УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
DEVICE FOR MEASURING FLOW RATE OF OIL WELLS

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.
Известно устройство для измерения дебита скважин (SU; авт. свид. №1530765, А1 от 23.12.1989; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее также счетчики жидкости и газа, пневматически связанный с газовой линией мембранный клапан со штоком на жидкостной линии, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, при этом устройство снабжено установленными на газовой линии параллельно заслонке дополнительным мембранным клапаном со штоком, выполненным также с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, и дросселем перед ним по потоку, причем подмембранная полость дополнительного мембранного клапана соединена с газовой линией после него и дросселя.
Способ измерения дебита скважин и защиты устройства от резкого повышения газовой фазы при поступлении из скважины газового «пузыря» заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; а затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, измеряют ее расход, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через проудктоотборник в общую линию, измеряют ее расход, причем одновременно с этим, по причине сброса жидкой фазы, открывают сброс газовой фазы, кроме того, при резком повышении давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря» дополнительно поступившую порцию газовой фазы сбрасывают в общую линию через дополнительный мембранный клапан, вне зависимости от уровня жидкой фазы, до момента восстановления заданного перепада давлений сред.
Известные устройства имеют ряд недостатков:
- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;
- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя поверхностей контакта и в итоге приводит к нарушению работоспособности устройства в целом;
- измеряются только дебиты двух фаз: жидкой двухкомпонентной смеси и газовой, но этого явно недостаточно для качественной оценки производительной скважины.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовые фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.
Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:
- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не соответствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;
- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;
- не стабилизируется величина давления газовой фазы:
- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;
- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.
Известно устройство для измерения дебита скважины (SU; авт. свид. №1677288 А1, от 15.09.91. Бюл. №34, E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком и соединенную с ним заслонку, объединенные в общий коллектор газовую и жидкостную линии, сужающий элемент, установленный на газовой линии, счетчик жидкости, установленный на жидкостной линии, последовательно с которыми установлены мембранные клапаны со штоками, выполненные с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях, подмембранная полость мембранного клапана на газовой линии соединена с газосепаратором, а надмембранная его полость соединена с общим коллектором, надмембранная полость мембранного клапана на жидкостной линии соединена с общим коллектором. Оно снабжено установленной на газовой линии после сужающего элемента дополнительной заслонкой и емкостью с дросселем, соединенной с общим коллектором через основную заслонку и через дроссель соединенной с газосепаратором и подмембранной полостью мембранного клапана на газовой линии, надмембранная полость которого соединена с надмембранной полостью мембранного клапана на жидкостной линии, подмембранная полость которого соединена с полостью емкости, причем дополнительная заслонка соединена со штоком мембранного клапана на газовой линии, а счетчик жидкости выполнен в виде сужающего элемента.
Недостатками известного устройства являются:
- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;
- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя устройства в целом.
Известно устройство для измерения дебита скважин (RU; патент на изобретение №2199662, С2 от 27.02.2003; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора, продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего.
Способ измерения дебита заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.
Недостатками известных устройства и способа являются:
- измерение дебита только одной двухкомпонентной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;
- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита жидкой фазы.
Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 С1, от 20.12.2010; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержании нефти и воды в ней по известным их плотностям. Затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня - перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.
Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:
- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема:
- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2541991 С1, опубликовано 20.02.2015, Бюл. №5; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии. Газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. При этом разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода. Кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.
Известное устройство имеет недостатки:
- в сепарационной емкости в процессе работы происходит неконтролируемое накопление шлама, несвоевременное удаление которого приводит к ненадежной работе устройства;
- на малодебитных скважинах устройство не позволяет производить измерение дебита газа с требуемой точностью;
- система регулирования для измерения расхода жидкости с помощью регуляторов расхода жидкостей прямого действия не позволяет задавать необходимый расход жидкости в узком диапазоне расходов для измерения высоковязкой нефти.
Данное известное устройство наиболее близкое по технической сущности и достигаемым результатам к заявляемому изобретению.
Задачами изобретения являются повышение надежности устройства для измерения дебита нефтяных скважин и увеличение ресурса его работы.
Технический результат - измерение дебита высоковязкой нефти, возможность производить измерение дебита газа с необходимой точностью и возможность производить контролируемое удаление шлама.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией, согласно изобретению содержит на шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, и наряду с этим жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости, отдельно соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, а газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором и, кроме того, устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом.
Суть изобретения поясняется чертежом, на котором изображена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3, и общим коллектором 4 газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и устройством для регулирования перепада давления по газу 9. Сепарационная емкость 10 с одной стороны связана с микропроцессором 11 через датчик уровня 12, а с другой с общим коллектором 4 жидкостной линией 13 с установленными на ней датчиком перепада давления 14, жидкостным расходомером 15 и устройством для регулирования перепада давления по жидкости 16. Сепарационная емкость 10 в нижней части связана с общим коллектором 4 шламовой линией 17, на которой установлено устройство для регулирования перепада давления по шламу 18. Устройства для регулирования перепада давления по газу 9, по жидкости 16 и по шламу 18 связаны с гидростанцией 19 через клапана соленоидные пилотные 20, которые связаны с микропроцессором 11. Устройства для регулирования перепада давления для газа 9, жидкости 16 и шлама 18 выполнены с гидравлическим приводом 21 и с возможностью ручного управления от рычага 22, соединенного с гидравлическим приводом 21. Газосепаратор 1, оборудованный гидроциклоном 3, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из жидкости. Сепарационная емкость 10 служит для сбора стекающей из газосепаратора 1 жидкости и, в процессе отстоя, вторичного выделения газа из жидкости. Микропроцессор 11 предназначен для обработки измерительной информации, поступающей от подсоединенных к нему элементов устройства.
Устройство работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1 по входной жидкостной линии 2 через гидроциклон 3. В газосепараторе 1 производят отделение газа от жидкости, при этом легкие фракции накапливаются в его верхней части, а тяжелые накапливаются в нижней части сепарационной емкости в виде жидкости и шлама.
В исходном состоянии жидкостные, газовые и шламовые выходы из газосепаратора 1 и сепарационной емкости 10 закрыты.
макс
По мере поступления в устройство продукции нефтяной скважины давление в сепарационной емкости 4 поднимается. При достижении уровня жидкости по показанию датчика уровня 12 максимальной величины, обеспечивающей оптимальную сепарацию выделившегося газа из жидкости, и с достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 величины ΔР, обеспечивающей прохождение жидкости через расходомер 8 в нормируемом диапазоне погрешностей, с микроконтроллера 11 поступает команда через клапан соленоидный пилотный 20 на открытие устройства для регулирования перепада давления 16 для жидкости. При этом происходит удаление жидкости из сепарационной емкости 10, уменьшение перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 по датчику перепада давления 14.
мин
С достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 ΔР, при котором обеспечивается минимальная величина расхода расходомера 8 в нормируемом диапазоне, микропроцессор 11 дает команду через клапан соленоидный пилотный 20 на устройство для регулирования перепада давления 16 для жидкости на закрытие.
В сепарационной емкости 10 после слива жидкости происходит процесс накопления жидкости и газа.
При отсутствии необходимого уровня жидкости регулирование перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят по датчику перепада давления 14.
макс
С достижением перепада давления газа ΔР, обеспечивающего работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, по команде микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 происходит открытие устройства для регулирования перепада давления 14 по газу.
мин
По мере удаления газа уменьшается перепад давления. С достижением перепада давления газа ΔР минимальной величины, обеспечивающей по датчику перепада давления 14 работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, проходит команда от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 на закрытие устройства для регулирования перепада давления 9 по газу.
Измерение объема жидкости производят при прохождении жидкости через открытое устройство для регулирования перепада давления 16, установленного на одной измерительной линии 13 с расходомером для измерения жидкости 15.
При прохождении газа через открытое устройство для регулирования перепада давления 9, установленного на одной измерительной линии 5 с расходомером для измерения газа 8, производят измерение объема газа и по датчикам давления 6 и температуры 7 и через микропроцессор 11 производят приведение расхода газа из рабочих условий к стандартным.
Перед началом процесса измерения производят освобождение сепарационной емкости 10 от шлама путем подачи команды на устройство для регулирования перепада давления 18 по шламу от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20.
При резком превышении перепада давления поддержание в необходимом диапазоне перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят коррекцию микропроцессором 11 через датчик перепада давления 14 и устройство для регулирования перепада давления по газу 9, которое открывается и сбрасывает излишки перепада давления.
Функционирование заявляемого устройства по переключению устройств для регулирования перепада давления по жидкости и газу 16 и 9 обеспечивается сочетанием сигналов с датчика перепада давления 14 и датчика уровня 12, заложенных в микропроцессоре 11 соответствующим алгоритмом их работы.
Измерение дебита нефтяных скважин производят микропроцессором 11 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, жидкостного расходомера 15, датчика перепада давления 14, датчика уровня 12 и клапанов соленоидных пилотных 20.
Заявляемое изобретение позволяет производить контролируемое удаление шлама, измерение дебита газа и жидкости с высоким качеством и эффективностью, повысить надежность и ресурс устройства за счет гидравлических устройств для регулирования перепада давления на газовой, жидкостной и шламовой линиях.