Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И ГАЗА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №577290, кл. Е21В 47/00, 25.10.1977 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостными линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком мембранного клапана.

Недостатком известного устройства является ненадежность его работы.

Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №1530765, кл. Е21В 47/10, 23.12.1989 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, счетчик жидкости, пневматически связанный с газовой линией, и гидравлически связанный с общей линией мембранный клапан со штоком, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, причем устройство дополнительно снабжено установленным на газовой линии параллельно заслонке, выполненным с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях мембранным клапаном со штоком и дросселем, а надмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.

Недостатком известного устройства является ненадежность его работы, обусловленная наличием мембраны у клапана, у которой существенно ограничен ресурс и механическая прочность. Другим недостатком является наличие импульсных трубок, через которые мембранный клапан контролирует перепад давления между сепаратором и общим коллектором. Импульсные трубки постоянно заполняются конденсатом, а при отрицательных температурах конденсат в импульсных трубках замерзает и устройство выходит из строя.

Кроме того, конструкция фиксирующих элементов выполнена с использованием шариковых фиксаторов, предполагающих наличие трения скольжения, что вызывает износ трущихся поверхностей и выход из строя самого устройства для измерения дебита скважин. Причем фиксирующие элементы установлены в области нормального давления, а шток клапана расположен в области рабочих давлений, что предполагает использование сальниковых устройств, которые также имеют очень ограниченный ресурс и что также требует существенных эксплуатационных затрат.

Наличие большого количества трущихся деталей в конструкции их фиксаторов приводит в конечном итоге к повышенному их износу, что влияет на изменение характеристик фиксации клапана, и клапан перестает работать в фиксированных крайних положениях, начинает оставаться в промежуточном положении, в полуоткрытом (полузакрытом) положениях, что приводит к искажению результатов измерения дебита скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ №2199662, Е21В 47/10, 27.02.2003 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостной линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком, седло клапана, дроссель, шток снабжен шайбой из магнитного материала, расположенной между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу клапана, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, а дроссель установлен в проходном сечении седла клапана и жестко соединен с последним.

Недостатком известного устройства является наличие погрешности в выдаче информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (а.с. СССР №1553661, Е21В 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклом, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.

Недостатками аналога являются сложность и невысокая надежность конструкции, обусловленная тем, что клапан выполнен с электромагнитным приводом и управлением, датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подвержены вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.

Известно устройство для осуществления способа замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, Е21В 47/10, 1970), включающего подачу газонефтяного потока в сепарационный трап в виде цилиндрической вертикальной емкости и накопление жидкой фазы в нем, вытеснение ее давлением газовой фазы путем перекрытия запорного клапана на газовой линии и определение дебита газа замером времени вытеснения заданного объема жидкой фазы, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, датчики нижнего и верхнего уровней, датчики температуры и давления газовой фазы, газовую линию, счетно-решающий блок, электронные часы, запорный клапан, жидкостные входную и выходную в виде сифона линии.

Известное устройство имеет недостатки, заключающиеся в том, что конструкция его содержит датчики уровня жидкой фазы, подтвержденные риску выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина, и лишена приборов, замеряющих непрерывно расходы жидкой и газовой фаз, и позволяющих учесть добычу продукции скважины в заданный отрезок времени с высокой точностью прямым способом.

Известно устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (патент РФ №2426877, Е21В 47/10, 20.08.2011), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную в виде сифона жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами, гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.

Недостатком известного устройства является отсутствие надежности и точности результатов измерения дебита скважин, обусловленное выдачей информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.

Указанный недостаток известного устройства проявляется при различных видах расходомеров. Счетчики (расходомеры) турбинные по инерции продолжают выдавать информацию по расходу жидкости после закрытия клапана регулятора расхода. Кориолисовые расходомеры по причине дрейфа нуля при закрытом состоянии клапана (при отсутствии расхода жидкости) выдают информацию о расходе. Ультразвуковые, вихревые, вихреакустические расходомеры при отсутствии расхода очень чувствительны к вибрации, шумам гидравлическим и при гидравлических и акустических шумах начинают выдавать информацию о расходе при отсутствии самого расхода.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ №2513891, Е21В 47/10, G01F 3/00, 20.04.2014). Устройство содержит вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок. Объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».

Недостатком известного устройства, в котором согласно изобретению измеряемой рабочей средой может быть газ или жидкость, является то, что в процессе работы устройства измеряется общая жидкость без разделения воды и нефти.

Данное устройство наиболее близко изобретению по технической сущности, достигаемым техническим результатам и принято за прототип.

Задачей изобретения является упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации при измерении дебита нефти и газа.

Техническим результатом является повышение точности замера дебита нефти и газа за счет включения в состав устройства отстойника с разделителем и кольцевым сосудом, образующим сифон, разделяющий жидкости разных плотностей.

Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефти и газа, содержащем сепарационную емкость, входную жидкостную линию и выходную жидкостную линию, на которой расположены связанные со счетно-решающим блоком объемный счетчик жидкости и запорный жидкостной клапан, сообщенный со сборным коллектором, газовую линию с датчиками давления и температуры газовой фазы, соединенными со счетно-решающим блоком, согласно изобретению на выходной жидкостной линии установлен отстойник в виде емкости, снабженной в нижней части кольцевым сосудом, в который помещен разделитель, смонтированный в верхней части отстойника, причем разделитель и кольцевой сосуд в совокупности образуют сифон с возможностью разделения жидкостей разных плотностей, при этом отстойник снабжен плотномером, датчиками давления и температуры жидкостной фазы, связанными со счетно-решающим блоком, а сепарационная емкость содержит заслонку, после которой на газовой линии установлена компенсирующая емкость, и связанные со счетно-решающим блоком объемный счетчик газа и запорный газовый клапан, сообщенный со сборным коллектором, при этом связи запорных клапанов жидкости и газа с объемными счетчиками жидкости и газа смонтированы в контакте с соединенными с счетно-решающим блоком сигнализаторами положения запорных клапанов жидкости и газа с возможностью блокирования показаний объемных счетчиков жидкости и газа в закрытом положении запорных клапанов жидкости и газа.

Техническая сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 изображена схема устройства для измерения дебита нефти и газа.

На фиг. 2 изображен отстойник в сечении А-А.

Устройство содержит сепарационную емкость 1 с заслонкой 2, входную 3 и выходную 4 жидкостные линии, газовую линию 5 с датчиками давления 6 и температуры 7 газовой фазы, соединенными со счетно-решающим блоком 8, к которому подключены объемный счетчик жидкости 9, расположенный на выходной 4 жидкостной линии, и объемный счетчик газа 10, установленный на газовой линии 5, запорный жидкостный клапан 11, расположенный на выходной 4 жидкостной линии, и установленный на газовой линии 5 запорный газовый клапан 12, сообщенные со сборным коллектором 13. Компенсирующая емкость 14 на газовой линии 5 установлена после заслонки 2. На выходной жидкостной линии 4 установлен отстойник 15 в виде емкости, снабженной в нижней части кольцевым сосудом 16, в который помещен разделитель 17, смонтированный в верхней части отстойника 15. Разделитель 17 и кольцевой сосуд 16 в совокупности образуют сифон 18, разделяющий жидкости разных плотностей. Отстойник 15 снабжен плотномером 19, датчиками давления 20 и температуры 21 жидкостной фазы, соединенными со счетно-решающим блоком 8. Связи 22 и 23 запорных клапанов жидкости 11 и газа 12 с объемными счетчиками жидкости 9 и газа 10 смонтированы в контакте с соединенными с счетно-решающим блоком 8 сигнализаторами положения запорных клапанов жидкости 24 и газа 25 с возможностью блокирования показаний объемных счетчиков жидкости 9 и газа 10 в закрытом положении запорных клапанов жидкости 11 и газа 12.

Устройство работает следующим образом. Газожидкостная смесь поступает по входной жидкостной линии 3 в сепарационную емкость 1, где разделяется естественным образом на газовую и жидкую фазу, последняя накапливается в ней до максимального уровня, а газовая поступает в сборный коллектор 13 через заслонку 2, газовую линию 5, объемный счетчик газа 10, датчики давления 6 и температуры 7, газовой фазы и запорный газовый клапан 12. На газовой линии 5 после заслонки 2 установлена компенсирующая емкость 14, в которой происходит накопление газовой фазы. При возрастании давления газовой фазы до Р_{газ макс} запорный газовый клапан 12 открывается, а проходящий в сборный коллектор 13 объем газа учитывается объемным счетчиком газа 10. С падением давления в компенсирующей емкости 14 до величины Р_{газа мин} запорный газовый клапан 12 закрывается. Работа запорного газового клапана 12 в диапазоне давлений от Р_{газа мин} до Р_{газ макс} обеспечивает работу объемного счетчика газа 10 в нормируемом диапазоне погрешности.

Приведение объемного расхода газа к стандартным условиям производится счетно-решающим блоком 8 с учетом показаний датчиков давления 6 и температуры 7 и показаний объемного счетчика газа 10, связанного с запорным газовым клапаном 12. По мере накопления жидкой фазы в сепарационной емкости 1 заслонка 2 перекрывает выход газа из сепарационной емкости 1. В результате чего в сепарационной емкости 1 поднимается давление до Р_{жид макс}, при этом запорный жидкостной клапан 11 открывается и жидкостная фаза поступает в сборный коллектор 13 по выходной жидкостной линии 4 через отстойник 15, снабженный плотномером 19, через объемный счетчик жидкости 9, связанный с запорным жидкостным клапаном 11.

Жидкостная фаза в отстойнике 15 разделяется по плотности на свободную воду и эмульсию. Свободная вода накапливается в нижней части отстойника 15, а эмульсия - в верхней зоне отстойника 15, сопряженной с разделителем 17. По мере накопления эмульсии в отстойнике 15 граница раздела фаз опускается до нижней части разделителя 17. При этом свободная вода, идентифицируемая плотномером 19, попадает в сборный коллектор 13 через объемный счетчик жидкости 9 и запорный жидкостной клапан 11.

После чего граница раздела фаз по мере накопления эмульсии преодолевает нижнюю часть разделителя 17.

Ввиду разности плотностей эмульсии и свободной воды эмульсия начинает подниматься по внутренней полости разделителя 17 и кольцевого сосуда 16, увлекая лавинообразно за собой эмульсию из внешней полости разделителя 17 и кольцевого сосуда 16 за счет сифона 18, создаваемого разделителем 17 и кольцевым сосудом 16. При этом за счет лавинообразного поступления эмульсии во внутреннюю полость разделителя 17 из внешней полости, образованной корпусом отстойника 15 и разделителем 17, вода из внутренней полости разделителя 17 лавинообразно перетекает во внешнюю полость между корпусом отстойника 15 и разделителем 17. То есть происходит замещение свободной воды эмульсией во внутренней полости разделителя 17, которая идентифицируется плотномером 19 с коррекцией по температуре и давлению с учетом показаний датчиков давления 20 и температуры 21 жидкостной фазы.

Объем проходящей эмульсии учитывается объемным счетчиком жидкости 9, связанным со счетно-решающим блоком 8 и с запорным жидкостным клапаном 11.

Любые показания объемных счетчиков жидкости 9 и газа 10 в закрытом положении запорных клапанов жидкости 11 и газа 12 блокируются связями 22 и 23 запорных клапанов жидкости 11 и газа 12 с объемными счетчиками жидкости 9 и газа 10 сигнализаторами положения 24 и 25. Это обеспечивает точность замера дебита нефти и газа в совокупности с включением в состав устройства отстойника 15 с разделителем 17 и кольцевым сосудом 16, образующим сифон 18, разделяющим жидкости разных плотностей, благодаря чему достигается упрощение конструкции и повышении надежности эксплуатации устройства при измерении дебита нефти и газа.

Использование изобретения позволит повысить точность замера дебита нефти и газа, создать простое и надежное в эксплуатации устройство.