УСТАНОВКА ПОСКВАЖИННОГО УЧЕТА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ПРОДУКЦИИ

Полезная модель относится к установкам для измерений массового расхода жидкости, процента ее обводненности, объемного расхода газа и для выполнения вычислений среднего суточного массового дебита нефти и объемного дебита газа в составе газожидкостной смеси (ГЖС), добываемой из нефтяных скважин. Установка применяется в системах внутрипромыслового сбора нефти.
Известны установки «ОЗНА-Массомер...» [1] в которых используются кориолисовые массовые счетчики-расходомеры (расходомеры), обеспечивающие измерение массового, объемного расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа, а также температуры этих продуктов.
Принцип действия измерительного модуля технологического блока установок «ОЗНА-Массомер...» с двумя расходомерами основывается на непрерывном измерении массового расхода, плотности и температуры жидкости и объемного расхода, давления и температуры газа.
Известная установка содержит сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода ГЖС, жидкостной и газовый трубопроводы для сброса (отвода) жидкости и газа в отводящий коллектор, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, контроллер связанный кабельной связью с расходомерами и датчиками.
Недостатком этой установки, взятой нами за прототип, является косвенный метод определения массы нефти и воды в поступающей из скважины жидкости. Так, в данной установке значение среднесуточного массового расхода нефти определяется как разность значений среднесуточного расхода жидкости и пластовой воды. Значение среднесуточного массового расхода пластовой воды, в свою очередь, определяется как произведение массового расхода жидкости и массовой доли пластовой воды в этой жидкости, а массовая доля пластовой воды
определяется по значению плотности жидкости, измеренной расходомером и значениям плотности воды и нефти, определенным лабораторным способом и введенным ранее в память блока измерений и обработки информации станции управления.
Задача предлагаемого технического решения - обеспечение раздельного поскважинного измерения количества добываемых из скважины жидкости, воды и нефти в единицах массы с высокой точностью в автоматическом режиме без проведения лабораторных исследований проб жидкости.
Это достигается за счет того, что в измерительном модуле на жидкостном трубопроводе устанавливается поточный влагомер (например, влагомер сырой нефти ВОЕСН), который позволяет непрерывно измерять процентное содержание нефти и воды в добываемой из скважин жидкости с передачей информации и вычислений в контроллер.
Предлагаемая установка представлена на чертеже (фиг.1).
Установка включает в себя входной трубопровод 1 для подвода ГЖС в сепарационную емкость 2, газовый трубопровод для отвода газа 3 с заслонкой 4 связанной с помощью рычагов и тяги с поплавковым устройством 5, расходомер 6 установленный на трубопроводе для отвода газа, жидкостной трубопровод для отвода жидкости 7, оборудованный обратным клапаном 8, поточным влагомером 9, расходомером 10 и регулятором перепада давления 11, контроллер 12 с терминальной панелью для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов 13, датчик давления (преобразователь давления) 14.
Установка работает следующим образом.
ГЖС через входной трубопровод 1 поступает в сепарационную емкость 2 где разделяется на жидкость и газ. Газ по трубопроводу 3 через открытую заслонку 4 и расходомер 6 уходит в коллектор. Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора 2 и накапливается в нем, клапан регулятора перепада давления 11 зафиксирован в положении «закрыто». По мере роста уровня жидкости поплавок 5 прикрывает заслонку 4, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления
между полостями сепаратора и коллектором. При достижении величины перепада давления, достаточной для преодоления усилия фиксаторов регулятора перепада давления 11, его клапан устанавливается в положение «открыто». В момент открытия клапана регулятора перепада давления 11, жидкость через обратный клапан 8, влагомер 9 и расходомер 10 начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе снижается, поплавок 5 приоткрывает газовую заслонку 4. При этом газ и жидкость непрерывно поступают в коллектор, расходомеры 10 и 6 соответственно производят измерения массового расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа и температуры этих продуктов, поточный влагомер 9 производит измерение процентного содержания воды в жидкости, а датчик давления 14 формирует измерительную информацию по давлению в системе. При поступлении в контроллер 12 сигнала от расходомеров, превышающего нулевое значение, включается таймер отсчета времени измерения и в контроллер начинает поступать измерительная информация. Измерительная информация от расходомеров 6, 10, влагомера 9, и датчика давления 14 передается к контроллеру 12 кабельной связью. По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает, поплавок 5 продолжает открывать заслонку 4 и давление в сепараторе уменьшается. При достижении значения давления нижнего предела срабатывания, клапан регулятора перепада давления 11 также резко закрывается. В момент закрытия клапана выходной сигнал расходомера 10 принимает нулевое значение, отсчет расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия клапана. При этом значение времени измерения фиксируется в памяти контроллера 12.
Контроллер 12 обрабатывает, формирует измерительную информацию, выводит на индикацию и передает ее по каналам связи в диспетчерский пункт нефтедобывающего предприятия. Контроллер 12 содержит терминальную панель 13 для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов.
Измерения среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного объемного расхода газа производятся путем
непрерывного усреднения значений расхода, поступающих от расходомеров и последующего масштабирования (пересчета) этих значений в среднесуточные.
Значения среднесуточного массового расхода пластовой воды определяются как произведение значений среднесуточного массового расхода жидкости и процентной доли обводненности, измеренной влагомером 9.
Значения среднесуточного массового расхода нефти, в свою очередь, определяются как разность среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного массового расхода пластовой воды.
Применение влагомера в установке позволяет производить прямое измерение процентного содержания воды в жидкости и выполнять вычисления среднесуточного массового дебита нефти по скважине с высокой точностью и в автоматическом режиме. Кроме этого исключается необходимость частого отбора проб скважинной жидкости для проведения лабораторных исследований на обводненность.
Источники информации:
1. Руководство по эксплуатации установки измерительной «ОЗНА-Массомер R», ОАО «АК ОЗНА», 2004