СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ЖИДКОСТНОЙ И ГАЗОВОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции.

В настоящее время известно множество установок для учета дебитов газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления (патент RU на изобретение №2405935). Способ заключается в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, накоплении в нем и сливе через профилированную щель в сливной отсек таким образом, чтобы в момент равенства количества поступающей в сепарационный отсек жидкости количеству сливаемой из него в сливной отсек в сепарационном отсеке устанавливался стационарный уровень, адекватный суточному дебиту скважины, замеряемый любым известным способом, при этом профиль сливной щели подбирают таким способом, чтобы обеспечить линейную зависимость уровня от величины суточного дебита скважины в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью.

Устройство для осуществления данного способа по указанному патенту состоит из емкости, оснащенной гидроциклонной головкой для отделения свободного газа, сливной полкой, направляющей поток жидкости на стенку корпуса устройства, перегородкой, разделяющей емкость на два отсека (сепарационный и сливной) и открытой сверху, в которую монтируется вставка с профилированной сливной щелью. При этом скважинная жидкость отводится в коллектор снизу сливного отсека емкости, а газ - сверху.

Данные способ и устройство позволяют повысить точность измерения расхода жидкости и увеличить количество проанализированных скважин в течение календарных суток. Однако к их недостаткам можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимость проводить накопление жидкости в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси.

Известна установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ на полезную модель №112937, 07.09.2011), содержащая обвязанные трубопроводной арматурой гидроциклонный сепаратор, расходомер жидкости, расходомер газа, влагомер, регулятор расхода, установленный в трубопроводе, соединяющем выход сепаратора по жидкости с коллектором, датчики уровня, давления, температуры и систему управления. При использовании такой установки реализуется следующий способ определения дебита продукции нефтяных скважин: газожидкостная смесь поступает на вход гидроциклонного сепаратора, где проходит предварительную сепарацию и накапливается в емкости сепаратора. Перепад давления между сепаратором и коллектором отслеживается датчиком перепада давления. По достижении заданного максимального перепада давления открывается электромагнитный клапан и выделившийся газ направляется через расходомер газа в коллектор. При снижении перепада давления до заданного минимального значения электромагнитный клапан закрывается. Таким образом, поддерживается скорость, необходимая для нормальной работы расходомера газа и обеспечения минимальной погрешности средств измерений. Степень наполненности накопительной емкости сепаратора контролируется датчиком уровня. По достижении заданного максимального уровня при закрытом электромагнитном клапане избыточным давлением открывается регулятор расхода и жидкость вытесняется из накопительной емкости сепаратора в коллектор через влагомер и расходомер жидкости. По достижении жидкостью заданного минимального уровня открывается электромагнитный клапан, регулятор расхода закрывается, а избыточный газ удаляется в коллектор через расходомер газа и открытый электромагнитный клапан, затем цикл накопления жидкости и создания избыточного давления в гидроциклонном сепараторе повторяется.

К недостаткам данной установки можно отнести невысокую точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимость проводить накопление жидкости перед каждым измерением в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей данным методом также приводит к большим погрешностям.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является группа изобретений - способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин (патент РФ на изобретение №2532490, опубл. 10.11.2014), в которой происходит непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости, что обеспечивает определение мгновенного расхода нефтяной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также снижение расхода газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. Подача продукции в виде газожидкостной смеси производится в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, где предварительно накапливается жидкость. После сепарации газ направляется по газовой линии на узел учета газа с вихревым расходомером, а жидкость - на узел учета жидкости с массовым кориолисовым расходомером. Содержание конденсата в газе сепарации производится с помощью дополнительной сепарационной установки через пробозаборник на газовой линии.

К недостаткам прототипа можно отнести наличие одной газовой замерной линии, что не позволяет работать на скважинах с широким диапазоном дебитов по газу, наличие только одного сепарирующего устройства - гидроциклонного сепаратора, что не позволяет достигать полноценной сепарации скважинной продукции, наличие пробозаборника на газовой линии без возможности сбора газа по всему диаметру сечения газового трубопровода.

Задачей заявляемой группы изобретений является создание способа и установки для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающих высокую оперативность и точность при определении дебита продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности сепарации при измерении жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, повышение точности определения расхода нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины, повышение точности определения дебитов нефтяной, газовой или газоконденсатной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и увеличение производительности установки по газу.

Технический результат достигается тем, что в малогабаритной блочной сепарационно-наливной установке (МБСНУ), характеризующейся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, предварительным накоплением жидкости в его конденсатосборнике, повышают качество сепарации за счет осуществления дополнительной сепарации газа от капельной жидкости в дополнительной сепарационной установке, встроенной в конденсатосборник.

Технический результат достигается тем, что газовая трубопроводная линия выполнена с ответвлением меньшего диаметра, выполненным с возможностью измерения расхода газа из скважин с минимальным дебитом, в котором установлен расходомер газа.

Технический результат достигается также тем, что в установке для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин пробозаборник на газовой линии отвечает требованиям изокинетичности, способен отбирать часть газового потока по всему диаметру сечения газового трубопровода, что позволяет замерить каплеунос жидкой фазы в отдельных точках диаметра сечения трубопровода.

Расходомер газа может быть выполнен в виде вихревого расходомера или в виде кориолисового расходомера.

Конденсатосборник оптимально снабдить теплообменным устройством, датчиками давления и температуры, предохранительным клапаном, соединенным с дренажной линией, и измерителем уровня жидкости.

Жидкостная трубопроводная линия снабжена фильтром, установленным перед расходомером жидкости.

Жидкостная трубопроводная линия снабжена пробозаборником, установленным после расходомера жидкости.

Установка может содержать устройство контроля и сигнализации загазованности.

Установка может иметь греющие кабели.

Измеритель уровня жидкости может быть выполнен в виде датчика уровня жидкости радарного типа.

Установка может содержать интеллектуальный регулирующий клапан с автоматическим интеллектуальным приводом, выполненный с возможностью поддержания постоянного уровня жидкости в конденсатосборнике.

Предпочтительно установить конденсатосборник на мобильную базу-прицеп.

Технический результат достигается также тем, что в известном способе измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин, характеризующимся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор, разделением газожидкостной смеси на жидкость и газ в гидроциклонном сепараторе, подачей газа из гидроциклона в дополнительную сепарационную установку, встроенную в конденсатосборник, предварительным накоплением жидкости в конденсатосборнике с последующей подачей газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости и определением расхода газа и жидкости с помощью расходомеров, разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подачу газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости производят непрерывно, вторую ступень сепарации осуществляют с использованием изокинетического пробозаборного устройства (зонда), выполненного с возможностью сбора газа по всему диаметру сечения газового трубопровода.

Предпочтительно определять расход газа посредством вихревого расходомера.

Оптимально определять уровень жидкости с помощью электронного уровнемера, установленного в гидроциклонном сепараторе.

Определение расхода жидкости можно производить с помощью кориолисового расходомера, одновременно определяя массовый расход жидкости и плотность жидкости, затем определяя объемный расход жидкости.

Предпочтительно для определения обводненности скважины осуществлять забор и определение плотности конденсата в период первоначального накопления воды в конденсатосборнике гидроциклонного сепаратора в зоне ниже уровня забора жидкости, затем после достижения водой уровня забора жидкости осуществлять забор и определение плотности смеси конденсата и попутной воды, после чего вычислять расход конденсата и расход попутной воды.

Оптимально поддерживать постоянный уровень жидкости в конденсатосборнике с помощью уровнемера и регулируемого клапана, определяя при этом мгновенный расход скважины.

Для скважин с большим дебитом скважины предпочтительно использовать два или более потоков подачи газожидкостной смеси, поступающих в гидроциклонный сепаратор.

Оптимально при низких температурах подогревать конденсатосборник при помощи теплообменного устройства

Предпочтительно производить сброс пластовой воды, аварийный сброс давления и аварийный сброс жидкостей через дренажную линию, присоединенную к конденсатосборнику.

Непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости позволяют обеспечить определение мгновенного расхода газоконденсатной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также позволяют снизить расход газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. Отбор пробы газа из газовой трубопроводной линии с помощью изокинетического пробозаборника и определение содержания конденсата во взятой пробе с помощью дополнительной сепарационной установки обеспечивают повышение точности определения дебитов скважин, в особенности скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей. Определение расхода газа с помощью вихревого расходомера позволяет повысить надежность использования расходомера при низких температурах и, таким образом, обеспечивает точность определения мгновенного расхода скважины.

Наличие дополнительной сепарационной установки, встроенной в конденсатосборник, повышает качество сепарации газа, прошедшего сепарацию в гидроциклонном сепараторе, позволяя минимизировать унос капельной жидкости, благодаря чему повышается точность определения дебита как газовой, так и жидкостной составляющей скважиной продукции.

Имеется дополнительная газовая трубопроводная линия меньшего диаметра, снабженная расходомером газа, что позволяет во время замеров дебита продукции в зависимости от количества поступающей газовой продукции переводить газовый поток на линию с большим диаметром либо с меньшим диаметром. На каждой из двух газовых линий установлены датчики давления, датчики температуры и газовые расходомеры с различными диапазонами измерений, что позволяет осуществлять замеры расходов газа с меньшей погрешностью.

На Фиг. 1 представлена малогабаритная блочная сепарационно-наливная установка (схематичное изображение).

Установка для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин содержит гидроциклонный сепаратор (6) с конденсатосборником (8), выполненный с возможностью подключения к жидкостной трубопроводной линии (24), дополнительную сепарационную установку (7), встроенную в конденсатосборник (8), жидкостную 5 трубопроводную линию (24), соединенную с конденсатосборником, расходомер жидкости (26), установленный в жидкостной трубопроводной линии (24), расходомер газа (14), установленный в газовой трубопроводной линии большего диаметра (12), расходомер газа (15), установленный в дополнительной газовой трубопроводной линии меньшего диаметра (13), изокинетический пробозаборник (17), установленный в месте соединения двух газовых линий (16). 10 В предпочтительном варианте выполнения конденсатосборник снабжен теплообменным устройством (23) и датчиками давления и температуры (обозначены в общих элементах схемы).

Жидкостная трубопроводная линия снабжена пробозаборником (27).

Конденсатосборник (8) снабжен предохранительным клапаном (10), соединенным с линией аварийного сброса давления (32), подключенной к линии сброса жидкости (31) на свечу 15 рассеивания.

Гидроциклонный сепаратор (6) снабжен измерителем уровня жидкости (9).

В предпочтительном варианте жидкостная трубопроводная линия снабжена фильтром (25), установленным перед расходомером жидкости (26).

Установка может содержать устройство контроля и сигнализации загазованности 20 (обозначены в общих элементах схемы) и греющие кабели (23).

Измеритель уровня жидкости (9) может быть выполнен в виде датчика уровня жидкости радарного типа или электронного уровнемера.

Установка имеет интеллектуальный регулирующий клапан (28) с автоматическим интеллектуальным приводом, выполненный с возможностью поддержания постоянного уровня 25 жидкости в конденсатосборнике (8).

Конденсатосборник (8) установлен на мобильную базу-прицеп (21).

На газовой трубопроводной линии (11) выполнено два ответвления различных диаметров (12, 13), в каждом из которых установлены расходомеры газа (14, 15), датчики давления, датчики температуры (обозначены в общих элементах схемы). В точке соединения двух газовых трубопроводных линий (16) установлен изокинетический пробозаборник (17), соединенный с малогабаритным сепарационным устройством (18), и дроссельная задвижка (19).

Предохранительный клапан (10) и нижняя часть конденсатосборника (8) соединены линиями (32, 31), которые направляют потоки на свечу рассеивания. 35 Жидкостная трубопроводная линия (24) снабжена фильтром (25) и дроссельной задвижкой (29).

Установка включает манифольд (33), содержащий дискретные штуцеры (2, 3) и соответствующую запорно-регулирующую арматуру.

В установке имеется, по меньшей мере, две линии входа газожидкостной смеси (4, 5) в гидроциклонный сепаратор, что позволяет разделять поступающий поток при больших значениях дебита скважины.

Установка работает следующим образом. Продукция газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин поступает с давлением до 32 МПа на входной манифольд (33), в котором осуществляется понижение давления путем дросселирования потока при помощи дискретных штуцеров (2, 3) (за счет сужения проходного диаметра трубопровода) до диапазона 1…16 МПа.

После манифольда (33) продукция газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с давлением 1…16 МПа поступает тангенциально в гидроциклонный сепаратор (6), где осуществляется ее предварительная сепарация, отделение свободной жидкости и пробок газа. Отделившаяся жидкость самотеком поступает в нижнюю часть конденсатосборника (8). Отделенный газ от жидкости после входного гидроциклона поступает на дополнительное сепарационное устройство (7), в котором осуществляется дополнительная сепарация газа от капельной жидкости. Уловленная жидкость самотеком поступает в нижнюю часть конденсатосборника (8).

Технологический уровень жидкости в конденсатосборнике (8) поддерживается с помощью интеллектуального регулирующего клапана (28), который способен как в автоматическом, так и в ручном режиме удерживать заданный уровень жидкости в конденсатосборнике за счет увеличения и уменьшения проходного диаметра регулирующего клапана, установленного на жидкостной трубопроводной линии (24). Конденсатосборник (8) снабжен предохранительным клапаном (10) от повышения давления. Предохранительный клапан (10) настроен на определенное критическое давление (не выше 16 МПа), при достижении которого он автоматически открывается и направляет поток в линию аварийного сброса давления (32), тем самым защищая конденсатосборник (8) от механических повреждений, вызванных превышением рабочего давления.

Газ после дополнительной сепарационной установки (7) поступает на газовую трубопроводную линию (11), выполненную с возможностью осуществления измерения объемного расхода газа по двум направлениям, в ответвлении большего диаметра (12) с помощью расходомера (14) производятся измерения максимального расхода газа, а по газовой трубопроводной линии меньшего диаметра (13) с помощью расходомера (15) производятся измерения минимального расхода газа. Далее, после замера, газ направляется в общий выходной газовый трубопровод (16). Малая часть газа из общего газового трубопровода (16) отбирается при помощи изокинетического пробозаборника (17) и поступает в малогабаритное сепарационное устройство (18), где происходит определение содержания конденсата в газе сепарации.

Оставшаяся часть газа сепарации направляется по общей газовой трубопроводной линии (16), на которой установлена дроссельная задвижка (19) для регулирования газового потока. Далее газ поступает в общую выходную трубопроводную линию (30) для соединения с жидкостью и возвращения в коллектор (шлейф) либо в дополнительную общую выходную трубопроводную линию (34) для сжигания на факельной чаше. Жидкость (углеводородный газовый конденсат, вода, нефть) из нижней части конденсатосборника (8) поступает на жидкостную трубопроводную линию (24). Далее после замера параметров жидкости при помощи жидкостного расходомера (26) жидкость направляется в общую выходную трубопроводную линию (30) для соединения с газом сепарации и возвращения в коллектор (шлейф) либо в дополнительный общий выходной трубопровод (34) для сжигания на факельной чаше. Предусмотрена возможность направления жидкости на линию отгрузки нефтепродуктов (35) для последующего накопления жидкости в емкостном парке. Технологический слив воды для определения обводненности скважины производится через линию слива воды (36).

На время ремонтно-технических работ для предупреждения образования в системе сброса газа взрывоопасной смеси необходимо предусмотреть продувку ее передвижной азотной станцией с подачей продувочного газа в начало коллектора сброса газа.

Для исключения вероятности образования ледяных пробок предусмотрен электрообогрев конденсатосборника (8), а также всех технологических трубопроводов греющими кабелями (23).

Конденсатосборник (8) и все наружные трубопроводы теплоизолированы. Также в целях предотвращения образования ледяных пробок в конденсатосборнике установлено теплообменное устройство (22), предназначенное для подачи в него теплоносителя (пар, горячая жидкость) для нагрева конденсатосборника и находящегося в нем флюида.

На установке предусмотрен местный контроль по давлению в конденсатосборнике (8) с помощью манометров (обозначены в общих элементах схемы) и уровню с помощью уровнемерного смотрового стекла (20), а также регулирование давления, уровня жидкости, учет газа и учет жидкости.

Согласно п. 3.7 ПБ 09-540-03 для обеспечения взрывобезопасности технологической системы МБСНУ при пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов) следует предусмотреть продувку инертным газом, а также вытеснение остатков жидкости из технологического оборудования в дренажную систему.

В технологическом оборудовании необходимо предусмотреть специальные штуцеры для пропарки; на технологических трубопроводах предусмотреть стояки для пропарки и продувки. Очистку емкостей при накоплении в них парафина и ремонте рекомендуется производить пропариванием с использованием передвижной парогенераторной установки (ППУ), подключаемой к пропарочным линиям, слив отходов производить в дренажную емкость, продувку выполнять азотом (используется - баллонный газ). Режим работы МБСНУ - непрерывный (круглосуточный).

Система работает круглосуточно в режиме реального времени в соответствии с режимом работы технологического оборудования и обеспечивает управляющий персонал надежной и достоверной информацией о состоянии технологического оборудования и значениях технологических параметров, получаемых с датчиков КИПиА, установленных на оборудовании МБСНУ. Для обработки сигналов датчиков и управления технологическим процессом применяется микропроцессорный контроллер. Отображение всех контролируемых параметров МБСНУ и дистанционное управление производится с автоматизированного рабочего места (панели) оператора со средой визуализации. Питание системы управления и полевых датчиков производится через источник бесперебойного питания.