УСТАНОВКА ДЛЯ УЧЕТА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована при измерении количества высоковязкой нефти на объектах нефтедобывающих предприятий.
Известна установка для учета нефти и нефтепродуктов, включающая нефтепродуктопровод, блок фильтров для улавливания механических примесей, блок измерительных линий со счетчиками для измерения объема жидкости, блок контроля качества для отбора средней пробы перекачиваемой жидкости и определения показателей качества жидкости в потоке, турбопоршневую поверочную установку для периодического контроля точности измерения объема жидкости, блок обработки информации, полученной в процессе проведения измерения, при этом установка снабжена газосепаратором, установленным перед блоком фильтров и блоками учета нефти или нефтепродуктов по ходу продукта и соединенного газопроводом для возврата газа в нефтепродуктопровод, снабженного газовой заслонкой. Газосепаратор выполнен из трубы с насадкой в виде кассет из наклонных продольных пластин, размещенных под расчетным углом и на расстоянии друг от друга в зависимости от физико-химических свойств перекачиваемого продукта и гидродинамики потока (патент РФ №2242720 кл. МПК G01F /00).
Известна установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, которая содержит 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 (патент РФ №2307930 кл. МПК E21B 47/10).
Общим недостатком данных установок является невозможность учета дебита скважин добывающих высоковязкую нефть тепловым методом.
Наиболее близким техническим решением является установка для учета высоковязкой нефти, содержащая циклон с входным патрубком в верхней части. При этом входной патрубок встроен касательно относительно стенки циклона под углом к образующей стенки циклона 40-50° и направлен вверх, параллельно циклону смонтирована труба с обвязкой с циклоном в нижней и верхней части, в трубе размещен уровнемер, в верхней части циклон снабжен трубопроводом для газоотвода с обратным клапаном и электрозадвижкой. Внутри циклона перпендикулярно его оси установлена сетка, в нижней части циклон снабжен патрубком и трубопроводом с массомером (патент РФ №78684 кл. МПК B01D 17/00).
Недостатками данного технического решения являются:
- при высокой температуре жидкости на входе в массомер происходит кипение жидкости в массомере, и как следствие снижение точности измерения дебита скважины;
- из-за низкого уровня жидкости в циклонном газосепараторе происходит поступление газа в массомер.
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение точности измерения дебита нефтяной скважины, добывающей высоковязкую нефть, а также обеспечение регулирования уровня жидкости в циклоне по гидростатическому давлению для исключения поступления газа в массомер.
Поставленная задача решается тем, что в установке для учета дебита скважины, добывающей высоковязкую нефть, циклонный газосепаратор расположен на приустьевой площадке скважины, а массомер расположен на расстоянии 30-40 метров от циклонного газосепаратора, и при этом массомер установлен на 1200 мм выше днища циклонного газосепаратора.
На фиг.1 изображена схема установки учета высоковязкой нефти.
Установка учета высоковязкой нефти содержит циклонный газосепаратор 1, массомер 2, входной коллектор 3, выходной коллектор 4, газовую линию 5, измерительную линию 6, обводную линию 7, обратный клапан 8, задвижки 9, 10, 11, 12, 13, электрозадвижку 14. В нижней части циклон снабжен измерительной линией 6 длиной 30-40 метров. Циклонный газосепаратор 1 расположен на приустьевой площадке скважины, а массомер 2 на измерительной линии 6. При этом для повышения качества замера дебита скважины массомер 2 расположен на расстоянии 1,2 метра выше уровня днища циклонного газосепаратора. После установки массомера на высоту 1,2 метра выше днища газосепаратора, нижний уровень жидкости в газосепараторе будет не менее 0,6 м. При таком нижнем уровне жидкости в газосепараторе исключается прорыв газа в массомер. Замеряемая жидкость становится однородной и как следствие повышается качество измерения дебита скважины.
Установка для учета высоковязкой нефти работает следующим образом.
Парогазонефтяная жидкость из скважины по входному коллектору 3 поступает в циклон газосепаратора через входной патрубок. За счет завихрения в циклоне продукция скважины разбивается на газовую и жидкостную фазы. Газ по газоотводной трубе 5 через обратный клапан 8, задвижку 14 возвращается в выходной коллектор 4. Жидкость по измерительной линии 6, через задвижку 10 поступает в расходомер F-200, а затем через задвижку 11 жидкость поступает в выходной коллектор, где соединяется с газом. При прохождении участка измерительной линии 6, от циклонного газосепаратора 1 до массомера 2 за счет естественных тепловых потерь температура жидкости перед входом в массомер 2 снижается. При этом исключается кипение замеряемой жидкости. При повышении или понижении уровня жидкости его регулируют частичным закрытием или открытием задвижки 14.