RU159473U1 - Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени - Google Patents

Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени Download PDF

Info

Publication number
RU159473U1
RU159473U1 RU2015142141/28U RU2015142141U RU159473U1 RU 159473 U1 RU159473 U1 RU 159473U1 RU 2015142141/28 U RU2015142141/28 U RU 2015142141/28U RU 2015142141 U RU2015142141 U RU 2015142141U RU 159473 U1 RU159473 U1 RU 159473U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
collector
liquid
installation
manifold
Prior art date
Application number
RU2015142141/28U
Other languages
English (en)
Inventor
Олег Борисович Калинин
Магомед Гаджиевич Гаджиев
Аркадий Николаевич Королев
Алексей Владимирович Кулешов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "НТС-Лидер"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "НТС-Лидер" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "НТС-Лидер"
Priority to RU2015142141/28U priority Critical patent/RU159473U1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU159473U1 publication Critical patent/RU159473U1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа, отличающаяся тем, что сборный коллектор газа размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой со сборным коллектором жидкости.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей отрасли.
Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие сепаратор, сборные коллекторы жидкости и газа и коммуникационные трубопроводы (RU 2307930 C1, RU 2365750 C1, RU 2386029 C1). Основным недостатком указанных известных установок является невозможность тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени.
Известны установки для тестирования нефтяных скважин, включающие один вертикальный цилиндрический гидроциклонный сепаратор, сборные коллекторы жидкости и газа и коммуникационные трубопроводы (US 7013715 B2, RU 133196 U1). Указанные известные установки позволяют проводить тестирование нефтяных скважин в режиме реального времени. Для возможности тестирования нефтяных скважин с различным дебитом в установку включают сепаратор большой производительности, что снижает точность измерения на малодебитных скважинах, либо создают несколько установок разной производительности для использования каждой из установок только на скважинах, имеющих соответствующий дебит.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является известная установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа (http://www.xjch.cn/ew_Product_1.html - прототип).
Установка-прототип включает вместо одного сепаратора большой производительности батарею сепараторов меньшей производительности. Их параллельное подключение друг к другу с возможностью включения и выключения одного или нескольких из работы позволяет охватить широкий диапазон дебита скважин без потери качества сепарации и, как следствие, уменьшить погрешности в измерениях. Однако установка-прототип имеет недостаточную точность в связи с тем, что из сепараторов в сборный коллектор газа попадает некоторое количество жидкости, увлеченной газовым потоком. Содержание в газе более 5% жидкости недопустимо для работы газовых расходомеров, а содержание даже небольшого количества жидкости снижает точность измерения. Выбор дорогостоящих газовых расходомеров, работа которых не зависит от наличия в газовом потоке жидкости, повышает точность замера расхода газа, но при этом жидкость, увлекаемая с газовым потоком никак не учитывается, что снижает точность работы всей установки в целом.
Технической задачей является создание установки для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, лишенной указанных недостатков.
Техническим результатом предлагаемой полезной модели является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.
Указанный технический результат достигается тем, что в установке для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающей батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа, сборный коллектор газа размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой со сборным коллектором жидкости.
На фиг. представлено схематическое изображение предлагаемой установки для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени. Установка включает батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов 1, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости 2, а сверху - через газоотводящие трубы 3 к сборному коллектору газа 4. Сборный коллектор газа 4 размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой 5 со сборным коллектором жидкости 3. Установка также включает коммуникационные трубопроводы жидкости 6 и газа 7, кориолисовый расходомер жидкости 8, влагомер сырой нефти 9, расходомеры газа 10 и 11, трехходовой клапан 12 и байпасный трубопровод 13.
Работа установки состоит в следующем.
Газожидкостная смесь по касательной поступает в батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов 1, где происходит разделение смеси на две фазы - жидкость и газ. Жидкость поступает в сборный коллектор жидкости 2, а газ через газоотводящие трубы 3 в сборный коллектор газа 4. Сборный коллектор газа 4 выполнен наклонным для того, чтобы унесенные газом капли жидкости стекали по его стенке в вертикальную трубу 5 и далее в сборный коллектор жидкости 2. После разделения смеси на фазы жидкость по трубопроводу 6 поступает во влагомер сырой нефти 9 и кориолисовый расходомер жидкости 8. Газ по трубопроводу 7 поступает в расходомеры газа 10 и 11. Для качественной сепарации газа от жидкости в циклонном сепараторе поддерживается уровень жидкости в диапазоне 1,4-1,6 метра. Это обеспечивается за счет работы трехходового клапана 12, который прикрывает в зависимости от величины уровня либо жидкостную, либо газовую линию. Для нештатных ситуаций и ремонтных работ предусмотрен байпасный трубопровод 13.
Наклонное размещение сборного коллектора газа 4, соединенное в нижнем конце вертикальной трубой 5 со сборным коллектором жидкости 2 позволяет сборному коллектору газа 4 выполнять роль каплеуловителя. Причем вся выделившаяся из газового потока жидкость благодаря наклону сборного коллектора газа 4 стекает к вертикальной трубе 5, а далее по ней попадает в сборный коллектор жидкости 2 и учитывается без потерь, что существенно повышает точность измерения дебита скважины. Технический результат достигается при любом угле наклона сборного коллектора газа 4, поскольку даже минимальный наклон обеспечивает стекание жидкости в нижнюю часть сборного коллектора газа 4 и затем по вертикальной трубе 5 - в сборный коллектор жидкости 2. Выполнение угла наклона большим не влияет на технический результат, однако соответственно увеличивает габариты установки, что вызывает дополнительные трудности с ее транспортировкой. Для мобильных установок угол наклона предпочтительно выполнять равным 2-6°. Соединение верхнего конца сборного коллектора газа 4 с коммуникационным трубопроводом газа 7 может быть выполнено несоосно со смещением оси присоединяемого участка коммуникационного трубопровода газа 7 вверх, что позволяет дополнительно избавиться от частиц жидкости, увлеченных газовым потоком и исключить их попадание в коммуникационный трубопровод газа 7. Верхний конец сборного коллектора газа 4 может быть снабжен сетчатым каплеуловителем, что также позволяет дополнительно избавиться от частиц жидкости, увлеченных газовым потоком, исключить их попадание в коммуникационный трубопровод газа 7. Подключение сепараторов 1 к сборному коллектору газа 4 через газоотводящие трубы 3 может быть выполнено с выступающими газоотводящими трубами 3 внутрь сборного коллектора газа 4. В этом случае верхняя часть внутренней поверхности сборного коллектора газа 4 выполняет роль каплеотбойника, что позволяет частицам жидкости выделяться из газового потока и стекать по стенке сборного газового коллектора газа 4.
Установки, включающие батарею сепараторов, позволяют проводить измерения состава нефтегазовой смеси на скважинах с широким диапазоном дебитов. В таких установках имеется возможность использовать сепараторы, имеющие диаметр менее 150 мм, которые, согласно действующим в Российской Федерации Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96), не относятся к сосудам, работающим под давлением, что позволяет отказаться от соответствующих мероприятий по техническому надзору.
В результате проведенных испытаний установлено, что погрешность измерения массового расхода жидкости (сырой нефти) с использованием установки, отличающейся от установки-прототипа тем, что сборный коллектор газа размещен наклонно и соединен своим нижним концом со сборным коллектором жидкости вертикальной трубой, составляет от 1 до 1,5%. Погрешность измерения объемного расхода нефтяного газа с использованием такой установки также составила от 1 до 1,5%. При этом величины соответствующих погрешностей измерений, осуществляемых с использованием установки-прототипа, превышают вышеуказанные показатели предлагаемой установки: соответствующие погрешности измерения по жидкости и газу составляют от 2 до 5%.

Claims (1)

  1. Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени, включающая батарею вертикальных цилиндрических гидроциклонных сепараторов, параллельно подключенных снизу к сборному коллектору жидкости, а сверху - через газоотводящие трубы к сборному коллектору газа, и коммуникационные трубопроводы жидкости и газа, отличающаяся тем, что сборный коллектор газа размещен наклонно, причем его нижний конец соединен вертикальной трубой со сборным коллектором жидкости.
    Figure 00000001
RU2015142141/28U 2015-10-05 2015-10-05 Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени RU159473U1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142141/28U RU159473U1 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142141/28U RU159473U1 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU159473U1 true RU159473U1 (ru) 2016-02-10

Family

ID=55313960

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015142141/28U RU159473U1 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU159473U1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU191412U1 (ru) * 2019-05-24 2019-08-05 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU191412U1 (ru) * 2019-05-24 2019-08-05 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Устройство для измерения содержания газа и жидкости в газожидкостном потоке трубопровода

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP4944882B2 (ja) 多成分流内の1つの成分の密度を測定するための方法及び装置
CN105178936B (zh) 利用气液分离实现油井单井原油含水在线测量方法及装置
CN202381066U (zh) 一种气液分离计量装置
CN201503284U (zh) 大口径油气水三相流量测量装置
CA2786826C (en) Metering and separating device for natural gas
RU159473U1 (ru) Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени
CN208140194U (zh) 容积式油-气-水三相流分相流量在线测量装置
CN201795999U (zh) 一种蒸汽干度测量仪
US9835525B2 (en) Multiphase sample container and method
CN206513362U (zh) 撬装式单井计量装置
US9453747B2 (en) Metering and separating device for natural gas
CN204344103U (zh) 一种油井产气量自动计量装置
CN107991152B (zh) 一种用于含水率静态测量仪的油气分离装置
CN203742578U (zh) 油气水三相高旋流分测装置
CN103184861A (zh) 原油含砂分析装置
CN105626034A (zh) 油井产气量自动计量装置
RU164465U1 (ru) Установка для тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени
CN216247116U (zh) 一种集输立管两相流型在线分析实验系统
CN109141563A (zh) 基于管内相分隔的z型天然气湿气实时测量装置和方法
RU117971U1 (ru) Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин
CN109141561B (zh) 基于管内相分隔技术的天然气湿气实时测量装置和方法
CN203321497U (zh) 一种油田单井油气计量装置
CN203214035U (zh) 原油含砂分析装置
CN204439410U (zh) 差压密度计的取样装置
CN207245698U (zh) 一种多级分离式单井计量装置

Legal Events

Date Code Title Description
MM9K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20181006

NF9K Utility model reinstated

Effective date: 20191007

PD9K Change of name of utility model owner