Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к технике измерения дебита нефтяных скважин и направлено на упрощение конструкции устройства измерения.

Известно устройство для измерения дебита скважин (SU Авт.св. №1530765, Е21В 47/10, 23.12.1989), 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, дополнительный мембранный клапан со штоком и дросселем, установленный параллельно заслонке на газовой линии, выполненный с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях и связанный пневматически с газосепаратором и общей линией, причем подмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.

Недостатком известного устройства является сложность и дороговизна его конструкции:

- наличие сложных клапанов с пневматичеким приводом;

- наличие заслонки с приводом от поплавка и устройством герметизации прохода привода из полости газосепаратора;

- наличие импульсных пневматических линий к клапанам, как известно подверженных вероятности замерзания при низких температурах окружающей среды при попадании в них влаги.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU Авт.св. №1553661, Е21В 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, 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.

Известное устройство имеет сложную и ненадежную конструкцию:

- клапан с электромагнитным приводом и управлением;

- датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подверженные 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 (SU патент №276851, Е21В 47/10, 22.07.1970), 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 включает датчики уровня жидкой фазы, подверженные риску выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина, и лишена приборов, замеряющих непрерывно расходы жидкой и газовой фаз и позволяющие учесть добычу продукции скважины в заданный отрезок времени с высокой точностью, прямым способом, чего не может обеспечить способ, поскольку учесть в этом случае добычу можно лишь опосредствованно. Недостатком также является наличие клапана с электромагнитным приводом.

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

Технической задачей изобретения является конструкция устройства для замера дебита газа и жидкости нефтяных скважин, простая и надежная в эксплуатации, обеспечивающая замер дебита газовой и жидкой фаз продукции скважины и учет ее добычи за счет устранения из состава устройства ненадежных датчиков уровня жидкости и обеспечения поддержания уровней в норме конфигурацией газовой и выходной жидкостной линий, запорного клапана дискретного действия с магнитной фиксацией крайних положений, установки на выходную жидкостную линию гидравлического замка, работа которого основывается на взаимодействие потоков газовой и жидкой фаз, а также путем включения в состав устройства комбинированного счетчика жидкости и газа.

Техническая задача по устройству для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин, содержащему 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, решается согласно изобретению тем, что устройство включает 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.

Техническая сущность изобретения поясняется чертежом.

Устройство содержит цилиндрическую вертикальную емкость 1, входную 2 и выходную 3 жидкостные линии, выходная линия 3 выполнена в виде сифона, вертикально нисходящей ветвью 4 которого сообщена с гидравлическим замком 5, левым его входом 6. К правому входу 7 вертикально подключена газовая линия 8, на которой установлены датчики давления 9 и температуры 10. Выход 11 замка 5 сообщен со сборным коллектором 12 общей линией 13, на которой последовательно по направлению к сборному коллектору 12 установлены объемный счетчик 14 жидкости например вихревого типа, запорный клапан 15, выполненный самодействующим, для чего его исполнительный запорный орган подпружинен, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией постоянными магнитами его крайних положений. Также устройство содержит счетно-решающий блок 16, включающий электронные часы и микропроцессор. Блок 16 связан с датчиками 9,10 и счетчиком 14. Гидравлический замок 5 с левым 6 и правым 7 входами и выходом 11, выполненный в виде тройника, обеспечивает взаимодействие потоков жидкой и газовой фаз, в результате которого происходит поочередный пропуск через выход 11 потока газовой фазы или потока жидкой.

Устройство работает следующим образом: газожидкостная смесь из нефтяной скважины поступает по входной жидкостной линии 2 в емкость 1, где разделяется естественным образом на газовую и жидкую фазы, последняя накапливается в емкости 1 до уровня Н, а газовая - через газовую линию 8 через гидравлический замок 5 поступает в общую линию 13 и далее сбрасывается в сборный коллектор 12 через счетчик 14 и открытый запорный клапан 15.

Давление газовой фазы в емкости 1 падает до Р_мин и клапан 15 закрывается. Происходит накопление газовой фазы. Давление ее возрастает до Р_макс. Клапан 15 открывается. Таким образом поддерживается давление в диапазоне Р_мин-Р_макс, необходимое для вытеснения накопившейся в емкости 1 жидкой фазы.

Жидкая фаза переливается из выходной жидкостной лини 3 по нисходящей ветви 4 в гидравлический замок 5, запирает проход газовой фазы и поднимается по газовой линии 8 до уровня и через выход 11 по общей линии 13 сбрасывается в сборный коллектор 12 через открытый клапан 15. При прохождении жидкой фазой взамен газовой клапана 15, как дросселя, лимитирующего расход газовой или жидкой фаз через линии 2, 3, 8, 13, гидравлический замок 5 и счетчик 14, происходит скачок давления вверх, отмечаемый датчиком 9, поскольку резко возрастает гидравлическое сопротивление клапана 15 потоку жидкой фазы, заведомо большего по величине по сравнению с сопротивлением газовому потоку. Этим отмечается момент начала вытеснения из емкости 1 жидкой фазы. Счетчик 14 измеряет и учитывает расход жидкой фазы. При вытеснении уровень жидкой фазы в емкости 1 падает до отметки h, падает также уровень жидкой фазы в газовой линии 8 до отметки h. За счет сифонного эффекта выходной жидкостной линии 3 жидкая фаза из замка 5 и нисходящей ветви 4 вытесняется в емкость 1, а из общей линии 13 в сборный коллектор 12. Проход потоку газовой фазы взамен жидкой открывается и она сбрасывается в сборный коллектор 12 через открытый клапан 15. При этом происходит скачок давления вниз, отмечаемый датчиком 9 как момент окончания вытеснения из емкости 1 жидкой фазы. После этого начинается накопление в емкости 1 жидкой фазы. Уровни жидкой фазы по отметкам Н и h определяют постоянный объем V₀ измерения, создаваемый особой конфигурацией взаимного расположения линий: выходной жидкостной 3, газовой 8, общей 13 и гидравлического замка 5.

Время процесса вытеснения и время процесса накопления, как время между процессами вытеснения, измеряются блоком 16 по скачкам давления газовой фазы в газовой линии 8, отмечаемых датчиком давления 9.

Наряду с измерением и учетом текущего расхода жидкой и газовой фаз производится и измерение их дебитов. Происходит это следующим образом: счетно-решающим блоком 16 производится по скачкам давления газовой фазы, регистрируемым блоком 16 по показаниям датчика 9, измерение времени цикла накопления t_H жидкой фазы в объеме V₀ как интервал времени между двумя последовательными циклами вытеснения. Время цикла вытеснения t_в жидкой фазы определяется как интервал времени между скачками давления газовой фазы: вверх - начало цикла, вниз - конец.

Величину V₀ можно определить по формулам: V^c ₀=Q^с _д.ж*t_н, V_c=Q^с _д.ж*t_в+V^c ₀, где V^c - объем жидкой фазы за время t_н и t_в по показаниям счетчика 14; Q^с _д.ж=V_c/t_н+t_в - дебит жидкой фазы по показаниям счетчика 14; V^c ₀=Q^с _д.ж*t_н - объем V^c ₀ - по показаниям счетчика 14.

Наиболее точно величина V₀ определяется экспериментальным способом: слив жидкой фазы в мерную тару после клапана 15 и вычисление V^э ₀ и Q^э _д.ж - дебит жидкой фазы по данным измерения V_Э - объем жидкой фазы в мерной емкости и t_B и t_H. В итоге вычисляют блоком 16 по формулам:

V_э=Q^э _дж*t_B+V^э ₀=Q^э _д.ж*t_в+Q^э _д.ж*t_н, где Q^э _д.ж=V_Э/t_н+t_в - дебит жидкой фазы по данным эксперимента.

V^э ₀=V_э-Q^э _д.ж*t_в - постоянный объем измерения по данным эксперимента.

Также можно определить дебит газовой фазы по формулам:

Q^э _д.г.=V^Э ₀/t^в=Q^э _д.ж*t_н/t^в - дебит газовой фазы по данным эксперимента;

Q^с _д.г.=V^c ₀/t^в=Q^с _д.ж*t_н/t^в - дебит газовой фазы по показаниям счетчика 14.

С учетом показаний датчиков давления 9 и температуры 10 газовой фазы и уравнения состояния p·V=R·T, где R - газовая постоянная определяется экспериментально; p, V - давление и удельный объем газовой фазы; дебит газовой фазы приводится блоком 16 к нормальным условиям.

Таким образом по показаниям объемного счетчика жидкой фазы 14, датчиков давления 9 и температуры 10 блоком можно измерить дебит Q^с _д.ж, Q^э _д.ж жидкой фазы по показаниям счетчика 14 и по данным эксперимента, дебит Q^с _д.г, Q^э _д.г газовой фазы как по показаниям счетчика 14, так и по данным эксперимента и наладить учет добычи продукции нефтяной скважины.

Использование изобретения позволит создать устройство измерения дебитов жидкой и газовой нефтяных скважин простое по конструкции и составу установленных приборов и датчиков, надежное в работе.