УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многофазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока сырой нефти, а также для определения массового и объемного расхода нефти на объектах нефтедобычи.
Известна установка для измерения продукции нефтедобывающих скважин (АГЗУ), которая производит поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. (RU 2168011). Однако она не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности.
Наиболее близкой к предложенному устройству для измерения продукции нефтедобывающих скважин является устройство, содержащее многоходовой скважинный переключатель, входы которого подключены к контролируемым скважинам, один выход которого подключен к коллектору, а другой - ко входу двухфазного газожидкостного сепаратора с измерителем давления газа, измеритель температуры газа, расходомеры газа и жидкости, влагомер, два управляемых клапана, блок управления, выходы которого подключены ко входам управляемых клапанов (полезная модель RU 69143).
Недостатком этого технического решения является малая надежность и информативность устройства.
Технической задачей, на решение которой направлено данное техническое решение, является повышение надежности и информативности устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин.
Для решения этой технической задачи предлагается устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, содержащее многоходовой скважинный переключатель, входы которого подключены к контролируемым скважинам, один выход которого подключен к коллектору, а другой - ко входу двухфазного газожидкостного сепаратора с преобразователем давления газа, преобразователь давления в коллекторе, выходы преобразователя давления газа, преобразователя давления в коллекторе подключены ко входам блока управления, выходы которого подключены к управляющим входам управляемых клапанов и регуляторам давления газа и уровня жидкости, измеритель температуры, расходомеры газа и жидкости, влагомер, шесть управляемых клапанов, дополнительные расходомеры газа и жидкости, перепускные клапаны по газу и жидкости, газовый выход сепаратора подключен ко входу первого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера газа, выход первого управляемого клапана подключен ко входу второго управляемого клапана и входу расходомера газа, выходы второго управляемого клапана и дополнительного расходомера газа соединены со входом третьего управляемого клапана, выход которого соединен с выходом расходомера газа, измерителем температуры, аналитическим прибором и входами перепускного клапана по газу и регулятора давления газа, выходы которых объединены и подключены к коллектору, жидкостной выход сепаратора через влагомер подключен ко входу четвертого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера жидкости, выход четвертого управляемого клапана подключен ко входу пятого управляемого клапана и входу расходомера жидкости, выходы пятого управляемого клапана и дополнительного расходомера жидкости соединены со входом шестого управляемого клапана, выход которого соединен с выходом расходомера жидкости, измерителем температуры жидкости, входами перепускного клапана по жидкости и регулятора уровня жидкости, выходы которых объединены и подключены к коллектору.
Сущность полезной модели поясняется функциональной схемой примера выполнения предлагаемого устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин.
Хотя основные технические особенности и преимущества предложения - устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин - подробно описаны посредством нижеприведенного предпочтительного варианта осуществления, очевидно, объем защиты полезной модели не ограничивается вышеописанным, а включает в себя различные альтернативные конструктивные варианты, в соответствии с концепцией.
На схеме обозначены многоходовой скважинный переключатель 1, входы контролируемых скважин 2, коллектор 3, двухфазный газожидкостной сепаратор 4 с преобразователем 5 давления газа, измеритель 6 температуры газа, расходомеры газа 7 и жидкости 8, влагомер 9, управляемые клапаны 10-15, блок управления (не показан), дополнительные расходомеры газа 16 и жидкости 17, аналитический прибор 18, перепускные клапаны по газу 19 и жидкости 20, регулятор 21 давления газа, регулятор 22 уровня жидкости, измеритель 23 температуры жидкости, преобразователь 24 давления в коллекторе.
Устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин работает следующим образом:
С контролируемых скважин 2 газожидкостная смесь поступает на многоходовой скважинный переключатель 1 по команде от блока управления. Блок управления с терминальными панелями обеспечивает управление и визуализацию процесса, позволяет осуществлять регулирование процесса и обеспечивает безаварийную эксплуатацию. Скважина может быть выбрана из числа подключенных по порядку (все скважины) согласно заданного периода; исключая из списка определенную скважину; выбранную скважину согласно ее номера.
Из выбранной (на измерение) скважины газожидкостная смесь через многоходовой скважинный переключатель 1 поступает на двухфазный газожидкостной сепаратор 4, а поток из остальных скважин через многоходовой скважинный переключатель 1 направляется в выходной коллектор 3, смешиваясь с потоком от выбранной скважины, прошедшим через сепаратор 4.
Сепаратор 4 имеет циклонную головку, газовое отделение, жидкостное отделение. Входной поток в сепараторе 4 разделяется на газ и жидкость. Уровень жидкости поддерживается регулятором 22 уровня жидкости. Жидкость накапливается и сливается при достижении уровня или по времени. Давление в сепараторе 4 и перепад давлений ΔP между сепаратором 4 и выходным коллектором 3 регулируется регулятором 21 давления газа. Газ сбрасывается или при достижении заданного давления в сепараторе 4 или при достижении заданного перепада давления.
В случае отказа какого либо элемента системы управления и росте давления до предаварийного значения газ сбрасывается через перепускной клапан 19 газа, при росте уровня жидкости - через перепускной клапан 20 жидкости.
При сливе жидкости измеряется расход жидкости, плотность, температура, давление, содержание воды в жидкости. При сбросе газа измеряется: расход газа и плотность - расходомером 7 газа и/или дополнительным расходомером 16 газа, температура - преобразователем температуры 6, компонентный состав газа-аналитическим прибором (хроматографом) 18. Для измерения расходов могут использоваться: ультразвуковые расходомеры, вихревые, электромагнитные, турбинные, емкостные, на базе перепада давления. Для измерения уровня: гидростатические, емкостные, радарные, волновые уровнемеры.
Переключением управляемых клапанов 10-15 обеспечивается установка контрольно-резервных линий. Контрольно-резервные линии устанавливаются для выполнения следующих задач:
- для операции контроля показаний рабочих расходомеров, (соответственно 7 и 8), позволяя пропустить поток последовательно по рабочему 7 или 8 и контрольно-резервному (соответственно 16 и 17) расходомеру и сравнить показания;
- для операций резервирования расходомеров 7 или 8, пропуская поток только по контрольно-резервному расходомеру (соответственно 16 и 17);
- для задач расширения диапазона измерений, пропуская поток параллельно по рабочим 7 и 8 и контрольно-резервным (соответственно 16 и 17) расходомерам одновременно.
Показания расходов приводятся к нормальным показаниям, с учетом растворенного газа в жидкости и компонентного состава газа, рассчитываются средние показатели каждой скважины за заданный период времени.
Потоки газа и жидкости после замерных линий соединяются и подаются в общий коллектор 3, объединяясь с потоком других скважин.