RU2750371C1 - Separation tank for well measurement units - Google Patents
Separation tank for well measurement units Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750371C1 RU2750371C1 RU2020133747A RU2020133747A RU2750371C1 RU 2750371 C1 RU2750371 C1 RU 2750371C1 RU 2020133747 A RU2020133747 A RU 2020133747A RU 2020133747 A RU2020133747 A RU 2020133747A RU 2750371 C1 RU2750371 C1 RU 2750371C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- oil
- receiving
- separation
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
Abstract
Description
Область техники.The field of technology.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, к устройствам для сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и измерения расхода многофазной среды, и может быть использована в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием и позволяет повысить интенсивность выделения газа из нефтегазоводяной смеси. The invention relates to the oil and gas industry, to devices for separating crude oil into oil and gas fractions and measuring the flow rate of a multiphase medium, and can be used in various installations for operational metering of production rates of oil wells, including for the production of oil wells with an increased gas content and allows to increase the intensity of gas evolution from the oil and gas-water mixture.
Уровень техники. State of the art.
Из уровня техники известны измерительные установки, с накопительными сепарационными емкостями (источник [1]: Dahl E. Handbook of multiphase flow metering / E. Dahl, C. Michelsen // The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement, Revision 2, March 2005. Источник [2]: И. Р. Ягудин, В. Н. Петров, А. Ф. Дресвянников. Перспективное направление разработки мобильных поверочных установок по измерению сырой нефти // Вестник Казанского технологического университета. // 2013, т.16, №4, , с.203-208. Источник [3]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Рабочий эталон 2-го разряда единицы величин массового расхода сырой нефти, мобильный» RU.E.29.006A №47152, с регистрационным № 50353-12. Источник [4]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Лаборатория метрологическая передвижная измерений сырой нефти и нефтяного газа «ЛМСН» RU.E.29.006A №47579, с регистрационным № №50727-12. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-6 (2012). Источник [5]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка измерительная мобильная УЗМ.Т» RU.E.29.006A №37558, с регистрационным №27867-09. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2009). Источник [6]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка массоизмерительная транспортабельная типа «АСМА-Т» RU.E.29.006A №24351, с регистрационным № 14055-04. ФГУ ЦСМ РБ, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2004). ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-7, 2012). From the prior art, measuring installations with accumulating separation tanks are known (source [1]: Dahl E. Handbook of multiphase flow metering / E. Dahl, C. Michelsen // The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement, Revision 2, March 2005. Source [2]: I. R. Yagudin, V. N. Petrov, A. F. Dresvyannikov. A promising direction in the development of mobile calibration facilities for measuring crude oil // Bulletin of the Kazan Technological University. // 2013, vol.16, No. 4 ,, p.203-208. Source [3]: Description of the type to the certificate of type approval of the measuring instrument "Working standard of the 2nd category of the unit of quantities of the mass flow rate of crude oil, mobile" RU.E.29.006A No. 47152, with registration No. 50353-12. Source [4]: Type description to the certificate of type approval of the measuring instrument "Mobile metrological laboratory for measurements of crude oil and petroleum gas" LMSN "RU.E.29.006A No. 47579, with registration No. 50727-12. FGUP VNIIR , Federal Fund for Ensuring the Unity of Meas eny (State Register of Measuring Instruments). 1-6 (2012). Source [5]: Description of the type to the certificate of type approval of the measuring instrument "Mobile measuring unit UZM.T" RU.E.29.006A No. 37558, with registration No. 27867-09. FSUE VNIIR, Federal Fund for Ensuring the Uniformity of Measurements (State Register of Measuring Instruments). 1-5 (2009). Source [6]: Description of the type to the certificate of approval of the type of measuring instrument “Mass-measuring transportable type“ ASMA-T ”RU.E.29.006A No. 24351, with registration No. 14055-04. FGU TsSM RB, Federal Fund for Ensuring the Uniformity of Measurements (State Register of Measuring Instruments). 1-5 (2004). FSUE VNIIR, Federal Fund for Ensuring the Uniformity of Measurements (State Register of Measuring Instruments). 1-7, 2012).
Недостатком использования сепарационных установок [1-6] с накопительными сепарационными емкостями при проведении поверки является их инерционность, высокая погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения, наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров. The disadvantage of using separation plants [1-6] with storage separation tanks during verification is their inertia, high error due to entrainment of liquid by gas or entrapment of gas by liquid, influence on the operating conditions of measurement, and the presence of restrictions on the ranges of measured parameters.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [7]: патент на изобретение RU 2299322). Устройство содержит: блок сепарации, включающий газовый сепаратор (сепарационная емкость для раздела жидкости и газа), для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, уровнемер, предназначенный для анализа состава жидкости, переключатели потока, датчик избыточного давления, сливную жидкостную линию, газопровод (линию газа), вход из скважины, выход в коллектор, выход в дренаж, клапан обратный, отстойник конденсата, предохранительный клапан, входной осевой завихритель, сепарационные лотки, фланцевое соединение газового сепаратора и измерительной емкости, воронку системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток, каплеуловитель, барьер системы приоритетного минимума подачи, трубу системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили), ограждающие конструкции полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", поперечная опорная балка для газового сепаратора, вертикальные стойки, интегрированные в каркас модуля. There is a known method for determining the water-cut of a liquid in the production of oil wells and a device that implements the method (source [7]: patent for invention RU 2299322). The device contains: a separation unit, including a gas separator (separation vessel for separating liquid and gas) for separating the well product into gas and liquid, a measuring vessel, a level gauge for analyzing the composition of a liquid, flow switches, an overpressure sensor, a drain liquid line, gas pipeline (gas line), inlet from the well, outlet to the collector, outlet to drain, check valve, condensate sump, safety valve, inlet axial swirler, separation trays, flange connection of the gas separator and measuring tank, funnel of the priority minimum supply system, take-off pipe flow of the priority minimum supply system, lower separation pan, drip catcher, barrier of the priority minimum supply system, pipe of the priority minimum supply system, shut-off valves (valves and valves), enclosing structures of a full-profile railroad gauge module of the "sarcophagus" type, transverse support beam for gases cage, vertical racks integrated into the module frame.
В известной сепарационной емкости, конструкция которой, хоть 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 уголков.In the known separation tank, the design of which, although it significantly increases the degree of separation of the oil-water-gas mixture into phases, at the same time does not exclude the ingress of residual gas into the measuring line of the liquid due to the design of the partition of the settling part of the separation tank in the form of a set of corners.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [8]: патент на изобретение RU 2396427). Устройство содержит газовый сепаратор (сепарационную ёмкость) для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости, указатель перепада давлений измерительной емкости, нижний датчик (мембрана) указателя перепада давлений измерительной емкости, верхний датчик (мембрана) указателя перепада давлений измерительной емкости, датчик температуры измерительной емкости, датчик избыточного давления, переключатель потока, плоское днище измерительной емкости, сливную жидкостную линию, клапан обратный, вход из скважины в газовый сепаратор, выход в коллектор, газопровод (линия газа), нижний сепарационный лоток, патрубок отбора потока системы приоритетного минимума подачи, барьер системы приоритетного минимума подачи, воронку системы приоритетного минимума подачи, трубу системы приоритетного минимума подачи. Двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости, содержит резервуар уровнемера (цилиндрический сосуд) систему подогрева содержимого резервуара уровнемера, запорный клапан с электроприводом, дозатор подачи химреагентов в резервуар двухуровневого уровнемера, указатель перепада давлений резервуара уровнемера, датчик температуры резервуара уровнемера. В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости высотой от плотности жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют при опорожнении сосуда, собирая массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.There is a known method for determining the water cut of a liquid in oil well production and a device that implements the method (source [8]: patent for invention RU 2396427). The device contains a gas separator (separation tank) for dividing the well production into gas and liquid, a measuring tank, a two-level level gauge for analyzing the composition of a liquid, a differential pressure indicator of a measuring vessel, a lower sensor (membrane) of a differential pressure indicator of a measuring vessel, an upper sensor (membrane) of an indicator differential pressure of the measuring vessel, temperature sensor of the measuring vessel, gauge pressure sensor, flow switch, flat bottom of the measuring vessel, drain liquid line, check valve, inlet from the well to the gas separator, outlet to the manifold, gas pipeline (gas line), lower separation tray, flow selection branch pipe of the priority minimum supply system, barrier of the priority minimum supply system, funnel of the priority minimum supply system, pipe of the priority minimum supply system. A two-level level gauge for analyzing the composition of a liquid, contains a level gauge reservoir (cylindrical vessel), a system for heating the contents of the level gauge reservoir, an electrically driven shut-off valve, a dispenser for supplying chemicals to a two-level level gauge tank, a gauge tank differential pressure indicator, a level gauge tank temperature sensor. The principle of operation of the device is based on a hydrostatic method for measuring mass, based on the dependence of the hydrostatic pressure of a liquid column in height on the density of the liquid. The densities of water and oil in the composition of the liquid are determined when the vessel is emptied, collecting a data array, plotting the dependence of the density of the drained liquid on the height of the liquid column or the time of emptying, select within the upper and lower horizontal linear density sections of water and oil, respectively, and the mass water cut of the well production determined by the selected values of the density of water and oil.
Недостатками устройств [7;8] являются не полноценное расслоение продукции скважины на нефть, газ и воду. Точность определения обводнённости скважинной продукции чувствительна к наличию свободного и растворённого газа. Точность определения количества газа напрямую зависит от соотношения дебита по газу и дебиту по жидкости. Сепарационные емкости [7;8] не пригодны для применения в измерительных установках эталонах 2-го разряда, так как снижают точность измерений требуемую для поверки рабочих средств измерений продукции скважины. В сепарационной емкости, не исключено попадание остаточного газа в измерительную линию жидкости вследствие выполнения перегородки отстойной части сепарационной емкости в виде набора уголков.The disadvantages of the devices [7; 8] are incomplete stratification of well production into oil, gas and water. The accuracy of determining the water cut of well production is sensitive to the presence of free and dissolved gas. The accuracy of determining the amount of gas directly depends on the ratio of the gas flow rate and the liquid flow rate. Separation tanks [7; 8] are not suitable for use in measuring devices of the 2nd category standards, since they reduce the measurement accuracy required for verification of working instruments for measuring well production. In the separation tank, it is not excluded that residual gas will enter the measuring line of the liquid due to the implementation of the partition of the settling part of the separation tank in the form of a set of corners.
Проблемой, при измерении количества газа, является наличие, в потоке газа, капельной жидкости. Наличие капельной жидкости в линии измерения газа искажает и вносит дополнительную погрешность в результат измерения количества газа расходомером газа, а так же в результат измерения количества жидкости. При измерении объёмными расходомерами, капельная жидкость в потоке не вносит больших отклонений на измерение объёма газа, но объёмный расходомер не учитывает наличие капельной жидкости в потоке массовая доля которой значительна, в связи с высокой плотностью жидкости по сравнению с плотностью газа. The problem, when measuring the amount of gas, is the presence, in the gas flow, of a dropping liquid. The presence of droplet liquid in the gas measurement line distorts and introduces an additional error in the result of measuring the amount of gas with a gas flow meter, as well as in the result of measuring the amount of liquid. When measuring with volumetric flow meters, the droplet liquid in the flow does not introduce large deviations in the measurement of the gas volume, but the volumetric flowmeter does not take into account the presence of droplet liquid in the flow, the mass fraction of which is significant, due to the high density of the liquid in comparison with the density of the gas.
Основным недостатком использования сепарационных установок с накопительными емкостями при проведении поверки является их инерционность, повышенная погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения (высокое гидравлическое сопротивление), наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров. The main disadvantage of using separation plants with storage tanks during verification is their inertia, increased error due to entrainment of liquid by gas or entrapment of gas by liquid, influence on the working conditions of measurement (high hydraulic resistance), and the presence of restrictions on the ranges of measured parameters.
Известно устройство для измерения продукции нефтяных скважин (патент RU 76070). Устройство содержит горизонтальный сепаратор с вертикально расположенной в верхней его части гидроциклонной головкой для отделения газа от жидкости, установленный в сепараторе уровнемер жидкости, трубопровод отвода жидкости из сепаратора, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода жидкости, влагомером и расходомером жидкости, трубопроводы подвода и возврата продукции скважины, трубопровод отвода газа, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода газа, расходомером газа и датчиком перепада давления, а также систему контроля, управления и вычисления. A device for measuring the production of oil wells is known (patent RU 76070). The device contains a horizontal separator with a hydrocyclone head vertically located in its upper part for separating gas from liquid, a liquid level gauge installed in the separator, a liquid discharge pipeline from the separator, equipped with a liquid flow regulator connected to the liquid level gauge, a moisture meter and a liquid flow meter, product supply and return pipelines wells, a gas outlet pipeline equipped with a gas flow regulator connected to a liquid level meter, a gas flow meter and a differential pressure sensor, as well as a monitoring, control and calculation system.
В устройстве повышенный уноса жидкости газом, влияние на рабочие условия измерения (высокое гидравлическое сопротивление), наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров.In the device there is an increased entrainment of liquid by gas, the effect on the working conditions of measurement (high hydraulic resistance), the presence of restrictions on the ranges of the measured parameters.
Известна сепарационная емкость (патент RU 177293) с парными перегородками, включающая в себя горизонтально-ориентированную цилиндрическую емкость, на боковой поверхности которой выполнены смотровые окна, при этом внутри емкости установлены вертикальные перегородки, отличающаяся тем, что перегородки выполнены в виде не менее чем двух пар плоских, параллельных друг другу, дисков, установленных в поперечном сечении емкости и соединенных с ней парами шпилек с возможностью осевого перемещения по ним, при этом в верхней части нижних перегородок и в нижней части верхних перегородок выполнены срезы, образующие зазоры между перегородками и внутренней боковой поверхностью емкости, при этом каждая пара перегородок соединена между собой с помощью удлиненных шпилек с возможностью осевого перемещения по ним.Known separation tank (patent RU 177293) with paired partitions, including a horizontally oriented cylindrical tank, on the side surface of which viewing windows are made, while vertical partitions are installed inside the tank, characterized in that the partitions are made in the form of at least two pairs flat, parallel to each other, disks installed in the cross section of the container and connected to it by pairs of pins with the possibility of axial movement along them, while in the upper part of the lower partitions and in the lower part of the upper partitions there are sections that form gaps between the partitions and the inner side surface containers, with each pair of partitions connected to each other using elongated pins with the possibility of axial movement along them.
В известных устройствах не обеспечивается качественное разделение потока на газовую и жидкостную фазы, при их использовании не исключено попадание газа в измерительные устройства для жидкостей и капель жидкости в газовые расходомеры.In the known devices, a high-quality separation of the flow into gas and liquid phases is not ensured; when using them, it is possible that gas will enter the measuring devices for liquids and liquid droplets into gas flow meters.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Задачей технического решения является повышение интенсивности выделения газа из скважинной жидкости в компактной емкости, пригодной для установки в контейнер, обеспечивающей возможность измерений параметров жидкости и газа.The task of the technical solution is to increase the intensity of gas release from the well fluid in a compact container, suitable for installation in a container, providing the ability to measure the parameters of the liquid and gas.
Технический результат, заключается в повышении качества сепарации нефтегазоводяной смеси на газ и жидкость, минимизации количества газа в жидкости и количества капель жидкости в газе, при уменьшении габаритных размеров и обеспечении возможности измерения параметров жидкости и газа. The technical result consists in improving the quality of separation of the oil and gas-water mixture into gas and liquid, minimizing the amount of gas in the liquid and the amount of liquid droplets in the gas, while reducing the overall dimensions and providing the ability to measure the parameters of the liquid and gas.
Технический результат достигается тем, что сепарационно-измерительная емкость для установок состоит из двух горизонтально ориентированных сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости, и верхней ёмкости для приема газа, содержит гидроциклон с завихрителем газа введенным в ёмкость для приема газа, гидроциклон погружен в емкость для приема жидкости, в нижней ёмкости для приема жидкости установлен пеногаситель в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости и закрепленный в корпусе емкости посредством вертикальной перегородки, емкость для приема газа содержит два блока каплеуловителей выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта, емкость для приема жидкости оснащена измерителем уровня и преобразователем давления, к ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости, к ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа.The technical result is achieved by the fact that the separation-measuring tank for installations consists of two horizontally oriented communicating vessels, a lower tank for receiving liquid, and an upper tank for receiving gas, contains a hydrocyclone with a gas swirler introduced into the tank for receiving gas, the hydrocyclone is immersed in a tank for liquid intake, an antifoam agent is installed in the lower container for receiving liquid in the form of a package of mass transfer nozzles, located in the direction of liquid movement and fixed in the container body by means of a vertical partition, the gas receiving container contains two blocks of droplet catchers made in the form of Pall rings and string nets with a developed surface contact, the container for receiving the liquid is equipped with a level meter and a pressure transducer, the liquid measuring line is connected to the container for receiving the liquid, and the gas measuring line is connected to the container for receiving the gas.
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.The implementation of the defoamer in the form of a package of mass transfer nozzles located in the direction of movement of the liquid in the separation tank allows to significantly increase the surface area of the mass transfer, which improves the release of gas from the liquid. The presence of a vertical baffle allows, firstly, to fix the package of mass transfer nozzles in the separator body and orient them along the flow of the oil-water-gas mixture, and, secondly, it ensures the passage of the entire separated mixture through the mass transfer nozzles, which also contributes to an increase in the degree of separation of the mixture into gas and liquid components.
Выполнение массообменных насадок пеногасителя сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.The implementation of the mass-transfer nozzles of the antifoam separator in the separation vessel in the form of Pall rings makes it possible to improve the separation of gas from the liquid and the separation of the dropping liquid from the gas.
Применение завихрителя газа, а также выполнение каплеуловителя сепарационной емкости струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.The use of a gas swirler, as well as the implementation of a string separator of the separation tank, allows the gas flow to be maximally cleaned from residual liquid droplets.
Изобретение поясняется графическими материалами:The invention is illustrated by graphic materials:
Фиг.1 – комбинированная принципиальная схема использования сепарационно-измерительной ёмкости в установке измерения скважинной продукции эталоне 2 разряда; Fig. 1 is a combined schematic diagram of the use of a separation-measuring tank in the installation for measuring downhole production in the standard of the 2nd category;
Фиг.2 – общий вид сепарационно-измерительной ёмкости установленной в установке измерения скважинной продукции эталоне 2 разряда;Fig. 2 is a general view of the separation-measuring tank installed in the installation for measuring well production, the standard of the 2nd category;
Фиг.3 – сепарационно-измерительная емкость вид сбоку и в разрезе (А-А), комбинированная схема;Fig. 3 is a side view and sectional view of a separation-measuring tank (A-A), a combined diagram;
Цифрами на графических материалах обозначены следующие позиции:The following positions are indicated by numbers on the graphics:
1- линия подачи нефтегазоводяной смеси;1- oil-gas-water mixture supply line;
2- сепарационно-измерительная емкость;2- separation and measuring tank;
3- анализатор нефти;3- oil analyzer;
4- линия измерения жидкости; 4- liquid measurement line;
5- входной коллектор;5- inlet manifold;
6- фильтр грубой очистки; 6- coarse filter;
7- отключающая запорная арматура с ручным приводом;7- manual shut-off valves;
8- манометр;8- manometer;
9- линия измерения газа; 9- gas measurement line;
10- ёмкость для приема жидкости;10- container for receiving liquid;
11- ёмкость для приема газа; 11- capacity for receiving gas;
12- гидроциклон; 12- hydrocyclone;
13- завихритель газа; 13- gas swirler;
14- пеногаситель; 14- antifoam;
15- струнный каплеуловитель; 15-string drop catcher;
16- измеритель уровня;16- level meter;
17- преобразователь давления; 17- pressure transducer;
18- система измерения содержания капельной жидкости; 18- system for measuring droplet liquid content;
19- измеритель объемного расхода газа, системы измерения;19- gas volumetric flow meter, measurement systems;
20- измеритель массового расхода газа, системы измерения;20- gas mass flow meter, measurement systems;
21- датчик давления, системы измерения;21- pressure sensor, measurement systems;
22- датчик температуры, системы измерения;22- temperature sensor, measurement systems;
23- регулятор расхода, системы измерения;23- flow regulator, measurement systems;
24- кран шаровый, системы измерения;24 - ball valve, measurement systems;
25- преобразователь влажности линии измерения жидкости;25- moisture transducer for liquid measurement line;
26- измерители массового расхода жидкости;26- liquid mass flow meters;
27- многофазный расходомер;27 - multiphase flow meter;
28- преобразователь дифференциального давления линии подачи нефтегазоводяной смеси;28 - differential pressure transducer of the oil-gas-water mixture supply line;
29- пробоотборник нефтегазоводяной смеси связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси в анализатор нефти, 29- oil-gas-water mixture sampler connected to the oil-gas-water mixture supply line to the oil analyzer,
30- измеритель уровня раздела фаз анализатора нефти;30 - measuring the level of separation of the oil analyzer;
31- преобразователь давления анализатора нефти;31- pressure transducer of the oil analyzer;
32- преобразователь температуры анализатора нефти;32- temperature converter of the oil analyzer;
33- датчик гидростатического давления анализатора нефти;33- hydrostatic pressure sensor of the oil analyzer;
34- автоматизированная система управления; 34- automated control system;
35- шкаф электрооборудования; 35- electrical cabinet;
36- шкаф силовой для питания контроллера;36 - power cabinet for controller power supply;
37- шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем; 37- control cabinet with controller complete with display;
38- бокс блок-контейнерного типа; 38 - box of block-container type;
39- основание бокса; 39 - box base;
40- байпасная линия; 40- bypass line;
41- отключающая запорная арматура с ручным приводом;41- manual shut-off valves;
42- свеча рассеивания;42 - scattering candle;
43- линия сброса газа на свечу из сепарационной емкости и из емкости анализатора нефти на свечу рассеивания 42 с клапаном (нормально закрытым); 43 - gas discharge line to the candle from the separation tank and from the oil analyzer tank to the scattering
44- пробоотборник газа линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;44- gas sampler of the gas discharge line to the candle from the separation tank;
45- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;45 - shut-off valves with manual drive of the gas discharge line to the spark plug from the separation tank;
46- линия сброса газа из емкости анализатора нефти на выход специального пружинного предохранительного клапана; 46 - line of gas discharge from the tank of the oil analyzer to the outlet of a special spring-loaded safety valve;
47- клапан (нормально закрытый) линии сброса газа из емкости анализатора нефти; 47- valve (normally closed) of the gas discharge line from the tank of the oil analyzer;
48- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа из емкости анализатора нефти; 48 - shut-off valves with a manual drive of the gas discharge line from the tank of the oil analyzer;
49- линия выхода жидкости с поточным объемным мультифазным преобразователем влажности;49 - liquid outlet line with in-line volumetric multiphase moisture converter;
50- линия измерения газа с системой измерения содержания капельной жидкости;50 - gas measurement line with a droplet liquid content measurement system;
51- объемный преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;51- volumetric flow transducer of the droplet liquid content measuring system;
52- массовый преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;52 - mass flow transducer of the droplet liquid content measuring system;
53- запорная арматура с ручным приводом, системы измерения содержания капельной жидкости;53- manually operated shut-off valves, droplet liquid content measurement systems;
54- клапан запорно-регулирующий системы измерения содержания капельной жидкости;54 - shut-off and control valve of the droplet liquid content measurement system;
55- линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм ;55 - liquid measurement line with a pipeline with a diameter of 25mm;
56- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм; 56 - mass flow transducer, liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 25 mm;
57- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм; 57 - shut-off valves with a manual drive, liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 25 mm;
58- клапан запорно-регулирующий, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;58- shut-off and control valve, liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 25 mm;
59- линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм; 59 - liquid measurement line with a pipeline with a diameter of 80mm;
60- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм; 60 - mass flow transducer, liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 80mm;
61- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;61 - shut-off valves with a manual drive, liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 80 mm;
62- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;62- shut-off and control valve for liquid measurement lines with a pipeline with a diameter of 80mm;
63- линия измерения жидкости с многофазным расходомером;63 - liquid measurement line with a multiphase flow meter;
64- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с многофазным расходомером;64 - shut-off valves with a manual drive, liquid measurement lines with a multiphase flow meter;
65- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с многофазным расходомером;65 - shut-off and control valve for liquid measurement lines with a multiphase flow meter;
66- дренажная система с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;66 - drainage system with flanged shut-off valves with manual drive;
67- дренажная емкость;67- drainage tank;
68- выходной коллектор с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, затвором обратным, преобразователем давления и манометром;68 - outlet manifold with shut-off shut-off valves flanged with a manual drive, a check valve, a pressure converter and a manometer;
69- технологические трубопроводы;69- technological pipelines;
70- запорная арматура для сброса воздуха (в верхних точках технологической обвязки);70 - shut-off valves for air discharge (at the upper points of the process piping);
71- корпус анализатора нефти; 71- oil analyzer case;
72- днище анализатора нефти; 72- bottom of the oil analyzer;
73- фланец анализатора нефти;73- oil analyzer flange;
74- опора анализатора нефти;74- oil analyzer support;
75- подшипниковые узлы анализатора нефти; 75- bearing units of the oil analyzer;
76- фиксатор положения анализатора нефти;76 - oil analyzer position lock;
77- фиксатор уровнемера; 77 - level gauge clamp;
78- патрубок дифференциального давления анализатора нефти; 78- branch pipe of differential pressure of the oil analyzer;
79- патрубок обогрева анализатора нефти; 79 - oil analyzer heating branch pipe;
80- уровнемер анализатора нефти; 80- oil analyzer level gauge;
81- термопреобразователь.81- thermal converter.
Осуществление изобретения. Implementation of the invention.
В сепарационных установках измерительных предназначенных для измерения количества компонентов продукции нефтяных скважин одной из причин снижающих точность измерения количества газа является невозможность осушения попутного газа. Практически всегда в потоке измеряемого попутного газа присутствует капельная жидкости, не осевшая в сепарационной ёмкости. Изобретение позволяет производить измерения количества газа без учёта капельной жидкости в потоке газа. Что повышает точность и достоверность измерения количества попутного газа добытого из скважины.One of the reasons for reducing the accuracy of measuring the amount of gas in separation measuring installations designed to measure the amount of components of oil wells is the impossibility of drying associated gas. Almost always, in the flow of the measured associated gas, there is a droplet liquid that has not settled in the separation tank. The invention makes it possible to measure the amount of gas without taking into account the dropping liquid in the gas flow. This increases the accuracy and reliability of measuring the amount of associated gas produced from the well.
Сепарационно-измерительная емкость 2 (фиг. 3) служит для отделения попутного газа от жидкости, двухступенчатой комбинированной сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и может быть использована в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием и позволяет повысить интенсивность выделения газа из нефтегазоводяной смеси. Позволяет повысить интенсивность выделения газа из скважинной жидкости. Separation and measuring tank 2 (Fig. 3) serves to separate associated gas from liquid, two-stage combined separation of crude oil into oil and gas fractions and can be used in various installations for operational accounting of production rates of oil wells, including for the production of oil wells with increased gas content and allows you to increase the intensity of gas release from the oil and gas-water mixture. Allows to increase the intensity of gas extraction from the well fluid.
Сепарационно-измерительная емкость 2 состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости 10 для приема жидкости (вторая ступень сепарации), и верхней ёмкости 11 для приема газа, содержит гидроциклон 12 с завихрителем газа 13, предназначенный для отделения газа от жидкости (первая ступень сепарации), гидроциклон 12 подключен к линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 и частично погружен в емкость 10 для приема жидкости. В ёмкостях установлены пеногасители 14, выполненные в виде пакета массообменных насадок. Емкость 11 для приема газа содержит струнный каплеуловитель 15. Емкость 10 для приема жидкости оснащена измерителем уровня 16 и преобразователем давления 17. К ёмкости 10 для приема жидкости подключена линия измерения жидкости 4, к ёмкости 11 для приема газа подключена линия измерения газа 9. The separation-measuring tank 2 consists of two communicating vessels, the
Емкость 11 приема газа содержит два блока каплеуловителей выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта. The
Емкость 10 приема жидкости содержит блок газоотделения в виде колец Палля.The
Сепарационно-измерительная емкость 2 включает входной трубопровод, корпус сепарационной емкости с входным устройством, выполненным в виде гидроциклона 12, каплеуловителем 15 и пеногасителями 14, выполненным в виде пакета массообменных насадок, колец Палля, расположенных по направлению движения разделяемой смеси. Пеногасители 14 установлены в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки, размещенной в корпусе. Массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля. Каплеуловитель 15 выполнен струнным.Separation measuring tank 2 includes an inlet pipeline, a body of a separation tank with an inlet made in the form of a
Гидроциклон 12 частично погружен в нижнюю емкость 10 приема жидкости. Это позволяет уменьшить габариты емкости и всей установки, улучшая условия для транспортировки и повышая мобильность.The
В процессе сепарации многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон 12 цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях, это первая ступень сепарации.During the separation process, the multiphase flow initially enters the cylindrical-
Так как в гидроциклоне может наблюдаться вторичный захват газа жидкостью, а также обратный процесс вторичного уноса капельной влаги потоком газа. Для повышения качества сепарации, использована вторая ступень выполненная в виде сообщающихся между собой сепарационных емкостей: верхней 11 емкости газа и нижней емкости 10 жидкости. Выход газа с гидроциколна 12 выполнен в виде завихрителя газа 13.Since in the hydrocyclone secondary entrapment of gas by liquid can be observed, as well as the reverse process of secondary entrainment of droplet moisture by the gas flow. To improve the quality of separation, a second stage is used, made in the form of interconnected separation tanks: the upper 11 gas tank and the lower 10 liquid tank. The gas outlet from the
Сепарационно-измерительная емкость 2 горизонтально ориентирована.Separation measuring tank 2 is horizontally oriented.
Выполнение пеногасителя 14 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.The implementation of the
Выполнение массообменных насадок пеногасителя 14 сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.The implementation of the mass-transfer nozzles of the
Применение завихрителя газа 13, а также выполнение каплеуловителя 15 струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.The use of a
Емкость позволяет определять с повышенной точностью дебиты нефтяных скважин по нефти и газу.The capacity allows you to determine with increased accuracy the flow rates of oil wells for oil and gas.
Описание работы.Work description.
Скважинная жидкость поступает по входному трубопроводу в гидроциклон 12 сепарационно-измерительной емкости 2, где происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Затем отделенная сырая нефть попадает в корпус сепарационной емкости, где расположен пеногаситель 14, установленный по направлению движения жидкости, а отделившийся газ направляется через струнные каплеуловители 15 в линию газа. Массообменные насадки пеногасителя 14 обладают большой удельной поверхностью контакта фаз и обеспечивают таким образом большую пропускную способность, снижение гидравлического сопротивления и интенсификацию процесса разделения газожидкостной смеси. Well fluid enters through the inlet pipeline into the
В свою очередь газ в отделившийся на гидроциклоне 12 поступает через завихритель 13, где, закручиваясь под воздействием центробежной силы часть капельной жидкости оседает на стенках входного штуцера и стекает в основную полость газового сепаратора через специально предназначенный для этого паз, далее газ проходит через коалесцер представляющий из себя две перегородки из перфорированного нержавеющего листа. Промежуток между листами заполнен кольцами Палля (объём 0,1 м3). Для очистки коалесцера от возможного запарафинивания предусмотрен трубопровод пропарки.In turn, the gas enters the separated on the
В выходной части сепаратора предусмотрен пакет, состоящий из четырех струнных каплеуловителей 15 КС 430. В пакете струнных каплеуловителей 15 происходит окончательная очистка газа от капельной жидкости.In the outlet part of the separator, a package is provided, consisting of four
Сепарационно-измерительная емкость 2 эталона обеспечивает качественное разделение потока на газовую и жидкостную фазы, позволяет уменьшить затраты на дальнейшую подготовку нефти за счет сокращения числа ступеней сепарации, повысить качество товарной нефти. Сепарационно-измерительная емкость также позволяет повысить точность замера расхода нефти за счет исключения попадания газа в измерительные устройства для жидкостей и капель жидкости в газовые расходомеры.The separation-measuring tank of the 2nd standard provides a high-quality separation of the flow into gas and liquid phases, reduces the cost of further oil treatment by reducing the number of separation stages, and improves the quality of commercial oil. The separation-measuring tank also improves the accuracy of measuring the oil flow rate by eliminating the ingress of gas into measuring devices for liquids and liquid droplets into gas flow meters.
Использование сепарационно-измерительной емкости в установке измерения скважинной продукции эталоне 2-го разряда (фиг.1;2;3). Эталон предназначен для передачи единицы массового расхода нефтегазоводяной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу при экспериментальных исследованиях, а также для проведения аттестации методик измерений. The use of a separation-measuring tank in the installation for measuring well production in the standard of the 2nd category (Fig. 1; 2; 3). The standard is intended for transferring the unit of mass flow rate of the oil and gas-water mixture to the working means of measuring the mass flow rate and the amount of crude oil and gas under operating conditions, for determining with increased accuracy the flow rates of oil wells for oil and gas during experimental studies, as well as for certifying measurement techniques.
Гидростатический метод измерений (режим эталона).Hydrostatic measurement method (reference mode).
В начальном состоянии нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости (Фс), поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 (ЕС). Газоводонефтяная смесь проходи пеногаситель 14, выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. In the initial state, the oil-gas-water mixture enters the Etalon, passing the liquid filter 6 (Fs), enters the separation-measuring tank 2 (EC). The gas-oil-gas mixture passes through the
В момент начала измерения происходит закрытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3), открытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), фиксируется показания датчика дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), фиксируют время начала измерения. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно-измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси поступает и накапливается в нижней ёмкости 10. Уровень жидкости контролируется измерителем уровня 16 (LIT2). По достижении жидкостью заданного уровня фиксируют показания преобразователя дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), а также времени окончания замера. Далее происходит открытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) и закрытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), вследствие чего происходит вытеснение жидкости из емкости жидкости 10 газовой фазой. По истечении заданного времени (время гидродинамической стабилизации потока) цикл измерений повторяется.At the beginning of the measurement, the control valve 62 (ЗРК1) or 58 (ЗРК3) is closed, the control valve 54 (ЗРК2) is opened, the readings of the
Измерения с применением массовых расходомеров (режим эталона).Measurements with Mass Flow Meters (Reference Mode).
Перед налом измерения выбирается применяемый массовый расходомер 27 (FQT2) или 56 (FQT5) (в зависимости от расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси).Before bump measurement, select the applied mass flowmeter 27 (FQT2) or 56 (FQT5) (depending on the flow rate of the liquid phase of the oil-gas-water mixture).
В начальном состоянии регулирующие задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) и 54 (ЗРК2) частично открыты. Нефтегазоводяная смесь поступает в мобильный эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12 аппарат, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения жидкости 4 4. В сепарационно-измерительной емкости 2 всегда поддерживается заданный уровень жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, который контролируется уровнемером 16 (LIT2). При снижении уровня жидкости ниже заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5) частично открывается, а регулирующая задвижка 54 (ЗРК2) частично закрывается до момента стабилизации уровня жидкости в ёмкости 10 в заданном диапазоне. При увеличении уровня жидкости выше заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5)) частично закрывается, а регулирующая задвижка ЗРК2 частично открывается до момента стабилизации уровня жидкости в сепарационно ёмкости в заданном диапазоне. По достижении стабилизации уровня жидкости в емкости 10 приступают к проведению измерений. Фиксируется массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, накопленная масса (массовый расходомер 60 (FQT2) или 59 (FQT5)), время измерений.In the initial state, the control valves 62 (ЗРК1) or 58 (ЗРК3) and 54 (ЗРК2) are partially open. The oil-gas-water mixture enters the mobile standard, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank 2, passing through the
Измерения с применением мультифазного расходомера (режим ИУ).Measurements using a multiphase flow meter (DUT mode).
Нефтегазоводяная смесь, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в многофазный расходомер 27 (FQT1). С применение многофазного расходомер 27 (FQT1) выполняются измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, объема, и объемного расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, времени измерений.The oil-gas-water mixture, passing through the filter 6 of the FS liquid, enters the multiphase flow meter 27 (FQT1). Using the multiphase flowmeter 27 (FQT1), measurements of the mass and mass flow rate of the liquid phase of the oil-gas-water mixture, the volume and volumetric flow rate of the liquid phase of the oil-gas-water mixture, and the measurement time are performed.
Методы измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, применяемые в Эталоне.Methods for measuring mass and mass flow rate of the liquid phase of an oil and gas-water mixture without taking into account water, used in the Standard.
Измерения с применением преобразователя влажности (режим эталона). Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения жидкости 4. В линии измерения жидкости проводятся измерения объемного влагосодержания жидкой фазы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователя влажности 25 (АТ1). Данные измеренные значения используется для вычисления в автоматизированной системе управления 34 АСУ массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды.Measurements using a humidity transducer (reference mode). The oil-gas-water mixture enters the Etalon, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank 2, passing through the
Измерение объема и объемного расхода нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси.Measurement of the volume and volumetric flow rate of petroleum gas in the composition of the oil-gas-water mixture.
Измерения с применением массового расходомера (режим эталона).Measurements using a mass flow meter (reference mode).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения массы и массового расхода попутного нефтяного газа с применением массового расходомера 20 (FQT3). Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.The oil-gas-water mixture enters the Etalon, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank, passing through the
Измерения с применением объемного расходомера (режим эталона).Measurements using a volumetric flow meter (reference mode).
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.The oil-gas-water mixture enters the Etalon, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank, passing through the
Измерения массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.Measurement of the mass content of dropping liquid in the associated petroleum gas flow.
Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляются измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.The oil-gas-water mixture enters the Etalon, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank, passing through the
В процессе сепарации многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон 12 цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях.During the separation process, the multiphase flow initially enters the cylindrical-
Описание принципа измерения в линии газа 9: Нефтегазоводяная смесь поступает в эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.Description of the principle of measurement in the gas line 9: The oil-gas-water mixture enters the standard, passing the filter 6 of the FS liquid, enters the separation-measuring tank 2 EC. The oil-gas-water mixture entering the separation-measuring tank, passing through the
Массовое содержание капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле. The mass content of the dropping liquid in the associated petroleum gas flow is calculated by the formula.
Газовая фаза после гидроциклона 12 попадает в верхнюю емкость 11, где последовательно проходит два блока каплеуловителей 15 в виде колец Палля и струнных сеток. Оба блока каплеуловителей 15 обладают развитой поверхностью контакта, на которой и происходит осаждение капель. Отделенная влага стекает в нижнюю емкость жидкости 10, а осушенный газ попадает в измерительную линию. Отделенная в гидроциклоне 12 водонефтяная смесь попадает в нижнюю емкость 10, в которой продолжается процесс освобождения жидкости от остатков свободного газа. Для улучшения скорости и качества сепарации в нижней емкости установлен блок газоотделения в виде колец Палля. Дополнительным фактором, способствующим отделению свободного газа выступает падение скорости потока жидкости в емкости. Вследствие этого время ее пребывания в емкости увеличивается, что дает возможность газу выйти на поверхность и покинуть жидкость до момента выхода из емкости. Выделившийся газ отводится в верхнюю емкость 11. The gas phase after the
После блока сепарации газ и жидкость поступают в измерительные линии, оснащенные системой измерительных устройств. Мобильный эталон 2-го разряда для поверки установок измерения скважинной продукции (эталон) осуществлен с применением динамической схемы измерения с многоступенчатой частичной сепарацией входного многофазного потока на жидкость и газ. Качество сепарации многофазного потока на жидкость и газ напрямую влияет на точность измерения расхода фаз. Реализуемый в устройстве процесс сепарации состоит из первичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ в гидроциклоне и вторичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ с использованием сепарационных емкостей. Для повышения качества сепарации в сепарационных емкостях установлены каплеуловительные устройства на основе колец Палля и струнных решеток. Проблема определения доли воды в жидкой фазе решена путем использования анализатора состава смеси гидростатического типа. Анализатор дополнительно позволяет определить долю растворенного в нефти газа. Определение плотности свободного газа основано на расчете с использованием лабораторных данных о компонентном составе газа. Повышение точности установки достигается за счет использования многоступенчатой сепарации многофазного потока на жидкость и газ.After the separation unit, gas and liquid enter the measuring lines equipped with a system of measuring devices. A mobile standard of the 2nd category for verifying installations for measuring well production (standard) is carried out using a dynamic measurement scheme with multi-stage partial separation of the input multiphase flow into liquid and gas. The quality of the separation of the multiphase flow into liquid and gas directly affects the accuracy of measuring the flow rate of the phases. The separation process implemented in the device consists of primary separation of a multiphase flow into liquid and gas in a hydrocyclone and secondary separation of a multiphase flow into liquid and gas using separation tanks. To improve the quality of separation, drip-catchers based on Pall rings and string grids are installed in the separation tanks. The problem of determining the proportion of water in the liquid phase is solved by using a hydrostatic type analyzer of the mixture composition. The analyzer additionally allows to determine the proportion of gas dissolved in oil. The determination of the density of free gas is based on a calculation using laboratory data on the composition of the gas. An increase in the accuracy of the installation is achieved through the use of multi-stage separation of a multiphase flow into liquid and gas.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133747A RU2750371C1 (en) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | Separation tank for well measurement units |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133747A RU2750371C1 (en) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | Separation tank for well measurement units |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750371C1 true RU2750371C1 (en) | 2021-06-28 |
Family
ID=76820301
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020133747A RU2750371C1 (en) | 2020-10-14 | 2020-10-14 | Separation tank for well measurement units |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750371C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4429581A (en) * | 1981-05-26 | 1984-02-07 | Baker Cac, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| RU2299322C1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
| RU78087U1 (en) * | 2008-06-26 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | HORIZONTAL SEPARATOR |
| RU2396427C2 (en) * | 2008-06-10 | 2010-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" |
| RU117971U1 (en) * | 2012-02-15 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU155020U1 (en) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2616038C1 (en) * | 2015-10-27 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Mobile system for year-round survey of oil and gas wells |
| RU177293U1 (en) * | 2017-11-24 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | SEPARATION CAPACITY WITH PAIR PARTITIONS |
-
2020
- 2020-10-14 RU RU2020133747A patent/RU2750371C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4429581A (en) * | 1981-05-26 | 1984-02-07 | Baker Cac, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| RU2299322C1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
| RU2396427C2 (en) * | 2008-06-10 | 2010-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" |
| RU78087U1 (en) * | 2008-06-26 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | HORIZONTAL SEPARATOR |
| RU117971U1 (en) * | 2012-02-15 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU155020U1 (en) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2616038C1 (en) * | 2015-10-27 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Mobile system for year-round survey of oil and gas wells |
| RU177293U1 (en) * | 2017-11-24 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | SEPARATION CAPACITY WITH PAIR PARTITIONS |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2365750C1 (en) | Method for measurements of debits, monitoring and control of oil well production technology and installation for its realisation | |
| RU2307930C1 (en) | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| CN103197341B (en) | Methyl iodide gas sampling system applicable to high pressure steam pipeline environment | |
| US11131660B2 (en) | Method and apparatus to measure water content of petroleum fluids | |
| CN103018131A (en) | Determining device and method for oil water and ash contents in gas in negative pressure state | |
| RU2750371C1 (en) | Separation tank for well measurement units | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| CN102621173A (en) | Measurement method for oil-water ash content in gas | |
| US9835525B2 (en) | Multiphase sample container and method | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| CN207894765U (en) | A kind of oilfield sewage suspension content rapid determination device | |
| RU117971U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| CN200946501Y (en) | Oil well metering device | |
| RU2225507C1 (en) | Device for measuring water percentage in oil in wells | |
| US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
| RU2016103269A (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE MEASUREMENT OF DEBIT OF OIL WELLS ON OIL, GAS AND WATER | |
| RU2749256C1 (en) | Mobile standard of the 2nd discharge for verification of well measurement units | |
| CN216771629U (en) | Device for testing gas entrainment volume of amine liquid absorption tower | |
| CN108534857B (en) | A kind of annular flow liquid film is collected and metering device | |
| RU2307249C1 (en) | Device for well oil production rate measurement | |
| US1589418A (en) | Flow-meter test cup | |
| CN108548576B (en) | A kind of annular flow liquid film separation and mass metrology method | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2750249C1 (en) | Oil analyzer |