УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для измерения дебита продукции скважин.
Известна установка для измерения дебита нефтяных скважин (1), содержащая сепарационную и измерительную емкости, устройство для предварительного дегазирования жидкости, датчики верхнего и нижнего уровней, переключатель потока, датчики температуры, давления, систему управления, газовую линию, входную и выходную жидкостные линии, объединенные в общий коллектор, счетчик газа.
Недостатком этого устройства является недостаточная точность измерения:
- данная установка является изделием прерывистого действия;
- при закрытом положении регулятора расхода весь высвободившийся газ направляется из сепарационной емкости в измерительную, что способствует повышению ценообразования;
- при заполнении измерительной емкости отсепарированной жидкостью не учитываются адиабатные потери при сжатие и расширение газа в момент наполнения и слива жидкой фазы из сепарационной и измерительной емкостей.
Известна установка для определения дебита продукции скважин (2), содержащая две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях, сепарационную емкость, подключенную параллельно к измерительной линии с возможностью подключения ее снизу через переключатель потока к измерительным емкостям, а сверху подключенную к газопроводу, соединяющему измерительные емкости, делитель потока жидкости на равные части установленный параллельно к измерительной линии после сепарационной емкости, а сепарационная емкость соединена дополнительным газопроводом в обход измерительных емкостей, при этом газопровод снабжен расходомером газа.
Недостатком этого устройства является недостаточная точность измерения связанная с адиабатными потерями при сжатии и расширении газа в момент наполнения либо слива жидкой фазы из сепарационной и измерительных емкостей.
Известна также установка для измерения продукции скважин (3), содержащая сепарационную емкость с датчиками гидростатического давления, измерительную емкость выполненную в виде двух идентичных измерительных цилиндров, сообщенных в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженных датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, а сепарационная емкость выполнена в виде отдельного блока, один выход которого сообщен с трубопровводом, соединяющим измерительные цилиндры в верхней части, а другой через переключатель потока - с трубопроводом, соединяющим измерительные емкости в нижней части.
Недостатками и этого устройства также является недостаточная точность измерений дебита за счет адиабатных потерь при сжатии и расширении газа в момент наполнения и слива жидкой фазы из сепарационной емкости и измерительных цилиндров.
Наиболее близким техническим решением к заявленной полезной модели является установка для измерения дебита продукции скважин (4), содержащая сепарационную емкость с каплеуловительным желобом внутри, измерительную емкость, устройство для предварительного дегазирования жидкости, переключатель потока соединенный с газовой линией, соединяющей сепарационную и измерительную емкости, датчики верхнего и нижнего уровней, датчики температуры, давления, систему управления, газовую линию, входную и выходную жидкостные линии, объединенные в общий коллектор.
Нефтегазовая смесь от скважин поступает через устройство для предварительного дегазирования в сепарационную емкость, где газ отделяется от жидкости и через переключатель потока сбрасывается в коллектор. Жидкая фаза накапливается в измерительной емкости до заполнения фиксируемого объема.
Измерительная емкость оборудована тремя датчиками гидростатического давления по сигналам которых измеряется время заполнения измерительной емкости и плотность жидкости. По значениям объема, времени и плотности вычисляется расход скважинной жидкости. После заполнения измерительной емкости, переключатель потока переключается в положение «слив» при котором выход газа из сепарационной емкости прекращается, а измерительная емкость сообщается с коллектором, благодаря избыточному давлению в сепарационной емкости присходит вытеснение жидкости из измерительной емкости.
При сливе жидкой фазы с измерительной емкости измеряется время вытеснения, начальное и конечное давление, средняя температура газа. По всем этим параметрам вычисляется расход газа.
Недостатком этого устройства является недостаточная точность измерений:
- при заполнении измерительной емкости отсепарированной жидкостью не учитываются адиабатные потери при сжатие и расширение газа в момент наполнения и слива жидкой фазы из сепарационной и измерительной емкостей, а это значит, и это близко к истине, что первая половина измерительной емкости никогда не заполнится, как жидкостью, так и газом за одно и тоже время, что и вторая, так как сопротивление в трубопроводе внутри установки незначительно по сравнению с сопротивлением коллектора, которое как правило на несколько порядков выше. В результате сказанного сепарационная емкость в первую очередь выполняет функции компенсатора объема, где происходят колебания давления, которые негативно сказываются на точности замера дебита;
- с другой стороны, выше указанная установка является изделием прерывистого действия и на момент слива жидкости из замерной емкости отключается от скважины, что на некоторое время приводит к прекращению замера ее дебита. Какие процессы происходят в скважине в период слива данная установка ничего не отображает.
Заявленная полезная модель направлена на решение задачи, заключающейся в повышении точности измерений при высоком дебите и высоком содержании газа в продукции скважин за счет снижения адиабатных потерь при сжатии и расширении газа в момент наполнения и слива жидкой фазы из измерительных и сепарационной емкостей.
Для достижения заявленной задачи заявленная полезная модель содержит устройство для предварительного дегазирования скважинной жидкости, сепарационную емкость с каплеуловительным желобом внутри, одну или две измерительные емкости, газовые и перепускные линии которой через переключатели потока параллельно сообщены с измерительными и сепарационной емкостями, входную и выходную жидкостные линии, объединенные в общий коллектор, датчики верхнего и нижнего уровней одновременно являющиеся датчиками гидростатического давления столба жидкости, счетчик газа.
Отличительными существенными признаками являются:
- напорная линия от скважины через инжектор сообщена с сепарационной емкостью;
- всасывающая линия инжектора через переключатель потока сообщена с газовой полостью измерительных емкостей;
- вестовая, (байпасная), линия инжектора через вестовый и запорный клапаны сообщена с всасывающей линией эжектора установленного на перепускной линии измерительных емкостей между переключателем потока и коллектором;
- кроме того, всасывающая линия эжектора через обратный и запорный клапаны, счетчик газа также сообщена с газовой полостью измерительных емкостей.
Совокупность указанных общих существенных признаков дополняют, развивают и уточняют следующие частные отличительные признаки, которые направлены на решение той же задачи:
- расстояние между двумя половинами смесительной камеры инжектора должно быть не более половины диаметра самой смесительной камеры;
- всасывающая и вестовая линии инжектора должны быть расположены выше центральной оси самого инжектора;
- диффузор инжектора установлен внутри сепарационной емкости, угол наклона образующей конуса которого равен углу наклона каплеуловительного желоба, а для снижения ценообразования в каплеуловительный желоб по всей длине установлена кассета из набора
перфорированных, гофрированных пластин изготовленных из материала со смачиваемой поверхностью;
- кассета установлена в каплеуловительном желобе своими гофрами поперек движению потока;
- расстояние между перфорированными пластинами должно быть не менее толщины самой пластины.
- отверстия в перфорированных, гофрированных пластинах выполнены в шахматном порядке и сдвинуты по фазе относительно других пластин набора кассеты на величину не менее диаметра указанных отверстий.
- газовая полость сепарационной емкости через переключатель потока сообщена с газовой полостью измерительной емкости либо с всасывающей линией эжектора установленного последовательно или параллельно линии коллектора;
- измерительная емкость выполнена в виде горизонтально расположенного гидроцилиндра со свободным поршнем внутри, который разделяет последний на два равных измерительных объема, а по краям гидроцилиндра установлены две газоотделительные колонки с поплавковыми клапанами внутри, газоотделительные колонки сообщены между собой и всасывающей линией эжектора;
Между отличительными признаками и задачей полезной модели существует причинноследственная связь:
- использование второй измерительной емкости или горизонтально расположенного гидроцилиндра со свободным поршнем внутри, который разделяет последний на два равных измерительных объема соединенных между собой и всасывающей линией эжектора, позволяет повысить точность замера по сравнению с прототипом за счет постоянства замера дебита скважины путем периодического подключения к ней двух измерительных емкостей, одна из которых работает на наполнение, а вторая в это же время работает на слив.
В прототипе этот процесс прерывистый. Скважина периодически отключается в момент слива;
- установка инжектора вместо циклона на напорной линии перед сепарационной емкостью позволяет повысить скорость истечения нефтегазовой смеси перед сепарационной емкостью до сверх критической,(число Рейнольса Re≥2000), и довести смесь до гомогенного состояния, которая значительно быстрей дегазируется и газ выбрасывается в вестовую линию в которой постоянно поддерживается пониженное давление с помощью эжектора, а более плотная жидкая фаза сливается в сепарационную емкость и далее в одну из измерительных емкостей, где происходит постоянный отсос газовой фазы одновременно инжектором и эжектором, что приводит к понижению давления в последней.
Учитывая, что растворимость газов в жидкостях примерно пропорционально давлению газов, то жидкая фаза в измерительных емкостях будет дополнительно дегазироваться за счет снижения давления посредством инжектора и эжектора одновременно, а это в конечном итоге приводит к более точному замеру дебита.
В порототипе нефтегазовая смесь пройдя гидроциклон не достигает тех критических скоростей что у предложенной полезной модели, ибо сливной и разгрузочный трубопроводы гидроциклона выводятся в одну и туже сепарационную емкость, где поддерживается определенное избыточное давление и последний постоянно находится в запертом состоянии, в результате чего скважинная жидкость не достигает той степени дегазирования, что у предполагаемой полезной модели.
С другой стороны, постоянное изменение объемов в сепарационной и измерительных емкостях при наполнении приводит к колебанию давлений, в результате чего будет происходить равнозамедленное наполнение измерительной емкости и подсчет дебита скважины по времени заполнения ее будет не точен, так как не учитывается адиабатное сжатие. Показатель адиабаты для одного из попутных газов, например метана К=1,28.Из выше сказанного следует, что такой подход к замеру дебита скважины является очень сложным с множеством всевозможных допущений и естественно не точным.
- установка счетчика газа на линии всасывания эжектора в заявленной полезной модели позволяет учитывать весь газ сбрасываемый в вестовую линию инжектора при высоком газовом факторе, а так же высвободившийся газ из измерительных емкостей при их наполнении.
В прототипе при заполнении измерительной емкости весь газ накопившийся в сепарационной емкости сбрасывается в коллектор без какого либо учета;
- наличие кассеты, состоящей из набора перфорированных, гофрированных пластин установленной в каплеуловительном желобе под углом равном углу наклона образующей конуса диффузора инжектора, позволяет увеличить точность замера скважинной жидкости за счет увеличения смачиваемой поверхности и плавного растекания по ней указанной жидкости, что приводит к снижению ценообразования и более полному дегазированию последней.
В прототипе площадь смачивания мала и при выбрасывании скважинной жидкости из гидроциклона на наклонный каплеуловительный желоб сепарационной емкости значительно вспенивается, что приводит к увеличению времени дегазирования указанной жидкости и снижению точности замера.
На фиг.1 изображена принципиальная схема предлагаемой установки. На фиг.2 изображена принципиальная схема инжектора, фрагмент фиг.1, 4, 5. На фиг.3 изображена принципиальная схема каплеуловительного желоба с установленной в ней касетой из набора перфорированных, гофрированных пластин, фрагмент фиг.1, 4, 5. На фиг.4 - пример выполнения установки с одной измерительной емкостью. На фиг.5 - пример выполнения установки с измерительным гидроцилиндром. На фиг.6 - изображена схема газоотделительной колонки, фрагмент фиг.3. Установка содержит сепарационную емкость 1, измерительные емкости 2 и 3, параллельно соединенные между собой и сепарационной емкостями через электрофицированные, переключатели потока 4, 5, 6, 7, инжектор 8, соединенный с напорным трубопроводом 9 и всасывающей линией 10, эжектор 11, соединенный через обратный клапан 12 с перепускной линией измерительных емкостей 13, вестовую линию 14, всасывающую линию 15, газовую линию 16, сливной трубопровод 17, запорные клапаны 18 и 19, выходной коллектор 20, а так же датчики верхнего и нижнего уровней 21 и 22, датчики давления 23, датчики температуры 24, счетчик газа 25, каплеуловительный желоб 26 с установленной в него кассетой 27 с набором перфорированных, гофрированных пластин.
Инжектор 8, см. фиг.2, состоит из комбинированного сопла 28, смесительной камеры состоящей из двух половин 29 и 30, диффузора 31 и вестового, (байпасного), клапана 32
На всасывапющей линии 15 эжектора 11 дополнительно установлен обратный клапан 33.
На фиг.4 представлен вариант установки содержащий одну измерительную емкость 2 сообщенную через переключатель потока 34 с газовой линией 16 сепарационной емкости 1 или с всасывающей линией 15, эжектора 11, установленного последовательно, либо параллельно линии коллектора 20. Кроме того, газовая полость измерительной емкости 2 через электроприводной клапан 35 сообщена с всасывающей линией 10 инжектора 8 и одновременно через обратный клапан 33 с всасывающей линией эжектора 11, а нижняя полость последней через электроприводной клапан 36 сообщена с коллектором 20.
На фиг.5 представлена установка, измерительная емкость которой выполнена в виде горизонтально расположенного гидроцилиндра 37 со свободным поршнем 38 внутри, который разделяет последний на два равных измерительных объема. По краям гидроцилиндра 37 установлены две газоотделительные колонки 39 и 40 с поплавковыми клапанами 41 внутри. Газоотделительные колонки 39 и 40 сообщены между собой и всасывающей линией эжектора 11.
Установка работает следующим образом. Нефтегазовая смесь от скважины по напорному трубопроводу 9 подводится к инжектору 8, где предварительно дегазируется и поступает в сепарационную емкость 1 для дальнейшего отделения газа от жидкости. Высвободившийся газ направляется по газовой линии 16, переключателю потока 6 в одну из измерительных емкостей, например 3, которая в данный момент работает на слив и под действием избыточного давления выжимает уже зафиксированный объем отсепарированной жидкости через переключатель потока 5, перепускную линию 13, обратный клапан 12, эжектор 11 в коллектор 20. В это же время отсепарированная в сепарационной емкости 1 жидкость через сливной
трубопровод 17, переключатель потока 4 наполняет другую измерительную емкость 2, которая в этот момент работает в режиме наполнения.
Для окончательного дегазирования жидкости в одной из измерительных емкостей работающих на наполнение, например 2, постоянно происходит отсос газа инжектором 8, который работает следующим образом.
Нефтегазовая смесь пройдя рабочее комбинированное, (расширяющееся), выполненное по принципу двойной конусности сопло 28 инжектора 8, см. фиг.2, увеличивает свою скорость до сверх критической, число Рейнольса Re≥2000. Давление в выходном сечении сопла 28 равно давлению в приемной камере инжектора 8, равному давлению кипения жидкости в наполняемой измерительной емкости 2. Учитывая, что давление всасывающих паров равно давлению кипения, так как сопротивлеие всасывающего трубопровода инжектора 8 незначительно, то жидкость находящаяся в этой емкости постоянно переохлаждается, понижается давление внутри последней и за счет этого она дополнительно дегазируется. Далее поток нефтегазовой смеси высокой степени гомогенизации поступает в первую половину смесительной камеры 29 инжектора 8, по выходе из которого через зазор между двумя частями смесительной камеры, см. фиг.2, газообразная фаза, имеющая меньшую плотность, высвобождается из общего потока и заполняет вестовую, (байпасную), полость инжектора 8 и через вестовый клапан 32 выбрасывается в вестовую линию 14, где поддерживается пониженное давление с помощью эжектора 11. Получив приращение кинетической энергии, жидкая фаза, имеющая плотность значительно большую, чем у нефтегазовой смеси, пролетает через зазор и попадает во вторую половину сходящейся смесительной камеры 30, проходя по которой она увеличивает свою скорость и выбрасывается в диффузор 31. На выходе из диффузора 31 скорость потока замедляется, что сопровождается переходом через звуковой барьер и возникновения скачка давления с конденсацией паровой фазы, в результате давление в смеси на выходе значительно повышается и гомогенная смесь сливается на наклонный каплеуловительный желоб 26 сепарационной емкости 1.
Инжектор 8 устанавливается в сепарационной емкости 1 таким образом, чтобы всасывающая линия 10 и вестовая линия 14 были расположены выше уровня центральной оси самого инжектора с целью предотвращения попадания нефтегазовой смеси после истечения ее через сопло 28
При увеличении сопротивления в коллекторе 20.например в момент запуска предлагаемой установки, когда инерционность системы еще мала, возможен заброс жидкой фазы во всасывающую линию 15 эжектора 11, в результате чего вестовый 32 и обратный 33 клапаны закрываются предотвращая проникновение нефтегазовой смеси обратно в сепарационную 1 и измерительные 2 и 3 емкости.
Настройка инжектора 8 и эжектора 11 на экономически выгодный режим осуществляется путем регулировки насадок, на фиг. условно не показано, при этом устанавливается расстояние между двумя половинами смесительной камеры 29 и 30 инжектора 8 таким, чтобы оно было не более половины диаметра смесительной камеры, а так же регулировка системы обеспечивается посредством запорных клапанов 18 и 19.
Гомогенная смесь, омывая касету 27, состоящую из набора перфорированных гофрированных пластин установленных в каплеуловительном желобе 26, дегазируется, при этом жидкая фаза смачивает все поверхности указанных пластин и по наклонному желобу сливается в нижнюю часть сепарационной емкости 1 откуда по сливному трубопроводу 17 сливается в измерительную емкость, например 2, а высвободившийся газ пройдя через перфорацию пластин скапливается в верхней части сепарационной емкости. Кроме того, поток указанной смеси спускаясь вниз по пластинам встречает на своем пути поперечные гофры расположенные с определенным шагом по длине каллеуловительного желоба 26, ударяясь о которые смесь дополнительно завихряется, теряет свою скорость движения и равномерно расплывается по всей ширине указанных пластин полностью их смачивая, в результате чего окончательно дегазируется. Для того чтобы высвободившийся газ с поверхностной жидкостной пленки нижних перфорированных, гофрированных пластин не препятствовал растеканию жидкой фазы по смачиваемой поверхности указанных пластин и более полного использования смачиваемой
поверхности касеты предусмотрено шахматное расположение отверстий в пластинах и их сдвиг по фазе относительно других пластин набора кассеты на величину не менее диаметра указанных отверстий.
Когда жидкость достигает нижнего датчика уровня начинает производиться замер и по доститижении верхнего датчика уровня производится отсчет наполненного жидкостью откалиброванного объема в измерительной емкости 2 работающей в режиме-наполнение, одновременно производится снятие показания с датчика температуры и давления. В это же время подается команда на переключатели потока 4, 5, 6, 7 в результате которой измерительная емкость 2 работающая ранее в режиме-наполнение переходит в режим-слив, а измерительная емкость 3 работающая ранее в режиме-слив переходит в режим-наполнение и цикл повторяется.
По известному объему зафиксированному между датчиком верхнего 21 и нижнего 22 уровней измерительных емкостей 2 или 3, температуре среды и давлению производится подсчет дебита на нефть и воду. Во время слива жидкой фазы высвободившийся газ из сепарационной емкости 1 направляется в измерительную емкость 2 или 3, по обьему опорожнения кокорых рассчитывается дебит по газу. Отвод газа в выходной коллектор 20 в период заполнения измерительных емкостей 2 или 3 жидкостью и свободный выход высвободившегося из них газа через вестовую линию 14 инжекора 8 и эжектора 11 позволяет снизить ценообразование и более точно отметить верхний уровень датчиков верхнего уровня 21 за счет уменьшения переходного слоя между жидкостью и газом, а следовательно измерить давление в момент известной величины объема.
В случае применения установки с одной измерительной емкостью (см. фиг.4), процесс наполнения измерительной емкости 2 происходит, как и в предыдущем случае, при одновременном отсасывании из нее газовой фазы инжектором 8 и эжектором 11 через открытый в это время электроприводной клапан 35. Газ отделившийся в это время из жидкой фазы в сепарационной емкости 1 через переключатель потока 34 также откачивается эжектором 11, создавая в последней пониженное давление. После наполнения откалиброванного объема измерительной емкости 2, подается сигнал на переключатель потока 34, электроприводные клапана 35 и 36, при этом электроприводной клапан 35 закрывается, а электроприводной клапан 36 открывается и отсепарированный газ в сепарационной емкости 1 через переключатель потока выжимает жидкую фазу из измерительной емкости 2 в коллектор 20.
При использовании установки с измерительным гидроцилиндром, (см. фиг.5), процесс измерения дебита происходит следующим образом. Жидкая фаза скважинной жидкости после дегазирования в сепарационной емкости 1 через переключатель потока 4 подается в одну из измерительных полостей гидроцилиндра 37, например левую, в результате чего разделительный поршень 38 будет перемещаться вправо, вытесняя тем самым уже ранее зафиксируемый объем жидкости в этой полости через переключатель потока 5 в коллектор 20. При перемещении поршня 38 вправо, оставшийся газ, который не выделился из жидкой фазы в сепарационной емкости 1 заполняет нижнюю полость газоотделительной колонки 39, в верхней полости которой постоянно поддерживается пониженное давление посредством инжектора 8 и эжектора 11. По мере накопления газа в нижней полости газовой колонки 39, уровень жидкости в ней понижается и поплавковый клапан 41 под действием собственного веса опускается вниз и открывается, при этом нижняя полость газовой колонки 39 сообщается с верхней полостью, где постоянно поддерживается пониженное давление. Газ при этом высвобождается из левой полости гидроцилиндра 37 и отсасывается эжектором 11 в коллектор 20. При нахождении разделительного поршня 38 в крайнем правом положении включается конечный выключатель, (на фиг. условно не показано), который подает сигнал на переключатели потока 4 и 5, в результате разделительный поршень 38 начинает перемещаться в крайнее левое положение и цикл вновь повторяется. По количеству двойных ходов разделительного поршня 38 в единицу времени, температуры, плотности, гидростатическому давлению определяется дебит скважины.
Вся работа установки, отсчет объема, обработка результатов измерений датчиками уровней, давления и температуры, подача сигналов на исполнительные механизмы и обработка результатов измерений проводится через систему управления по заданному алгоритму и программе, которые
на много проще, чем у прототипа.
Предлагаемое техническое решение позволяет обеспечить непрерывное измерение параметров нефтяных скважин в более короткое время и с большей точностью за счет снижения адиабатных потерь, используя при этом энергию непрерывной струи коллектора и попеременно работающих измерительных емкостей в момент слива.