RU2565286C1

RU2565286C1 - Способ измерения показателей качества скважинного флюида

Info

Publication number: RU2565286C1
Application number: RU2014119993/13A
Authority: RU
Inventors: Евгений Леонидович Левченко; Григорий Антонович Павленко; Андрей Геннадьевич Харитонов; Юрий Борисович Любимов; Михаил Семенович Березин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и Газовые Измерительные Технологии"
Priority date: 2014-05-19
Filing date: 2014-05-19
Publication date: 2015-10-20

Abstract

Изобретение относится к области технического обустройства нефтедобычи, в частности к обеспечению поточных измерений количества и показателей качества скважинного флюида. Способ измерения показателя качества скважинного флюида включает дегазацию потока флюида и измерение по меньшей мере одного показателя качества дегазированной жидкости, выходящей из сепаратора. При этом измерение по меньшей мере одного показателя качества дегазированной жидкости производят на части выходящей из сепаратора дегазированной жидкости, которую перепускают по возвратному контуру на вход сепаратора с обеспечением постоянства расхода возвратного потока дегазированной жидкости. Кроме того, осуществляют гомогенизацию дегазированной жидкости перед измерением по меньшей мере одного показателя качества. Изобретение позволяет повысить точность измерения показателей качества скважинного флюида за счет обеспечения постоянного расхода возвратного потока дегазированной жидкости через средства измерения с помощью насоса. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к области технического обустройства нефтедобычи, конкретнее - к обеспечению поточных измерений количества и показателей качества скважинного флюида.

Известен способ определения плотности компонента двухкомпонентной смесевой дегазированной жидкости, в частности скважинного флюида, в соответствии с которым из предварительно дегазированного в сепараторе потока жидкости (преимущественно - нефть и вода) отделяют малый (контрольный) поток, преимущественно состоящий из более тяжелого компонента (воды), и измеряют в нем показатели плотности и расхода воды; при этом в основном потоке определяют расход и плотность смеси (нефть+вода). Расход и плотность жидкостей измеряют с помощью кориолисовых или иных расходомеров. Далее плотность более легкого компонента (нефти) и относительное содержание компонентов в общем потоке определяют путем расчета (см. US 7681444 B2, 23.03.2010).

Известный способ не обеспечивает достаточной достоверности и точности измерений, поскольку:

- в измерительных линиях, размещаемых за выходом из сепаратора, в силу случайного характера поступления флюида в сепаратор, невозможно (без специальных регулирующих устройств) обеспечить постоянство скорости и давления жидкостей, что оказывает существенное влияние на стабильность результатов измерений показателей качества;

- невозможно обеспечить чистоту и стабильность отбора из трубопровода смеси жидкостей более тяжелого компонента (воды) в контрольную линию; следовательно, измерение одного из базовых показателей не может быть признано вполне достоверным.

Задачей изобретения является обеспечение достоверных и удовлетворяющих требованиям к точности измерений показателей качества скважинного флюида.

Задача изобретения решается способом измерения показателя качества скважинного флюида, включающим дегазацию потока флюида и измерение, по меньшей мере, одного показателя качества дегазированной жидкости, выходящей из сепаратора, в котором согласно изобретению измерение, по меньшей мере, одного показателя качества дегазированной жидкости производят на части выходящей из сепаратора дегазированной жидкости, которую перепускают по возвратному контуру на вход сепаратора с обеспечением постоянства расхода возвратного потока дегазированной жидкости.

Кроме того, решению задачи способствует гомогенизация возвратного потока дегазированной жидкости перед измерением, по меньшей мере, одного показателя качества.

При этом целесообразно возвратный поток дегазированной жидкости после проведения измерения разделять на несколько струй, которые вводят на вход сепаратора в нескольких точках его верхней части тангенциально его оболочке с образованием нескольких спиральных нисходящих потоков жидкости на внутренней стенке сепаратора.

Техническим результатом, достигаемым предложенным способом, является повышение точности измерений показателей качества скважинного флюида за счет обеспечения постоянного расхода дегазированной жидкости через средства измерения.

Способ измерения показателей качества скважинного флюида осуществляется следующим образом. Дегазированный в сепараторе поток жидкости (преимущественно - нефть и вода) гомогенизируют в диспергаторе и, отобрав из него меньшую часть, с помощью насоса, обеспечивающего постоянство расхода и дополнительное перемешивание компонентов, направляют его по возвратному контуру на вход сепаратора. В возвратный контур включены средства поточных измерений показателей качества скважинного флюида (в частном случае - содержания воды и/или плотности жидкости). В перепускаемом по возвратному контуру потоке, благодаря наличию отдельного насоса, обеспечено постоянство расхода, необходимое для проведения измерений показателей качества с приемлемыми погрешностями измерений. Основной поток дегазированной жидкости после гомогенизации направляют через расходомер в камеру смешения и далее - в технологический трубопровод.

Настоящее изобретение дает возможность построения процесса измерений показателей качества дегазированной водонефтяной смеси на базе схемы организации потоков, известной, например, из патента RU 90350 U, в которой с целью создания в цилиндре сепаратора тангенциального потока, организующего движение поступающей газожидкостной смеси, в верхнюю часть цилиндра сепаратора вводится с помощью насоса возвратный поток жидкости, отбираемой с выхода сепаратора

Как вариант реализации настоящего изобретения возвратный поток дегазированной жидкости после проведения измерения разделяют на несколько струй, которые вводят на вход сепаратора в нескольких точках его верхней части тангенциально его оболочке с образованием нескольких спиральных нисходящих потоков жидкости на внутренней стенке сепаратора.

Измерение показателей качества дегазированной смеси именно в возвратном контуре - после гомогенизации потока и при стабильном расходе - позволяет определять эти показатели с большей достоверностью и контролировать соответствие этих показателей нормативным требованиям и приоритетам добывающей организации, независимо от режима сдачи скважинного флюида в технологический трубопровод. При применении более чем одного средства измерений, например, плотномер и влагомер (для большей достоверности и полноты данных), возможно их подключение параллельно друг другу или последовательно, в зависимости от конкретных требований к проведению измерений.

Способ может быть реализован с помощью схемы, показанной на фиг. 1. На фиг. 2 показан вид сепаратора сверху с расположением штуцеров входа в сепаратор возвратного потока.

Скважинный флюид направляют в газожидкостный сепаратор 1. В процессе сепарации флюида из верхней части сепаратора 1 удаляют отсепарированный газ по трубопроводу 2. Дегазированную жидкость (смесь нефти и воды, преимущественно) выводят из нижней части сепаратора 1 по трубопроводу 3 и гомогенизируют в диспергаторе 4. Возвратный контур в данной схеме реализован в виде присоединенного к трубопроводу 3 трубопровода 5, на входном участке которого имеется насос 6. В рассматриваемом варианте схемы измерений единственным средством измерения показателей качества нефтесодержащей жидкости, выходящей из сепаратора 1, является плотномер 7, по показаниям которого определяют, в частности, массовую долю воды в смеси. В качестве средств измерения показателей качества могут использоваться также датчики температуры и давления, влагомер, датчики содержания серы или солей - в зависимости от конкретных задач измерений.

Кран 8 открывает выход дегазированной жидкости из данной схемы для измерения ее расхода и количества перед использованием в дальнейшем технологическом процессе.

Уровень жидкости и давление рабочих сред в сепараторе контролируют с помощью средств измерений уровня 9 и давления 10.

Для ускорения процесса газоотделения жидкость, повторно поступающая в сепаратор 1 по возвратной линии 5, может быть разделена на несколько потоков, каждый из которых в емкости сепаратора 1 образует отдельную спирально ниспадающую пристенную струю. На фиг. 1 схематично показан ввод возвратных потоков в сепаратор 1 в двух точках. Соответствующий вариант конструктивного исполнения узла распределения возвратных потоков жидкости на входе в емкость сепаратора показан на фиг. 2. Здесь возвратный поток, поступающий по трубопроводу 5, разводится через тройник 11 к штуцерам 12 и 13, вводящим потоки в емкость сепаратора 1 тангенциально его оболочке в диаметрально противоположных точках.

Claims

1. Способ измерения показателей качества скважинного флюида, включающий дегазацию потока флюида, измерение, по меньшей мере, одного показателя качества дегазированной жидкости, выходящей из сепаратора, отличающийся тем, что измерение, по меньшей мере, одного показателя качества дегазированной жидкости производят на части выходящей из сепаратора дегазированной жидкости, которую перепускают по возвратному контуру на вход сепаратора с обеспечением постоянства расхода возвратного потока дегазированной жидкости.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что возвратный поток дегазированной жидкости перед измерением, по меньшей мере, одного показателя качества гомогенизируют.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что возвратный поток дегазированной жидкости после проведения измерения разделяют на несколько струй, которые вводят на вход сепаратора в нескольких точках его верхней части тангенциально его оболочке с образованием нескольких спиральных нисходящих потоков жидкости на внутренней стенке сепаратора.