Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент на РФ №2199662, Е21В 47/10, 22.07.2003), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан с подпружиненным штоком дискретного действия с магнитной фиксацией, 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 подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую: затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных способа и устройства являются:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной подготовке перед подачей в товарный парк;

- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;

- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (авт. свид. СССР №1553661, Е21В 47/10, 30.03.1990), 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 газовую 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 способствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- отсутствует непосредственный замер 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;

- отсутствуют средства 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 естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.

Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ №2406823, Е21В 47/10, 20.12.2010), 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, содержания 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 их 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.

Известны способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2541991, Е21В 47/10, 18.02.2014). При этом способе из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. 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. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Недостатками аналога являются:

- отсутствие четкого разделения жидкой и газовой фазы измерения, так как существует возможность прохождения через газовый счетчик газожидкостной смеси;

- наличие погрешности в широком диапазоне измерения расхода жидкой и газовой фаз продукции при наличии разных расходомеров для жидкости и газа.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство его осуществления (варианты) (патент РФ №2351757, Е21В 47/10, 05.09.2007). Устройство состоит из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан - жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное -гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты, отбор поочередно порций каждого компонента, затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей. По данным замеров производят определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи.

Недостатками аналога являются:

- применение расходомеров жидкости и газа разного типа, что расширяет диапазон погрешности измерений;

в процессе измерения расхода газа существует возможность прохождения и учета расходомером по газу капельной газожидкостной смеси;

- отсутствие калибровки показаний расходомеров по газу и жидкости между собой по погрешности их показаний в режиме их постоянной работы.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2610745, Е21В 47/10, 15.02.2017).

Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.

Недостатками ближайшего аналога являются:

- использование двух измерительных линий для жидкости и для газа;

- наличие большого количества средств измерений, обусловленное применением двух измерительных линий, и как следствие, значительные эксплуатационные затраты;

- использование большого количества средств измерения обуславливает пониженную точность результатов измерения.

Задачей изобретения является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем газосепаратор с поплавком, связанным с газовой заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, связанные с контроллером расходомер, регулятор расхода, установленные на линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях «открыто» или «закрыто», при этом на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка, согласно изобретению, жидкостная линия соединена через газовую линию с общей линией после газовой заслонки перед расходомером, при этом на жидкостной линии смонтирована жидкостная заслонка, с рычажно-пружинным механизмом, соединенная с поплавком газосепаратора с возможностью фиксации жидкостной заслонки во взаимосвязанных положениях с газовой заслонкой «открыто» или «закрыто», при чем на жидкостной линии установлен плотномер, измеряющий в совокупности с расходомером массу проходящей жидкости, при этом жидкостная заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.

Суть изобретения поясняется чертежами. На фиг. 1 изображена схема устройства с открытой газовой заслонкой и закрытой жидкостной заслонкой. На фиг. 2 изображена схема устройства с закрытой газовой заслонкой и открытой жидкостной заслонкой.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «устройство») содержит газосепаратор 1 с поплавком 2, связанным с газовой заслонкой 3 на газовой линии 4, сообщающей газосепаратор 1 с общей линией 5, связанные с контроллером 6 расходомер 7, регулятор расхода 8, установленные на газовой линии 4, сообщающей газосепаратор 1 с общей линией 5, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях «открыто» или «закрыто», при этом на газовой линии 4 установлены датчики давления 9 и температуры 10, связанные с контроллером 6, причем газовая заслонка 3 на газовой линии 4 и поплавок 2 газосепаратора 1 связаны рычажно-пружинным механизмом 11 с возможностью фиксации положения газовой заслонки 3 «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка 3 снабжена соединенными с контроллером 6 датчиками положения «открыто» 12 или «закрыто» 13 фиксированного объема газосепаратора 1 жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.

Жидкостная линия 14 соединена через газовую линию 4 с общей линией 5 после газовой заслонки 3 перед расходомером 7, при этом на жидкостной линии 14 смонтирована жидкостная заслонка 15, с рычажно-пружинным механизмом 16, соединенная с поплавком 2 газосепаратора 1 с возможностью фиксации жидкостной заслонки 15 во взаимосвязанных положениях с газовой заслонкой 3 «открыто» или «закрыто», при чем на жидкостной линии 14 установлен плотномер 17, измеряющий в совокупности с расходомером 7 массу проходящей жидкости, при этом жидкостная заслонка 15 снабжена соединенными с контроллером 6 датчиками положения «открыто» 18 или «закрыто» 19 фиксированного объема газосепаратора 1 жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка 2.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости, и газ из газосепаратора 1 по мере его поступления через открытую газовую заслонку 3, газовую линию 4, расходомер 7, датчики давления 9 и температуры 10, регулятор расхода 8 попадают в общую линию 5, при этом жидкостная заслонка 15 на жидкостной линии 14 под воздействием рычажно-пружинного механизма 16 от поплавка 2 находится в закрытом положении. При открытой газовой заслонке 3 и закрытой жидкостной заслонке 15 расходомер 7 измеряет расход газа.

По мере накопления жидкости в газосепараторе 1 и достижением поплавка 2 максимального уровня жидкости Н под воздействием рычажно-пружинных механизмов 11 и 16 происходит переключение газовой 3 и жидкостной 15 заслонок, причем газовая заслонка 3 занимает положение «закрыто», а жидкостная заслонка занимает положение «открыто». В процессе поступления продукции нефтяной скважины в устройство между газосепаратором 1 и общей линией 5 создается перепад давления. При этом с достижением перепада давления между газосепаратором 1 и общей линией 5 величины открытия регулятора расхода 8, который открывается и начинается движение жидкости из газосепаратора 1 по жидкостной линии 14 через расходомер 7, регулятор расхода 8 в общую линию 5 по газовой линии 4. При открытой жидкостной заслонке 3 и закрытой газовой заслонке 15 расходомер 7 измеряет расход жидкости. Контроллер 6 определяет измерение расходомером 7 объема жидкости или газа по открытым положениям заслонок жидкости 15 или газа 3. С опорожнением газосепаратора 1 от жидкости и достижением жидкостью минимального уровня h, поплавок 2 через рычажно-пружинные механизмы 11 и 16 производят переключение газовой и жидкостной заслонок 3 и 15. Открывается газовая заслонка 3, закрывается жидкостная заслонка 15.

Газосепаратор 1 заполняется жидкостью с вытеснением газа с последующим опорожнением газосепаратора 1 от жидкости газом, синхронным переключением заслонок 3 и 15, последовательным измерением массы или объема каждого из компонентов (жидкости или газа). Далее работа устройства повторяется.

Использование изобретения позволяет повысить точность и количество измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин и создать надежное устройство с выбором оптимального способа измерения с подбором оптимального состава средств измерения.

Заявляемое изобретение обеспечивает повышение точности измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции, а также повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.