RU66420U1

RU66420U1 - Влагомер жидкости продукции нефтяных скважин "охно"

Info

Publication number: RU66420U1
Application number: RU2007113464/22U
Authority: RU
Inventors: Леонид Степанович Милютин; Валерий Витальевич Котлов; Тамара Алексеевна Гебель; Надежда Михайловна Милютина
Original assignee: Леонид Степанович Милютин
Priority date: 2007-04-10
Filing date: 2007-04-10
Publication date: 2007-09-10

Abstract

Полезная модель направлена на обеспечение прямого измерения обводненности не только в условиях сепаратора (по температуре и давлению), но и в близких к стандартным, а также повышение автономности и за счет этого повышение потребительских свойств. Технический результат достигают тем, что влагомер оснащают системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера (РУ), которая осуществляет охлаждение содержимого РУ до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры. Трубопроводная арматура, обвязывающая РУ, позволяет осуществлять наполнение, отсечение жидкости в РУ и ее слив и обеспечивать при этом не только свободный выход газа в сепаратор, но и переключать выход газа с сепаратора на дренаж. Пробоотборник (П) системы получения представительной пробы размещен на скважинной линии. После (П) установлены клапан и автономный сепаратор. Система подогрева и охлаждения содержимого РУ в виде термоизолированного кожуха с вентилятором и охладителем позволяет осуществлять замкнутый цикл движения при нагреве РУ и разомкнутый цикл при его охлаждении. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Полезная модель относится к нефтедобыче и может быть использована для измерения плотностей жидкости, воды, нефти и определения содержания воды в жидкости продукции нефтяных скважин, например, при осуществлении оперативного учета дебитов скважин в составе измерительных установок дебита в системах герметизированного сбора.

Известно устройство [1], способное определять содержание воды в жидкости продукции нефтяных скважин при осуществлении оперативного учета дебитов, которое содержит обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчики гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно.

К недостаткам известного устройства относятся: невозможность проводить прямое измерение обводненности и необходимость введения лабораторных данных плотности воды и нефти; непредставительность содержимого резервуара измерительной емкости и вытекающая из этого некорректность замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности), значительная материалоемкость устройства, значительная длительность цикла измерений.

Наиболее близким техническим решением является влагомер жидкости продукции нефтяных скважин в составе устройства "Мера-ОХН" [2],

содержащий систему получения представительной пробы с пробоотборником, уровнемер, например выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть, с вертикальным цилиндрическим резервуаром, обвязанным трубопроводной арматурой, позволяющей осуществлять наполнение, отсечение жидкости в резервуаре уровнемера и ее слив, обеспечивая при этом свободный выход газа в сепаратор измерительной установки, датчики гидростатического и избыточного давлений, термометр, таймер, дозатор подачи химреагентов и систему подогрева содержимого резервуара уровнемера.

К недостаткам известного устройства относятся: невозможность прямого измерения обводненности в стандартных условиях и жесткая привязка к измерительной установке.

Задачей предлагаемого технического решения является: обеспечить возможность прямого измерения обводненности не только в условиях сепаратора измерительной установки (по температуре и давлению), но и в близких к стандартным, повысить автономность и за счет этого повысить потребительские свойства.

Это достигается тем, что влагомер жидкости продукции нефтяных скважин, содержащий систему получения представительной пробы с пробоотборником, уровнемер, например выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть, с вертикальным цилиндрическим резервуаром, обвязанным трубопроводной арматурой, позволяющей осуществлять наполнение, отсечение жидкости в резервуаре уровнемера и ее слив, обеспечивая при этом свободный выход газа в сепаратор, например измерительной установки, датчики гидростатического и избыточного давлений, термометр, таймер, дозатор подачи химреагентов и систему подогрева содержимого резервуара уровнемера, согласно полезной модели, он снабжен системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры, а трубопроводная обвязка резервуара уровнемера

выполнена с возможностью переключения выхода газа с сепаратора, например измерительной установки, на дренаж.

Пробоотборник системы получения представительной пробы, размещен на скважинной линии, после пробоотборника установлен запорный элемент например клапан, и автономный сепаратор, при этом автономный сепаратор обвязан с возможностью его полного опорожнения после каждого измерения.

Система подогрева и охлаждения содержимого резервуара уровнемера выполнена, например, в виде термоизолированного кожуха с тепловентилятором и охладителем, выполненного с возможностью осуществления замкнутого цикла движения воздуха при нагреве резервуара уровнемера и разомкнутого цикла - при охлаждении, причем, наружная поверхность резервуара уровнемера оснащена теплообменными пластинами.

Снабжение влагомера системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры и выполнение трубопроводной обвязки резервуара уровнемера с возможностью переключать выход газа с сепаратора измерительной установки на дренаж позволяет получать значения обводненности не только в условиях сепаратора измерительной установки (по температуре и давлению), но и в близких к стандартным. Размещение пробоотборника системы получения частично отсепарированной представительной пробы на скважинной линии повышает автономность влагомера и его потребительские свойства. Запорный элемент, например клапан, установленный после пробоотборника, и обвязка автономного сепаратора с возможностью его полного опорожнения после каждого измерения обеспечивают наполнение резервуара уровнемера только свежей представительной пробой жидкости и поэтому также повышает независимость влагомера от сепаратора, например, измерительной установки.

На фиг.1 изображена схема предложенного влагомера.

Влагомер содержит уровнемер 1, выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть,

резервуар 2 уровнемера 1, термоизолированный кожух 3 с тепловентилятором 4 и охладителем 5, переключатель воздушного потока 6 между термоизолированным кожухом 3 и вентиляционным каналом 7, датчик перепада давления 8, датчик избыточного давления 9, датчик температуры 10, насос-дозатор химреагентов 11, переключатель газового потока 12 между сепаратором измерительной установки и дренажной линией, пробоотборник 13, запорные элементы (например клапаны) 14, 15 и 16, теплообменные пластины 17 наружной поверхности резервуара 2 уровнемера 1, автономный сепаратор 18, состоящий из входного завихрителя 19, корпуса 20, внутренней трубы с верхней перфорацией 22 и каплеуловителя 23, соединенного с газовой линией 24 резервуара 2 уровнемера 1. 25 - скважинная линия, 26 - коллектор, 27 - дренажная линия, 28 - вода из состава скважинной жидкости, 29 - граничная зона вода-нефть, 30 - нефть из состава скважинной жидкости, 31 - линия раздела сред жидкость-газ.

Влагомер функционирует следующим образом.

Перед началом процедуры измерения производят «продувку» системы, при этом переключатель газового потока 12 открыт на сепаратор измерительной установки, клапан 14 закрыт, а клапаны 15 и 16 - открыты. Происходит слив остатков жидкости в коллектор 26. Затем открывают клапан 14, закрывают клапан 16, включают насос-дозатор химреагентов 11 для подачи дозы деэмульгатора в поток и в соответствии с показаниями уровнемера 1 или датчика перепада давления 8 производят наполнение резервуара 2 уровнемера 1. По окончании наполнения резервуара 2 уровнемера 1 закрывают клапаны 14 и 15, и если температура жидкости ниже требуемой (например, +50°С), то включают тепловентилятор 4 с активизированным нагревательным элементом.

Продукция скважины отстаивается в резервуаре 2 уровнемера 1 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают до момента

прекращения изменений показаний уровнемера 1, который регистрирует одновременно положение линий раздела сред жидкость-газ 31 и вода-нефть 29. В этот момент измеряют перепад давления столба жидкости и его высоту и определяют плотность жидкости и по расположению линии раздела вода-нефть 29 ее объемную обводненность. Затем приступают к измерению обводненности в условиях, близким к стандартным, для чего выключают нагревательный элемент тепловентилятора 4 и активизируют охладитель 5.

В процессе охлаждения жидкости до стандартной температуры (+20°С) в условиях открытой на дренаж газовой линии 24 резервуара 2 уровнемера 1 происходит выход растворенного газа и изменение показаний уровнемера 1. Снова продолжают отстой до момента прекращения изменений показаний уровнемера 1, а затем снова измеряют перепад давления столба жидкости и его высоту и определяют плотность жидкости ρ_ж и по расположению линии раздела вода-нефть 29 ее объемную обводненность.

Массовое соотношение вода-нефть W определяют, применяя значения плотности воды ρ_в и плотности нефти ρ_н, измеренные в резервуаре 2 уровнемера 1 в процессе его опорожнения при открытых клапанах 15 и 16:

Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара 2 уровнемера 1 путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре 2 уровнемера 1 до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара 2

уровнемера 1 путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту.

В случаях, когда полное расслоение происходит долго, жидкость, содержащуюся в резервуаре 2 уровнемера 1, доводят до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем гидростатического давления и высоты столба жидкости, и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.

Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из резервуара 2 уровнемера 1, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом, в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным

тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.

Объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.

Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом, объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика к полному времени истечения жидкости из резервуара уровнемера, причем, в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.

В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.

Применение предложенного технического решения позволит проводить прямые измерения в условиях, близких к стандартным, и измерять массовый дебит и массовую обводненность жидкости продукции нефтяных скважин,

например, при осуществлении оперативного учета, при помощи измерительных установок с расходомером объемного типа, а также производить полноценную модернизацию измерительных установок типа «Спутник AM...» до требований стандарта Р 8.615-2005.

Claims

1. Влагомер жидкости продукции нефтяных скважин, содержащий систему получения представительной пробы с пробоотборником, уровнемер, например выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть, с вертикальным цилиндрическим резервуаром, обвязанным трубопроводной арматурой, позволяющей осуществлять наполнение, отсечение жидкости в резервуаре уровнемера и ее слив, обеспечивая при этом свободный выход газа в сепаратор, например измерительной установки, датчики гидростатического и избыточного давлений, термометр, таймер, дозатор подачи химреагентов и систему подогрева содержимого резервуара уровнемера, отличающийся тем, что он снабжен системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры, а трубопроводная обвязка резервуара уровнемера выполнена с возможностью переключения выхода газа с сепаратора, например измерительной установки, на дренаж.

2. Влагомер по п.1, отличающийся тем, что пробоотборник системы получения представительной пробы размещен на скважинной линии, после пробоотборника установлен запорный элемент, например клапан, и автономный сепаратор, при этом автономный сепаратор обвязан с возможностью его полного опорожнения после каждого измерения.

3. Влагомер по п.1, отличающийся тем, что система подогрева и охлаждения содержимого резервуара уровнемера выполнена, например, в виде термоизолированного кожуха с тепловентилятором и охладителем, выполненного с возможностью осуществления замкнутого цикла движения воздуха при нагреве резервуара уровнемера и разомкнутого цикла - при охлаждении, причем, наружная поверхность резервуара уровнемера оснащена теплообменными пластинами.