ИЗМЕРИТЕЛЬ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ ПО НЕФТИ, ГАЗУ И ВОДЕ

Заявляемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для определения дебита жидкости, газа и нефти в продукции, добываемой из нефтяной скважины.
Известно, что точное и достоверное измерение количества извлекаемой из недр нефти является одной из острых проблем нефтяной отрасли. Введение с 1 марта 2006 г. национального стандарта «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005) призвано навести порядок в эксплуатации нефтяных месторождений. Однако, имеющаяся на вооружении нефтяников замерная аппаратура (например установка «Спутник») морально устарела и не отвечает современным требованиям.
Из уровня техники известна установка по патенту RU №2133826, в которой газожидкостную смесь сепарируют по газу в сепарационной емкости и поочередно подают ее в две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости. В известном способе использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). Дебит скважины рассчитывают по известной вместимости емкости и времени ее заполнения. Массу жидкости определяют с использованием преобразователя гидростатического давления столба жидкости, при этом измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего. Этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от продолжительности процесса сепарации нефти по газу, которая продолжается в измерительной области во
время измерения. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает свойством вспениваться при сепарации, поскольку масса пены не учитывается.
Наиболее близкой по технической сущности является УСТАНОВКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН (патент RU №2190096). Установка содержит микропроцессор, две измерительные емкости, сообщенные между собой в верхних частях газопроводом, а в нижних частях трубопроводом и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях. Снизу к измерительным емкостям через переключатель потока подключена сепарационная емкость, подключенная сверху к обводному газопроводу, соединенному через обратный клапан с газопроводом и через расходомер и регулятор расхода газа со сборным коллектором. Между переключателем потока и сборным коллектором установлен насос откачки, производительность которого выше производительности замеряемых скважин.
К недостаткам установки-прототипа следует отнести недостаточную точность, обусловленную тем, что с помощью установки прямыми измерениями определяют только время заполнения измерительных емкостей, гидростатическое давление в них и объем выделившегося газа. Остальные параметры определяются расчетным путем с использованием осредненных величин, допущений и т.п., причем при определении газовой составляющей учитывается только свободный газ и совершенно не принимается во внимание газ, растворенный в нефти и воде. Более того, разделение жидкой фракции на нефть и воду вообще не предусмотрено. Поэтому даже при использовании сложного алгоритма расчета искомых параметров невозможно выделить количество растворенного газа в каждой
фракции отдельно. Иными словами, устройство-прототип не позволяет определить с приемлемой точностью дебет скважины по нефти, газу и воде в соответствии с требованием вышеназванного ГОСТа.
Задачей, на решение которой направлено заявляемая полезная модель является устранение указанных недостатков, а именно повышение точности измерений за счет наиболее полного учета газовой составляющей, как по свободному газу, так и по остаточному газу, растворенному в нефти и воде.
Поставленная задача решается тем, что измеритель продукции скважины по нефти, газу и воде, содержащий сепаратор, первый вход которого соединен с трубопроводом подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с трубопроводами измерительных линий газа, нефти и воды, снабженными контрольно-измерительной аппаратурой, соединенной с устройством управления, контроля и отображения информации в виде микропроцессора, в отличие от прототипа, дополнительно содержит соединенную через переключатели потока с трубопроводами измерительных линий нефти и воды, линию тестирования нефти и воды на остаточный газовый фактор, выход которой соединен со вторым входом сепаратора, причем линия тестирования содержит трубопровод с последовательно расположенными на нем насосом, массовым расходомером, первым и вторым пробоотборниками, а выходы измерительных линий нефти, воды и газа соединены с магистралью газожидкостной смеси.
Поставленная задача решается также тем, что, в измерителе продукции скважины по нефти, газу и воде, трубопровод подвода из магистрали к сепаратору газожидкостной смеси снабжен установкой дозировочной для подачи в смесь химреагента.
На чертеже представлена схема заявляемой установки.
Измеритель продукции скважины по нефти, газу и воде содержит трубопровод 1, с помощью которого газожидкостная смесь из магистрали 2
подводится к первому входу сепаратора 3. Перед входом в сепаратор трубопровод 1 снабжен установкой дозировочной для подачи в газожидкостную смесь химреагента, облегчающего процесс сепарации, 4. Заявляемая установка имеет три измерительных линии. Измерительная линия газа 5, соединенная трубопроводом с верхней частью сепаратора 3. Измерительные линии нефти 6, и измерительная линия воды 7, соединенные трубопроводами с нижней частью сепаратора 3. Измерительные линии снабжены контрольно-измерительной аппаратурой, учитывающей расходы нефти 8, газа 9 и воды 10 (массовые расходомеры) и запорной аппаратурой (вентили клапана, переключатели) обеспечивающей нормальное функционирование установки по заданному алгоритму. Измерительная линия воды 7 и измерительная линия нефти 6 соединены через переключатели потока 11 и 12 соответственно с линией тестирования нефти и воды на остаточный газовый фактор 13, выход которой соединен со вторым входом сепаратора 3, причем линия тестирования содержит трубопровод с последовательно расположенными на нем насосом 14, массовым расходомером 15, первым 16 и вторым 17 пробоотборниками.
Заявляемая установка работает следующим образом. Нефтеводогазовая среда, поднятая из скважины и текущая по магистральному трубопроводу 1 отбирается по трубопроводу 2 в сепаратор 3, где происходит разделение смеси на газ, нефть и воду, причем газ скапливается в верхней части сепаратора, а вода и нефть - в нижней. Каждая отсепарированная фракция направляется в свою измерительную линию и попадает в контрольно-измерительную аппаратуру, где происходит учет ее количества. Однако, следует учесть, что в потоках нефти и воды, вышедших из сепаратора имеется остаточный газ, как в виде пузырьков, так и растворенный. Его также необходимо учитывать, чтобы не допустить искажения конечных показателей измерения. Кроме того, нормативная документация требует производить измерения в нормальных условиях, каковыми является температура 20°С и давление 1 атм. Фактически, в
реальных условиях измеряемая среда имеет параметры отличные от нормальных. Чем больше давление потока смеси, тем больше растворенного газа остается в жидкости. Отсутствие учета этого газа в нефти ведет к значительному искажению показателей дебета скважин. Отсутствие учета растворенного в воде газа ведет к искажению показателя обводненности скважины. Поэтому нефть и вода, освобожденные от свободного газа в сепараторе 3 поочередно направляются через переключатели потока 11 и 12 на линию тестирования нефти и воды на остаточный газовый фактор 13. В ней происходит анализ вышедших из сепаратора 3 нефти и воды. При этих измерениях параметры нефти и воды приводятся к нормальным. В первом пробоотборнике 16 происходит анализ тестируемой жидкости на остаточный газ, присутствующий в ней в виде пузырьков, а во втором пробоотборнике 17 - растворенный в жидкости газ. Результаты измерений остаточного газа в нефти и воде направляются к контрольно-измерительной аппаратуре, которая корректируется с учетом этих данных. Таким образом, имеет место «обратная связь», позволяющая учитывать показатели количества растворенного газа как в нефти, так и в воде, внося коррективы в показатели дебита и обводненности скважины. Все измеренные данные поступают на устройство контроля и отображения информации, в качестве которого используют микропроцессор, который также управляет работой установки по заданному алгоритму, который описан в программе для ЭВМ, разработанной для данной установки.
Таким образом, по сравнению с известными техническими решениями заявляемая установка учитывает при определении дебета скважин не только свободный, но и растворенный газ, при этом она проста и надежна в исполнении и не предполагает использования дорогостоящих комплектующих.