RU117971U1 - Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин - Google Patents

Abstract

1. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепарационную емкость с, по меньшей мере, одним гидроциклоном, одним каплеуловителем и одним пеногасителем, отличающаяся тем, что пеногаситель выполнен в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости и закрепленных в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки. ! 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля. ! 3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что каплеуловитель сепарационной емкости выполнен струнным.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием.

Известна установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепарационную емкость, входное устройство, выполненное в виде группового гидроциклона и выносной каплеуловитель [RU Патент №57821 на полезную модель «Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин» E21B 47/10. Опубликовано 27.10.2006 бюл. №30]

Недостатками данной установки является недостаточная достоверность измерений из-за недостаточного качества разделения продукции нефтяных скважин на газовую и жидкую фазы и больших смежных зон между фазами в сепарационной емкости после разделения.

Наиболее близкое техническое решение - установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, содержащая сепарационную емкость с гидроциклоном, каплеуловителем и пеногасителем, где скважинная жидкость разделяется в гидроциклоне и отстойной части сепарационной емкости [RU Патент №2307930 на изобретение «Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде» E21B 47/10. Опубликовано 10.10.2007 бюл. №28].

В известной установке сепарационное устройство, хотя и значительно повышает степень разделения нефтеводогазовой смеси на фазы, вместе с тем не исключает попадание остаточного газа в измерительную линию жидкости вследствие выполнения перегородки отстойной части сепарационной емкости в виде набора трубочек.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение достоверности измерений количества отсепарированной жидкости и попутного нефтяного газа за счет повышения интенсивности выделения газа из скважинной жидкости в сепарационной емкости.

Технический результат достигается тем, что в установке для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащей сепарационную емкость с, по меньшей мере, одним гидроциклоном, одним каплеуловителем и одним пеногасителем, пеногаситель выполнен в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости и закрепленных в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки, при этом массообменные насадки пеногасителя могут быть выполнены в виде колец Палля, а каплеуловитель сепарационной емкости может быть выполнен струнным.

Выполнение пеногасителя в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости в сепарационной емкости, позволяет значительно увеличить площадь поверхности массоотдачи, что способствует улучшению выделения газа из жидкости.

Наличие вертикальной перегородки позволяет, во-первых, закрепить пакет массообменных насадок в корпусе сепаратора и ориентировать их по потоку нефтеводогазовой смеси, а, во-вторых, обеспечивает прохождение всей разделяемой смеси через массообменные насадки, что также способствует повышению степени разделения смеси на газовую и жидкостную составляющие.

Выполнение массообменных насадок пеногасителя сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.

Выполнение каплеуловителя сепарационной емкости струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.

Полезная модель поясняется чертежом, где на фиг. изображена принципиальная пневмогидравлическая схема установки.

Установка содержит входной трубопровод 1, сепарационную емкость 2 с входным устройством 3, выполненным в виде групповых гидроциклонов, каплеуловителем 4 и пеногасителем 5, выполненным в виде пакета массообменных насадок, например, колец Палля, расположенных по направлению движения разделяемой смеси. Пеногаситель 5 установлен в сепарационной емкости 2 посредством вертикальной перегородки 6, размещенной в корпусе. Установка также содержит манометр 7, датчик избыточного давления 8 и датчик уровня 9 сепарационной емкости 2.

Установка имеет измерительную линию по газу 12 с размещенными на ней предохранительным клапаном 10, расходомером 14, датчиком разности давлений 13, регулирующим клапаном 15, датчиком избыточного давления 16 и датчиком температуры 17. На измерительной линии по жидкости 18 размещены влагомер 19, датчик температуры 20, ручной пробоотборник 21, расходомер 22, регулирующий клапан 23, датчик избыточного давления 24, манометр 25 и выход в коллектор 26.

Дренаж из сепарационной емкости 2 осуществляется по трубопроводу 11.

Измерительная установка управляется контроллером (на чертеже не показан).

Установка работает следующим образом.

Скважинная жидкость поступает по входному трубопроводу 1 в гидроциклоны 3 емкости сепарационной 2, где происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Затем отделенная сырая нефть попадает 4 в сепарационную емкость 2, где расположен пеногаситель 5, установленный по направлению движения жидкости, а газ направляется через струнные каплеуловители в линию газа. Массообменные насадки пеногасителя 5 обладают большой удельной поверхностью контакта фаз и обеспечивают таким образом большую пропускную способность, снижение гидравлического сопротивления и интенсификацию процесса разделения газожидкостной смеси.

Выделившийся газ при открытом регулирующем клапане 15 и закрытом регулирующем клапане 23 направляется в измерительную линию 12 и через расходомер 14 газа поступает в коллектор 26, жидкость накапливается в нижней части сепарационной емкости 2. Датчик перепада давления 13 управляет работой регулирующего клапана 15, поддерживая перепад давления между сепарационной емкостью 2 и коллектором 26.

Жидкость из сепарационной емкости направляется в измерительную линию 18. По показаниям датчика уровня 9 контроллер управляет клапаном регулирующим 23 и обеспечивает периодический слив накопившейся жидкости через расходомер 22 жидкости. Измеренная жидкость направляется в коллектор 26.

Предлагаемая установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин позволяет повысить точность определения широкого диапазона дебитов скважин по жидкости, нефти, воде и газу, в том числе таких, где присутствует нефть с повышенным газосодержанием.

Claims (3)

1. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая сепарационную емкость с, по меньшей мере, одним гидроциклоном, одним каплеуловителем и одним пеногасителем, отличающаяся тем, что пеногаситель выполнен в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости и закрепленных в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля.

3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что каплеуловитель сепарационной емкости выполнен струнным.