом со сборным коллектором жидкости вертикальной трубой, составляет от 1 до 1,5%. Погрешность измерения объемного расхода нефтяного газа с использованием такой установки также составила от 1 до 1,5%. При этом величины соответствующих погрешностей измерений, осуществляемых с использованием установки-прототипа, превышают вышеуказанные показатели предлагаемой установки: соответствующие погрешности измерения по жидкости и газу составляют от 2 до 5%.