УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, в том числе для продукции нефтяных скважин на месторождениях, находящихся на стадии завершающей добычи.
Известна установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, которая содержит входной патрубок, горизонтально ориентированную сепарационную емкость с вертикально ориентированной калиброванной измерительной емкостью, снабженную уровнемером и дифференциальным датчиком давления, переключатель потока, соединяющий газовую и жидкостную линии и коллектор, и микроконтроллер [RU Патент № 69147 на полезную модель «Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин», МПК Е21В47/10. Опубликовано 10.12.2007 бюл. № 34]. На газовой линии установлено регулирующее устройство для поддержания постоянного перепада давления между сепарационной емкостью и газовой линией и дифференциальный датчик давления, а на жидкостной линии установлено регулирующее устройство для поддержания постоянного уровня жидкости в измерительной емкости.
Недостатками известной установки являются цикличность работы, что ограничивает применение для скважин с неравномерным суточным дебитом; сложности в проведении периодической поверки установки (необходимы испытания всей установки по месту).
Наиболее близкое техническое решение - установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепаратор в виде цилиндрического сосуда с циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками, размещенные в отстойной секции два уровнемера, установленный на входе в циклонную секцию циклон, измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой, аппаратурный блок [RU Патент № 2307930 на изобретение «Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде», МПК Е21В47/10, G01F15/08. Опубликовано 10.10.2007 бюл. № 28]. Сепаратор выполнен горизонтально ориентированным. Перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена в виде набора трубочек. Перегородка между отстойной и выходной секциями выполнена в виде переливной стенки. При этом измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и измерительной линии нефти, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси, на котором последовательно установлены насосный агрегат и инжектор с узлом подключения измерительной линии  газа. Компрессор с частотным приводом установлен в измерительную линию газа. В измерительной линии воды последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания нефти в воде, автоматический и ручной пробоотборники, обвязка для подключения установки определения содержания свободного газа, турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан. В измерительные линии нефти последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания воды в нефти, ручной и автоматический пробоотборники, обвязка для подключения установки определения свободного газа, турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан. В измерительной линии газа последовательно установлены датчик давления, прибор для измерения капель жидкости, ручной пробоотборник, массовый расходомер и регулирующий клапан.
Данная установка не позволяет проводить измерения малых дебитов газа и жидкости, что снижает в целом точность измерения дебита скважин. Кроме того данная установка  является конструктивно сложной.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка измерительной установки, обеспечивающей, в том числе, при низком дебите жидкости и газа, а также при сильном пенообразовании, за счет возможности  работы как в статическом состоянии с отстаиванием жидкости, так и в режиме прямого измерения массового и объемного расхода продукции нефтяных скважин.
При осуществлении заявленного технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в уменьшении погрешности измерений, расширении диапазона измерений, определении параметров расхода продукции скважины при единичном измерении.
Указанный технический результат достигается тем, что в установке для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащей входную линию, горизонтально ориентированную сепарационную емкость с входным устройством гидроциклонного типа и уровнемером, на входе связанную со скважинами, а на выходе с измерительными линиями газа и жидкости с размещенными в них расходомерами, средствами измерения температуры и давления и регулирующими устройствами, и выход в коллектор, согласно полезной модели сепарационная емкость выполнена с вертикально ориентированной калиброванной измерительной емкостью и снабжена датчиком перепада давления между верхней и нижней частью калиброванной измерительной емкости, датчиком перепада давления между калиброванной измерительной емкостью и верхней частью сепарационной емкости, а также датчиком перепада давления между сепарационной емкостью и выходом в коллектор, регулирующие устройства выполнены в виде запорно-регулирующих клапанов с возможностью пропорционально - интегрально - дифференциального регулирования (далее ПИД-регулирования), при этом регулирующее устройство на газовой линии функционально связано с датчиком определения разности давлений между сепарационной емкостью и выходом в коллектор, а регулирующее устройство на жидкостной линии функционально связано с уровнемером сепарационной емкости.
Кроме того, на входной линии установки может быть установлено пробоотборное устройство и трехходовой клапан, соединяющий входную линию с выходом в коллектор, а сама установка снабжена объемным счетчиком жидкости.
Выполнение сепарационной емкости с вертикально ориентированной калиброванной измерительной емкостью и снабжение ее датчиками перепада давления между верхней и нижней частью калиброванной измерительной емкости и датчиком перепада давления между калиброванной измерительной емкостью и верхней частью сепарационной емкости позволяет производить измерения дебита скважин при низкой производительности (низкодебитных скважин) в гидростатическом режиме.
Снабжение сепарационной емкости датчиком перепада давления между сепарационной емкостью и выходом в коллектор и выполнение  регулирующих устройств на газовой и жидкостной линиях в виде запорно-регулирующих клапанов с возможностью ПИД-регулирования, а также функциональная связь запорно-регулирующего устройства на газовой линии с датчиком определения разности давлений между сепарационной емкостью и выходом в коллектор, и запорно-регулирующего устройства на жидкостной линии с уровнемером сепарационной емкости позволяет уменьшить погрешность измерений в режиме реального времени, за счет двухконтурного регулирования скорости слива жидкости из сепарационной емкости.
Наличие на входной линии установки пробоотборного устройства позволяет производить отбор представительной пробы для компонентных исследований.
Снабжение установки объемным счетчиком жидкости позволяет увеличить точность измерения объёмного расхода жидкости, а при  совместной работе с расходомером жидкости, например, кориолисовым  расходомером - увеличить точность измерения плотности.
Установка на входной линии трехходового клапана, соединяющего входную линию с выходом в коллектор, даёт возможность работы в гидростатическом режиме с отстаиванием жидкости (при сильном пенообразовании).
На чертеже изображена схема гидравлическая принципиальная заявленной установки.
Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит входную линию 1, горизонтально ориентированную сепарационную емкость 2, выполненную с вертикально ориентированной калиброванной измерительной емкостью 3, газовую линию 4, жидкостную линию 5, выход в дренаж 6, выход в коллектор 7, контроллер (на чертеже не показан). Сепарационная емкость 2 имеет входное устройство гидроциклонного типа 8, клапан предохранительный 9, уровнемер 10, датчик избыточного давления 11, секцию каплеулавливания 12, фильтр газовый 13. Калиброванная измерительная емкость 3 оснащена датчиком перепада давления 14, разделительные мембраны которого (на чертеже не показаны) установлены в верхней части и на днище измерительной емкости 3, и датчиком перепада давления 15, при этом одна из разделительных мембран (на чертеже не показана) датчика 15 установлена на сепарационной емкости 2. Датчик перепада давления 16 разделительными мембранами (на чертеже не показаны) сообщен с сепарационной емкостью 2 и выходом в коллектор 7. На газовой линии 4 установки размещены расходомер 17, датчик избыточного давления 18, датчик температуры 19, запорно-регулирующий клапан с возможностью ПИД-регулирования 20. На жидкостной линии 5 установки размещены измеритель обводненности 21, расходомер 22, датчик температуры 23, запорно-регулирующий клапан с возможностью ПИД-регулирования 24. Также на измерительной линии жидкости может быть установлен объемный счетчик жидкости 25. На входной линии 1 может быть установлено пробоотборное устройство 26. Также на входной линии 1 может быть установлен трехходовой клапан (на чертеже не показан), соединяющий входную линию 1 с выходом в коллектор 7. На выходе в коллектор 7 установлен датчик избыточного давления 27. Все трубопроводы установки оснащены запорно-регулирующими устройствами: задвижками 28-32, вентилями (на чертеже не показаны), обратными клапанами 33.
Устройство работает следующим образом.
Продукция скважины по входной линии 1 при закрытой задвижке 28 поступает во входное устройство гидроциклонного типа 8 сепарационной емкости 2, где под действием центробежной силы основная часть газа отделяется от жидкости. Газ с частью унесённой жидкости направляется в газовый патрубок гидроциклона, затем, проходя вдоль сепаратора поток газа попадает в секцию каплеулавливания 12, где происходит конденсирование капель жидкости из газа. Последней ступенью очистки газа является фильтр 13, в котором происходит окончательное отделение газа от капельной жидкости. Далее газ направляется на измерения в газовый расходомер 17. После окончания измерений через открытый запорно-регулирующий клапан 20, поддерживающий необходимый перепад давления для вытеснения потока нефтяного газа, при закрытом запорно-регулирующем клапане 24 газ направляется на выход в коллектор 7.
Жидкость с захваченной частью газа сливается из гидроциклона через жидкостный патрубок в успокоительный отсек сепарационной ёмкости. Накапливаясь в успокоительном отсеке, жидкость начинает переливаться через борт разделителя, попадая на сепарационный лоток. Растекаясь по лотку слоем не более 5мм, жидкость освобождается от газа.
В гидростатическом режиме измерения жидкость направляется в калиброванную измерительную емкость 3, где по скорости накопления жидкости и показаниям датчиком перепада давления 14 и 15, вычисляется массовый и объемный расход жидкости.
При измерении в режиме реального времени жидкость направляется в калиброванную измерительную емкость 3, где по достижении заданного уровня, фиксируемого уровнемером 10, при закрытой задвижке 31 начинает сливаться через расходомер жидкости 22. После окончания измерений через открытый запорно-регулирующий клапан 24 жидкость направляется на выход в коллектор 7. При использовании объемного счетчика жидкости 25 нефтеводяная смесь направляется из калиброванной измерительной емкости на измерения через счетчик 25.
Скорость слива жидкости задается двумя системами: первая - подержания уровня запорно-регулирующим клапаном 24 и уровнемером  10, вторая - поддержания перепада давления, измеряемого датчиком 16 и запорно-регулирующим клапаном 20. Причем, в ходе слива программное обеспечение контроллера определяет такой процент открытия регулирующих клапанов, при котором создается равномерный слив жидкости через расходомер 22 и газа через расходомер 17.
Слив жидкости происходит равномерно с одной скоростью за счет двухконтурного пропорционально - интегрально - дифференциального регулирования уровня столба жидкости.
Первый контур регулирует уровень столба жидкости по показаниям уровнемера 10 или по показаниям датчиков перепада давления 14 и 15, установленных на сепарационной емкости, выполненной с калиброванной измерительной емкостью.
При снижении уровня жидкости ниже заданного предельного значения по сигналу контроллера запорно-регулирующий клапан 24 призакрывается на заданный процент. Если уровень продолжает падать, то плавное закрытие происходит далее, пока уровень не стабилизируется либо не начнёт расти.
При начале набора уровня - запорно-регулирующий клапан 24 не двигается. Если уровень жидкости превышает верхний заданный предел, то запорно-регулирующий клапан 24 начинает приоткрываться, до того момента как уровень не стабилизируется, либо не начнёт снижаться.
Таким образом, колебания уровня жидкости происходят с уменьшающейся амплитудой, пока уровень не стабилизируется.
Второй контур регулирует перепад давления по показаниям датчика перепада давления 16, расположенным между сепарационной емкостью 2 и выходом в коллектор 7.
Запорно-регулирующий клапан 20 поддерживает перепад давления, необходимый для вытеснения жидкости из сепарационно-измерительной емкости в случае ее переполнения, даже при полностью открытом регулирующем клапане 22 на жидкостной линии 5, например, при высокой производительности скважины по жидкости и низкой по газу.
В процессе измерения с параметрических датчиков избыточного давления 18, температуры 19 и 23, обводненности 21снимают показания.
При использовании пробоотборного устройства 26 открывают задвижку 29 при закрытой задвижке 28 и отбирают представительную пробу.
Преимущества предложенного технического решения:
- широкий диапазон расхода (1:100 и более);
- отсутствие ограничений по нижнему диапазону производительности скважины по жидкости;
- возможность определения всех параметров расхода продукции скважины при единичном измерении;
- возможность работы в статистическом режиме с отстаиванием жидкости (при сильном пенообразовании);
- прямое измерение массового и объемного расхода измеряемой среды;
- простота монтажа и обслуживания (периодическая поверка) средств измерения (расходомеров).
Применение модульности измерительных линий по газу и по жидкости, позволяет быстро модернизировать установки для измерения дебита нефтяных скважин на разные типы расходомеров.
Применение предложенного технического решения позволит создать установку с расширенным диапазоном измерения дебита нефтяных скважин и значительно повысить точность измерения, а также сократить время для измерения расхода скважин с низким дебитом.