RU123838U1 - Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин - Google Patents

Abstract

Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая измерительную систему с сепарационной емкостью, гидроциклоном и уровнемером, сообщенную с выходным коллектором газовым и жидкостным измерительными участками с массовыми расходомерами, систему определения разности давления между жидкостной и газовой средами сепарационной емкости, устройство для регулирования газового потока, отличающаяся тем, что устройство для регулирования газового потока выполнено в виде последовательно установленных на газовом измерительном участке магнитоуправляемого клапана и электроуправляемого крана, выполненных с возможностью измерения газовых составляющих малодебитных и высокодебитных скважин, а установка снабжена обратными клапанами, установленными на газовом и жидкостном измерительных участках, и выполнена с возможностью отключения магнитоуправляемого клапана.

Description

Полезная модель относится к технике нефти, газа и воды на промыслах.

Известна установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая измерительную систему с сепарационной емкостью, гидроциклоном и уровнемером, сообщенную с выходным коллектором газовым и жидкостным измерительными участками с массовыми расходомерами, систему определения разности давления между жидкостной и газовой средами сепарационной емкости, устройство для регулирования газового потока - смотри патент RU №72722 на полезную модель «Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин «Спутник - силовой массомер» (Спутник - СМ)», опубликовано 27.04.2008.

По своим признакам и достигаемому результату эта установка (устройство) наиболее близка к заявляемой и принята за прототип.

Известная установка оснащена сепарационной емкостью, выполненной со встроенным газовым сепаратором с наклонным барьерным лотком, поплавковым уровнемером, гидроциклоном на газовом участке (линии), автономной емкостью и насосом-дозатором для химреагентов влагомера.

Недостаток такой установки заключается в чрезмерной для промыслового применения сложности конструкции и значительных габаритах, соответствующих полнопрофильному модулю железнодорожного габарита типа «саркофаг».

Технический результат полезной модели состоит в упрощении конструкции и уменьшении габаритов при расширении технических возможностей установки.

Названный технический результат обеспечивается тем, что установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая измерительную систему с сепарационной емкостью, гидроциклоном и уровнемером, сообщенную с выходным коллектором газовым и жидкостным измерительными участками с массовыми расходомерами, систему определения разности давления между жидкостной и газовой средами сепарационной емкости и устройство для регулирования газового потока, согласно полезной модели, устройство для регулирования газового потока выполнено в виде последовательно установленных на газовом измерительном участке магнитоуправляемого клапана и электроуправляемого крана, выполненных с возможностью измерения газовых составляющих малодебитных и высокодебитных скважин, а установка снабжена обратными клапанами, установленными на газовом и жидкостном измерительных участках и выполнена с возможностью отключения магнитоуправляемого клапана.

Ниже, со ссылкой на прилагаемый чертеж, дается описание предлагаемой установки.

Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит измерительную систему 1 с сепарационной емкостью 2, гидроциклоном 3 и уровнемером 4, сообщенную с выходным коллектором 5 газовым 6 и жидкостным 7 измерительными участками с массовыми расходомерами 8 и 9 соответственно, систему 10 для определения разности давления между жидкостной и газовой средами сепарационной емкости 2 и устройство 11 для регулирования газового потока.

Устройство 11 для регулирования газового потока выполнено в виде последовательно установленных на газовом измерительном участке 6 магнитоуправляемого клапана 12, электроуправляемого расходомера 8 и электроуправляемого крана 13, выполненных с возможностью измерения газовых составляющих малодебитных и высокодебитных скважин, а установка снабжена обратными клапанами 14, 15, установленными на газовом и жидкостном измерительных участках 6, 7 соответственно и выполнена с возможностью отключения магнитоуправляемого клапана 12 и управления истечением газа с помощью электроуправляемого крана 13 (что обеспечило приемлемую точность замеров продукции нефтяных скважин в большем диапазоне параметров последних в условиях промыслов, т.е. давлений, обводненности, газосодержания и дебитов, при одновременном упрощении конструкции и уменьшении габаритов установки).

При этом на входе и выходе магнитоуправляемого клапана 12 установлены запорные краны 16 и 17 соответственно, а параллельно описанному газовому участку расположен обходной газовый участок 18 с запорным краном 19.

При работе установки с регулированием газового потока магнитоуправляемым клапаном 12 продукция от нефтяной скважины поступает в трубопровод 20 измерительной системы 1, по которому (при закрытом электроуправляемом кране 21 жидкостного измерительного участка 7 и открытых электроуправляемом кране 13 и запорных кранах 16 и 17 газового измерительного участка 6 и закрытом запорном кране 19 обходного газового участка 18) проходит через открытый запорный кран 22, фильтр 23, гидроциклон 3 и очищенная от механических примесей продукция скважины попадает в сепарационную емкость 2 с накоплением газа в верхней ее части, а жидкости - в нижней части.

После набора определенного уровня жидкости в сепарационной емкости 2 давление газа в магнитоуправляемом клапане 12 достигает верхнего порога его срабатывания, например 0,8-1,2 атм., он открывается и одновременно включается таймер (на фиг. не показан). Газ из сепарационной емкости 2 под избыточным давлением истекает по газовому измерительному участку 6 в выходной коллектор 5 с измерением температуры проходящего газа датчиком 24, давления - датчиком 25, расхода - расходомером 8.

В процессе истечения газа его давление уменьшается и при достижении нижнего порога срабатывания, например 0,2-0,4 атм. магнитоуправляемый клапан 12 закрывается, таймер останавливается, и снова начинается накопление газа и водонефтяной жидкости в сепарационной емкости 2.

При приближении давления газа в сепарационной емкости 2 к верхнему порогу 0,8-1,2 атм. управляющий контроллер (на фиг. не показан) дает команду на открытие электроуправляемого крана 21 с одновременным включением таймера и водонефтяная жидкость по жидкостному измерительному участку 7 истекает из сепарационной емкости 2 под давлением газа в ней в выходной коллектор 5 с измерением датчиком 26 - температуры, датчиком 27 - давления, массовым расходомером 9 - массы и плотности, объемным расходомером 28 - объема, а влагомером 29 - объемного содержания воды в проходящей водонефтяной жидкости.

При достижении жидкостью в сепарационной емкости 2 заданного нижнего уровня, определяемого системой 10 и уровнемером 4 (например, радарного типа) по команде контроллера электроуправляемый кран 21 закрывается, таймер выключается, и цикл газожидкостного замера повторяется и регистрируется запрограммированное число раз.

При регулировании газового потока с помощью электроуправляемого крана 13 открывается кран 19 обходной линии 18, закрываются краны 16, 17 и электроуправляемые краны 13 и 21.

Аналогично вышеописанному процессу происходит набор и накопление газа и жидкости в сепарационной емкости 2. После набора определенного уровня жидкости в сепарационной емкости 2 давление газа достигает установленной величины, определяемого датчиком давления 25, контроллер дает команду на открытие электроуправляемого крана 13. После выпуска газа с измерением его расхода и снижения давления до минимальной установленной величины кран 13 по команде контроллера закрывается и снова идет накопление продукции скважины в сепарационной емкости 2. При достижении в ней уровня жидкости и давления газа установленных величин, определяемых системой 10, уровнемером 4 и датчиком давления 25, контроллер дает команду на открытие электроуправляемого крана 21. Жидкость под давлением газа с замером массы, плотности и объема и содержания влаги, как описано выше, проходит жидкостную измерительную линию 7 и поступает в выходной коллектор 5. Затем процесс повторяется.

Выполнение газового и жидкостного измерительных участков 6, 7 с обратными клапанами 14, 15 исключает перетекание продукции скважины из выходного коллектора 5 в измерительную систему 1 при падении рабочего давления в последней и уменьшает вероятные утечки.

После окончания замеров подача продукции скважины по трубопроводу 20 прекращается, электроуправляемые краны 13, 21 закрываются, а движение продукции скважины переключается на выходной коллектор 5 по одной из известных схем (на фиг. не показано).

Жидкостная измерительная линия 7 со стороны сепарационной емкости 2 может быть оснащена запорным краном 30, постоянно открытым при описанных замерах продукции (что расширит ремонтопригодность установки).

Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин имеет по сравнению с прототипом более простую конструкцию и меньшие габариты при расширенных технических возможностях

Claims (1)

1. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащая измерительную систему с сепарационной емкостью, гидроциклоном и уровнемером, сообщенную с выходным коллектором газовым и жидкостным измерительными участками с массовыми расходомерами, систему определения разности давления между жидкостной и газовой средами сепарационной емкости, устройство для регулирования газового потока, отличающаяся тем, что устройство для регулирования газового потока выполнено в виде последовательно установленных на газовом измерительном участке магнитоуправляемого клапана и электроуправляемого крана, выполненных с возможностью измерения газовых составляющих малодебитных и высокодебитных скважин, а установка снабжена обратными клапанами, установленными на газовом и жидкостном измерительных участках, и выполнена с возможностью отключения магнитоуправляемого клапана.

   

Images