УСТАНОВКА ДЛЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ЗАМЕРА ПРОДУКТОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Предлагаемая полезная модель относится к средствам автоматического измерения расходов компонент-продукции нефтяных скважин (нефти, воды и попутного газа), для передачи данных о результатах работы на диспетчерский пункт промысла.
Известны групповые замерные установки (см. Л.И.Лазовский и др. «Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин», М - Недра, 1975, стр.113-132), выполненные из двух закрытых транспортабельных блоков: замерно-переключающего, имеющего многоходовой переключатель, гидравлический привод, отсекатели, замерный гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик, соединительные трубопроводы, запорную арматуру и щитового, включающего в себя блоки местной автоматики и питания счетчика и электрические нагреватели.
Недостатком известных установок - низкая надежность.
Этот недостаток обусловлен отсутствием средств постоянного контроля за работой каждой отдельной скважин.
Известна принятая за прототип установка для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин (см. св-во на п.м. №6891, М. кл. G 01 F 3/00, опубл. 16.06.98 г. в бюл. №6-98 г.;, выполненная из двух закрытых транспортабельных блоков
технологического и блока автоматики, внутри которых расположены, соответственно, соединительные трубопроводы, запорная арматура, переключающая система скважин, газовая заслонка, сепаратор, предохранительный клапан, счетчик жидкости, привод и электрическая аппаратура управления, электрические нагреватели, причем в технологическом блоке электрическая аппаратура управления выполнена в виде шкафа силовой аппаратуры и электронного блока, соединительные трубопроводы и сепаратор покрыты трехкомпанентной антикоррозионной композицией, например, на основе полиуретана, трубопроводы выполнены из коррозионностойкого и хладостойкого материала, привод выполнен электрическим, переключающая система скважин выполнена в виде многоходового переключателя скважин.
Недостатками известной установки является низкая точность измерений, надежность и эксплуатационные качества.
Эти недостатки обусловлены отсутствием возможности автоматического и одновременно ручного процесса управления и отсутствием поочередного измерения расхода компонентов рабочей среды каждой подключенной скважины.
Технический результат, обеспечиваемый предлагаемой полезной моделью состоит в повышение точности измерений, надежности и эксплуатационных качеств установки.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин, состоящей из помещения технологического, внутри которого расположены запорная арматура, система трубопроводов, сепаратор, переключающая система скважин, выполненная в виде переключателя скважин многоходового, связанного с нефтяными скважинами и с сепаратором, системы отопления, освещения, вентиляции, взрывозащиты и блока автоматики, в котором расположен шкаф силовой с электрической аппаратурой управления, системы отопления, освещения, сигнализации, согласно полезной модели, помещение технологическое и блок автоматики связаны между собой кабельной связью и выполнены в виде инвентарных зданий контейнерного типа, сепаратор состоит из установленной на стойках горизонтально расположенной цилиндрической сепарационной емкости и закрепленной на ней снизу измерительной камеры, которая выполнена в виде вертикального цилиндра и снабжена датчиками гиростатического давления и термопреобразователем, причем емкость и камера выполнены, как единое целое, упомянутая сепарационная емкость оснащена гидроциклоном, переключающим клапаном с электроприводом, датчиками, линией коллектора, блок автоматики оснащен аппаратурным шкафом, служащим для размещения микропроцессорного контроллера управления установкой и
циклически последовательно переключающим каждую из скважин, переключатель скважин многоходовой, связан входными трубопроводами с 10ю нефтяными скважинами, емкость сепарационная выполнена в виде горизонтально установленного цилиндрического сосуда с расположенными внутри лотками, влагоотделителями, фильтрами, магистралями, гидроциклон выполнен в виде вертикально установленного цилиндрического сосуда, измерительная камера оснащена импульсной линией.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.
В отличие от известных установок для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин предложенная полезная модель обладает высокими эксплуатационными качествами, точным измерением, высокой надежностью за счет размещения в электронном блоке, микропроцессорного контроллера управления установкой. Выполнение предложенной установки с закрепленной под сепарационной емкостью измерительной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра, снабженной датчиками гиростатического давления и термопреобразователем, связанную с сепарационной емкостью, как единое целое, позволяет точно определять объем измеряемой жидкости от каждой скважины отдельно, а также объем ее составляющих (нефть, газ, вода) за
определенный период времени и повысить эксплуатационные качества установки. Надежность работы всей установки обеспечивается также за счет связи многоходового переключателя скважин с сепарационной емкостью посредством клиновой задвижки и гидроциклона, служащим для обеспечения предварительной сепарации, переключатель скважин многоходовой, связан с 8ю нефтяными скважинами, переключатель скважин многоходовой, связан с 14ю нефтяными скважинами.
По имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемой полезной модели не известна из уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критерию новизна.
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность полезной модели, может быть многократно использована в производстве различных модификаций установок для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин с получением технического результата, заключающегося в повышении надежности, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критерию «промышленная применимость»
Сущность полезной модели поясняется рисунками, где на фиг.1 изображена структурная схема помещения технологического установки для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин; на фиг.2 изображена структурная схема блока автоматики
установки для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин; на фиг.3 изображен вид на сепаратор сбоку; на фиг.4 изображено помещение технологическое, вид сверху, в плане.
Установка для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин выполнена из помещения технологического 1 и блока автоматики 2, связанных между собой кабельной связью, и состоят, из двух инвентарных зданий контейнерного типа, Установка имеет рабочее давление 4,0 МПа и контролирует восемь нефтяных скважин. Питание установки осуществляется от трехфазной сети переменного тока. В помещении технологическом 1 размещено технологическое оборудование и средства измерения установки, в частности, горизонтально расположенный сепаратор 3 лоткового типа, состоящий из установленной на вертикальных стойках 4 горизонтально расположенной цилиндрической сепарационной емкости 5, выполненной в виде сосуда с расположенными внутри лотками, влагоотделителями, фильтрами, магистралями (на схеме не показаны), и измерительной камеры 6, расположенной под сепарационной емкостью 5, связанной с ней и находящейся в висячем положении, причем измерительная камера 6 и сепарационная емкость 5 выполнены, как единое целое. С упомянутой сепарационной емкостью 5 связан гидроциклон 7, обеспечивающий предварительную сепарацию, выполненный в виде вертикально установленного цилиндрического сосуда, и
переключающий клапан 8 с электроприводом. Измерительная камера 6 снабжена датчиками гиростатического давления 9а, 9в, 9с, и термопреобразователем 10. Сепаратор 3, по требованиям безопасности, снабжен манометрами 11 и предохранительным клапаном 12, а также связан с помощью переключающей системы скважин, выполненной в виде переключателя скважин многоходового 13, посредством системы соединительных трубопроводов 14, по очереди, с каждой из десяти нефтяных скважин 15 установки. Связь переключателя скважин многоходового 13 с нефтяными скважинами 15 осуществляется с помощью запорной арматуры в виде клиновых задвижек 16, а с сепаратором 3 посредством клиновой задвижки 17. Сепаратор 3 содержит также датчик дифференциального давления 18, который служит для измерения разности давлений в сепараторе и линии коллектора 19 для сбора продукции (нефти). Для измерения избыточного давления в коллекторе служит датчик избыточного давления 20. Необходимый обмен воздуха в технологическом помещении создает вентилятор 21, а в зимнее время помещение технологическое обогревается обогревателями 22. Помещение технологическое выполнено во взрывозащитном исполнении. Для сбора конденсата из сепаратора 3 предусмотрена емкость для сбора конденсата, связанная с сепаратором 3 посредством трубопроводов (на схеме не показана). В блоке автоматики 2 установлены шкаф силовой 23, служащий для питания электрических цепей установки и
микропроцессорный контроллер управления 24, система защиты от вандализма 25, система отопления, освещения, сигнализации (не показаны).
Работа установки происходит следующим образом.
Действие установки для автоматизированного замера компонент-продукции нефтяных скважин основано на периодическом наполнении жидкостью и газом объема измерительной камеры 6, служащей для накопления порции жидкости в процессе измерения, при этом измерение массового расхода жидкости осуществляется после ее наполнения. Трубопроводы скважин подключаются через обратные клапаны (не показаны) к входным соединительными трубопроводам 14 технологического помещения 1. Продукция скважин 15 поступает в распределительное устройство, выполненное в виде системы трубопроводов 14, связывающих все десять скважин 15 с переключающей системой скважин, выполненной в виде переключателя скважин многоходового 13, затем через гидроциклон 7, где происходит предварительное отделение газа от жидкости, а затем в сепарационную емкость 5, в которой попутный газ отделяется от жидкости (водонефтяной смеси), и далее отделившаяся жидкость стекает в измерительную камеру 6, после чего продукция скважин по общему коллектору 17 поступает в сборную сеть промысла. По сигналу достижения предельного уровня
микропроцессорный контроллер управления 24 открывает клапан и жидкость сливается в линию коллектора 17 под действием давления газа в сепараторе 3. Слив жидкости из измерительной камеры 6 происходит до отметки нулевого уровня, задаваемого состоянием датчика гидростатического давления 9с. Далее клапан автоматически закрывается и установка переходит к следующему циклу набора жидкости в измерительную камеру 6 из следующей скважины. По показаниям датчиков гидростатического давления 9в и 9с измеряется время набора калиброванного объема жидкости и ее масса в этом объеме. По значениям массы и объема вычисляется плотность жидкости и объемная концентрация воды в жидкости. Регистрация значений массового расхода жидкости и циклическое последовательное переключение каждой из десяти скважин 15 на измерение осуществляется микропроцессорным контроллером управления 24. Длительность измерения устанавливается для каждой установки индивидуально, в зависимости от ее производительности и задается упомянутым микропроцессорным контроллером управления.
Применение предложенной полезной модели позволит повысить точность измерений, надежность, долговечность и эксплуатационные качества за счет обеспечения минимальной погрешности замера продуктов нефтяных скважин и за счет стабильности работы и надежности.