RU2100596C1 - Установка для измерения и исследования продукции скважин - Google Patents

Abstract

Применение: для определения фазного и компонентного состава и измерения дебита различных категорий нефтяных скважин. Сущность изобретения: установка для измерения и исследования продукции скважин содержит сепаратор-стабилизатор с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, с конусными газовым и жидкостным клапанами-регуляторами, с уровнем с поплавком, насаженным на ось, направляющую, клапаны-регуляторы, блок подготовки газожидкостной смеси, имеющий сепаратор первой ступени, емкость с деэмульгатором и сепаратор второй ступени, сообщенный на выходе через фильтр с тангенциальным входом сепаратора-стабилизатора. Установка также снабжена измерительным блоком для жидкости в виде емкости с датчиками уровня давления, температуры и с разделительным поршнем внутри, сообщенным через регулирующий клапан жидкостным трубопроводом с сепаратором-стабилизатором. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов.

Известна установка для непрерывного раздельного измерения воды, нефти и газа (Петров А.И. Дробах В.Т. Техника измерения давлений и расходов жидкости и газа. М. Гостоптехиздат, 1963, с. 163-168), включающая специальный газосепаратор, два дебитомера (емкости) для жидкости, устройство для замера расхода газа (дифманометр), регулирующую и переключающую аппаратуру с пневмоприводом.

Эта установка имела большие ограничения, а, именно, могла быть применима в условиях отделения воды от нефти путем отстоя в короткое время. В других условиях эта установка давала больше погрешности и в начале 60-х годов она была заменена установками системы "Спутник" (авт. св. СССР N 1558661, кл. E 21 B 47/10, Устройство для измерения дебита нефтяных скважин).

Установка системы "Спутник" включает вертикальный цилиндрический сепаратор с успокоительными решетками, образующими полость измерения, датчики уровня, давления, температуры, блок управления и переключения клапанов, работающий от энергии сепарированного газа.

Данные установки наиболее эффективны в средне-и высокодебитных скважинах, в скважинах же с малым дебитом (5 т/сут и менее), с высоковязкой продукцией, с высоким содержанием парафина, смол, солей в продукции и продукция которых содержит большое количество газа они неработоспособны.

В БашНИПИнефти была предпринята попытка в создании установки для малодебитных скважин, как приставки к 23У "Спутник", которая исключала бы вышеуказанные недостатки и расширила диапазон применения установок системы "Спутник" (Ахмадишин Р. З. Хазиев Н.Н. Установка "Призма" для комплексного исследования малодебитных скважин. Нефтяное хозяйство, 1991, N 5, с. 32-34).

Установка "Призма" содержит две измерительные емкости, работающие попеременно и связанные между собой двойной гидравлической связью и в которых размещены датчики уровня; узел переключения потока газожидкостной смеси ГЖС с гидроприводом, блок управления и счетчик импульсов.

Отличительной особенностью установки "Призма" является использование гидропривода блока управления для переключения измерительных емкостей.

Недостатком данной установки является применение такого же принципа, как и в "Спутнике" -освобождения измерительной емкости под воздействием давления выделившегося из нефти газа, что не дает возможности измерения обводненной продукции с малым газовым фактором.

На основании изложенного можно сказать, что на данный период нет такой "универсальной" установки, которая с повышенной точностью позволяла бы измерить дебит скважин в широком диапазоне (от мало- до высокодебитных ) и с различным фазовым и компонентным составами.

Предлагаемая установка позволяет осуществить поставленную цель. Это достигается тем, что установка имеет:
1. Блок подготовки газожидкостной смеси, который включает емкость с многоступенчатым сепаратором, фильтр.

2. Блок подготовки ГЖС снабжен емкостью с деэмульгатором, связанной, с одной стороны, с газовым трубопроводом, а с другой с второй ступенью сепаратора и фильтром, установленным между второй и третьей ступенями сепаратора.

3. Третья ступень сепаратора выполнена в виде сепаратора-стабилизатора, снабженного тангенциальным вводом и регулятором уровня с поплавком, насаженным на ось, одновременно служащую направлением конусных газового и жидкостного клапанов-регуляторов.

4. Измеритель расхода газа выполнен в виде спиралеобразно намотанных на корпус стабилизатора гибких трубок с датчиками давления на концах.

5. емкость измерительного блока для жидкости выполнена с разделительным поршнем и с возможностью изменения своего положения от вертикального до горизонтального.

На чертеже показана компоновка и технологическая схема установки.

Установка включает блок подготовки газожидкостной смеси (ГЖС) 1 с измерителем расхода газа, измерительный блок для жидкости II, связанные через систему трубопроводов и клапанов управления (не показан).

Блок подготовки ГЖС 1 состоит из многоступенчатого сепаратора, который включает: горизонтальный 1, наклонный 2 и вертикальный сепаратор-стабилизатор 3, емкость для деэмульгатора 4, фильтр 5. Вертикальный сепаратор-стабилизатор 3 оборудован тангенциальным вводом 6 и снабжен регулятором уровня с поплавком 7, который образует в нижней его части зону накопления жидкости 8. Поплавок 7 насажен на ось 9, одновременно служащую направлением конусных газового 10 и жидкостного 11 клапанов-регуляторов. В верхней части сепаратора-стабилизатора 3 установлены осушитель газа 12, обратный клапан 13, регулятор 14 давления.

Измеритель расхода газа выполнен в виде спиралеобразно намотанной на корпус сепаратора- стабилизатора 3 гибкой трубы 15 с установленными на концах датчиками давления: верхним 16 и нижним 17, а также включает датчик температуры 18 и саморегулирующие диафрагменные клапаны-регуляторы расхода 19.

Измерительный блок для жидкости II состоит из трубной вертикальной емкости 20, расположенной на упоре 21. Трубная емкость 20 выполнена с разделительным поршнем (или шаром) 22 и снабжена детекторами положения поршня 23,24, датчиками давлений 25, 26, регулятором давления 27 и датчиком температуры 28.

Блок подготовки ГЖС 1 и измерительный блок для жидкости II соединяются между собой и исследуемой скважиной с помощью системы трубопроводов и клапанов, которая включает соединительные трубопроводы 29, 30, газовый трубопровод 31, соединительные патрубки ввода в установку 32 и вывода 33, ввода в газовый трубопровод 34, 35, запорные устройства 36, 37, клапаны переключения 38, 39, диафрагменный клапан 40.

Расположенные в соединительных трубопроводах или патрубках клапаны, запорные устройства и клапан переключения связаны с блоком автоматического управления установкой, а некоторые могут быть оснащены и ручным приводом. Установка может быть выполнена как в стационарном, так и в передвижном варианте, например, в специальном блоке на автомобиле.

Устанавливаемая на объекте установка при помощи гибких шлангов подключается к выкидным линиям исследуемой нефтяной скважины.

Продукция скважины, представляющая собой газожидкостную смесь (ГЖС), через соединительный патрубок ввода 32 в установку поступает в блок подготовки ГЖС 1, в ее первую ступень (горизонтальный сепаратор 1), где происходит отделение свободно выделяющегося из нее газа и отвод его в газовый трубопровод 31. Далее ГЖС поступает во вторую ступень газосепаратора (наклонный сепаратор 2), где уже более интенсивно происходит отвод выделяющегося газа через патрубок 35 и частичное отделение воды, стекающей вниз. Оставшаяся часть ГЖС (эмульсии), выходя из второй ступени газосепаратора, перемешивается с деэмульгатором, поступающим из емкости 4, связанной патрубком 34 с газовым трубопроводом 31, в результате чего под действием давления газа происходит вытеснение деэмульгатора. Перемещенная с деэмульгатором ГЖС (эмульсия), проходя через фильтр 5, разрушается на газожидкостные глобулы, и поднимаясь по наклонной трубе, разделяется на водонефтяную и газонефтяную компоненты, которые далее поступают через тангенциальный ввод 6 в III ступень сепаратора-стабилизатора 3. В результате этого часть воды с нефтью стекает вниз, соединяясь с ранее выделившейся жидкостью, и образует зону накопления жидкости 8 сепаратора-стабилизатора 3, а газ поступает в среднюю его испарительно-стабилизационную часть, где и происходит фазовая стабилизация газа и жидкости при заданном давлении.

Накапливающийся в средней части стабилизатора 3 газ через газовый клапан-регулятор 10 перепускается в верхнюю его часть, куда по трубопроводу 31 подается и газ, ранее выделившийся 1 и II ступенях сепаратора, и пройдя через осушитель 12, поступает в измеритель расхода, т.е. проходит с заданной скоростью по спиралеобразно намотанной на корпус стабилизатора 3 трубе 15 с фиксацией давления на ее концах датчиками давления 16 и 17, по данным которых и определяется расход газа. Далее газ по трубопроводу 31 через диафрагменные клапаны 19 и 40 поступает в выкидной нефтепровод большего диаметра, что позволяет разрядить давление в газовом трубопроводе на заданную величину.

Жидкость, находящаяся в зоне накопления 8 стабилизатора 3, через клапан-регулятор 11 по трубопроводу 29 и переключающий клапан 38 поступает в измерительную емкость 20, заполняя ее и перемещая разделительный поршень 22 до определенного положения, которое фиксируется детекторами 23, 24. Детекторы подают сигнал на снятие показаний датчиков давлений 25, 26, уровня 23, 24, температуры 28 и дается сигнал на переключение клапанов 38 и 39.

На этом цикл измерения заканчивается. Как видно из описания работы установки, она обеспечивает более полное отделение газа из ГЖС, а следовательно и более точный замер дебита как газа, так и жидкости (нефти и воды).

Нужно отметить, что такой цикл измерения характерен для мало-, средне- и высокодебитных скважин с достаточно высоким содержанием газового фактора. В случае же, когда скважина малодебитная (3 т/сут и менее), сильно обводненная с небольшим или полным отсутствием газового фактора, то цикл измерения изменяется и замер дебита скважины производится сразу непосредственно в измерительном блоке для жидкости II, а именно, ГЖС, поступающая из скважины по патрубку 32, трубопроводу 30 через открытие запорные устройства 36 и 37 и переключающий клапан 38, поступает в измерительную емкость 20, заполняя и перемещая разделительный поршень 22. Последующие измерения аналогичны описанному выше.

Для измерения дебита продукции скважин с одинаковой точностью в измерительной емкости 20 можно посредством упора 21 изменить угол ее наклона (от вертикального до горизонтального), изменяют величину давления гидростатического столба жидкости. Такое выполнение измерительной емкости позволяет также непосредственно на скважине произвести экспресс-исследования по определению фазного и компонентного составов продукции на различных режимах работы скважины.

На основании изложенного можно сказать, что предлагаемая установка является простой по конструкции, удобной в эксплуатации и универсальной, так как позволяет с повышенной точностью измерять дебит скважин с различным фазовым и компонентным составом в широком диапазоне (от мало- до высокодебитных). Она необходима нефтяникам, так как в настоящее время такие "универсальные" установки отсутствуют.

Claims (2)

1. Установка для измерения и исследования продукции скважин, включающая сепаратор-стабилизатор с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, с датчиками давления, уровня и температуры, систему газовых и жидкостных трубопроводов, клапан-регулятор, блок управления и переключения, отличающаяся тем, что она снабжена блоком подготовки газожидкостной смеси, имеющим сепаратор первой ступени, емкость с деэмульгатором, связанную с одной стороны с газовым трубопроводом, а с другой с сепаратором второй ступени, сообщенным на входе с жидкостным трубопроводом сепаратора первой ступени, а на выходе через фильтр с тангенциальным входом сепаратора-стабилизатора, и снабжена измерительным блоком для жидкости в виде емкости с датчиками уровня, давления и температуры и с разделительным поршнем внутри, установленной с возможностью изменения своего положения от вертикального до горизонтального и сообщенной через регулирующий клапан жидкостным трубопроводом с сепаратором-стабилизатором, при этом последний снабжен регулятором уровня с поплавком, насаженным на ось, одновременно служащую для направления конусных газового и жидкостного клапанов-регуляторов.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена измерителем расхода газа в виде спиралеобразно намотанных на корпус сепаратора-стабилизатора гибких трубок с датчиками давления на концах.