RU66779U1

RU66779U1 - Установка поскважинного учета углеводородной продукции

Info

Publication number: RU66779U1
Application number: RU2007116519/22U
Authority: RU
Inventors: Николай Иванович Матвеев; Игорь Владимирович Крохмаль; Александр Васильевич Колюбаев; Владимир Петрович Сухарев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз"
Priority date: 2007-05-04
Filing date: 2007-05-04
Publication date: 2007-09-27

Abstract

Полезная модель относится к установкам для измерений массового расхода жидкости, процента ее обводненности, объемного расхода газа и для выполнения вычислений среднего суточного массового дебита нефти и объемного дебита газа в составе газожидкостной смеси (ГЖС), добываемой из нефтяных скважин. Установка применяется в системах внутрипромыслового сбора нефти. Установка поскважинного учета углеводородной продукции содержит сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода ГЖС, жидкостной и газовый трубопроводы для сброса (отвода) жидкости и газа в отводящий коллектор, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, поточный влагомер, контроллер с терминальной панелью для визуализации и ввода установочных коэффициентов связанный кабельной связью с расходомерами, влагомером и датчиками. Применение влагомера в установке позволяет производить прямое измерение процентного содержания воды в жидкости и выполнять вычисления среднесуточного массового дебита нефти по скважине с высокой точностью и в автоматическом режиме. Кроме этого исключается необходимость частого отбора проб скважинной жидкости для проведения лабораторных исследований на обводненность.

Description

Полезная модель относится к установкам для измерений массового расхода жидкости, процента ее обводненности, объемного расхода газа и для выполнения вычислений среднего суточного массового дебита нефти и объемного дебита газа в составе газожидкостной смеси (ГЖС), добываемой из нефтяных скважин. Установка применяется в системах внутрипромыслового сбора нефти.

Известны установки «ОЗНА-Массомер...» [1] в которых используются кориолисовые массовые счетчики-расходомеры (расходомеры), обеспечивающие измерение массового, объемного расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа, а также температуры этих продуктов.

Принцип действия измерительного модуля технологического блока установок «ОЗНА-Массомер...» с двумя расходомерами основывается на непрерывном измерении массового расхода, плотности и температуры жидкости и объемного расхода, давления и температуры газа.

Известная установка содержит сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода ГЖС, жидкостной и газовый трубопроводы для сброса (отвода) жидкости и газа в отводящий коллектор, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, контроллер связанный кабельной связью с расходомерами и датчиками.

Недостатком этой установки, взятой нами за прототип, является косвенный метод определения массы нефти и воды в поступающей из скважины жидкости. Так, в данной установке значение среднесуточного массового расхода нефти определяется как разность значений среднесуточного расхода жидкости и пластовой воды. Значение среднесуточного массового расхода пластовой воды, в свою очередь, определяется как произведение массового расхода жидкости и массовой доли пластовой воды в этой жидкости, а массовая доля пластовой воды

определяется по значению плотности жидкости, измеренной расходомером и значениям плотности воды и нефти, определенным лабораторным способом и введенным ранее в память блока измерений и обработки информации станции управления.

Задача предлагаемого технического решения - обеспечение раздельного поскважинного измерения количества добываемых из скважины жидкости, воды и нефти в единицах массы с высокой точностью в автоматическом режиме без проведения лабораторных исследований проб жидкости.

Это достигается за счет того, что в измерительном модуле на жидкостном трубопроводе устанавливается поточный влагомер (например, влагомер сырой нефти ВОЕСН), который позволяет непрерывно измерять процентное содержание нефти и воды в добываемой из скважин жидкости с передачей информации и вычислений в контроллер.

Предлагаемая установка представлена на чертеже (фиг.1).

Установка включает в себя входной трубопровод 1 для подвода ГЖС в сепарационную емкость 2, газовый трубопровод для отвода газа 3 с заслонкой 4 связанной с помощью рычагов и тяги с поплавковым устройством 5, расходомер 6 установленный на трубопроводе для отвода газа, жидкостной трубопровод для отвода жидкости 7, оборудованный обратным клапаном 8, поточным влагомером 9, расходомером 10 и регулятором перепада давления 11, контроллер 12 с терминальной панелью для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов 13, датчик давления (преобразователь давления) 14.

Установка работает следующим образом.

ГЖС через входной трубопровод 1 поступает в сепарационную емкость 2 где разделяется на жидкость и газ. Газ по трубопроводу 3 через открытую заслонку 4 и расходомер 6 уходит в коллектор. Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора 2 и накапливается в нем, клапан регулятора перепада давления 11 зафиксирован в положении «закрыто». По мере роста уровня жидкости поплавок 5 прикрывает заслонку 4, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления

между полостями сепаратора и коллектором. При достижении величины перепада давления, достаточной для преодоления усилия фиксаторов регулятора перепада давления 11, его клапан устанавливается в положение «открыто». В момент открытия клапана регулятора перепада давления 11, жидкость через обратный клапан 8, влагомер 9 и расходомер 10 начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе снижается, поплавок 5 приоткрывает газовую заслонку 4. При этом газ и жидкость непрерывно поступают в коллектор, расходомеры 10 и 6 соответственно производят измерения массового расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа и температуры этих продуктов, поточный влагомер 9 производит измерение процентного содержания воды в жидкости, а датчик давления 14 формирует измерительную информацию по давлению в системе. При поступлении в контроллер 12 сигнала от расходомеров, превышающего нулевое значение, включается таймер отсчета времени измерения и в контроллер начинает поступать измерительная информация. Измерительная информация от расходомеров 6, 10, влагомера 9, и датчика давления 14 передается к контроллеру 12 кабельной связью. По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает, поплавок 5 продолжает открывать заслонку 4 и давление в сепараторе уменьшается. При достижении значения давления нижнего предела срабатывания, клапан регулятора перепада давления 11 также резко закрывается. В момент закрытия клапана выходной сигнал расходомера 10 принимает нулевое значение, отсчет расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия клапана. При этом значение времени измерения фиксируется в памяти контроллера 12.

Контроллер 12 обрабатывает, формирует измерительную информацию, выводит на индикацию и передает ее по каналам связи в диспетчерский пункт нефтедобывающего предприятия. Контроллер 12 содержит терминальную панель 13 для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов.

Измерения среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного объемного расхода газа производятся путем

непрерывного усреднения значений расхода, поступающих от расходомеров и последующего масштабирования (пересчета) этих значений в среднесуточные.

Значения среднесуточного массового расхода пластовой воды определяются как произведение значений среднесуточного массового расхода жидкости и процентной доли обводненности, измеренной влагомером 9.

Значения среднесуточного массового расхода нефти, в свою очередь, определяются как разность среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного массового расхода пластовой воды.

Применение влагомера в установке позволяет производить прямое измерение процентного содержания воды в жидкости и выполнять вычисления среднесуточного массового дебита нефти по скважине с высокой точностью и в автоматическом режиме. Кроме этого исключается необходимость частого отбора проб скважинной жидкости для проведения лабораторных исследований на обводненность.

Источники информации:

1. Руководство по эксплуатации установки измерительной «ОЗНА-Массомер R», ОАО «АК ОЗНА», 2004

Claims

1. Установка поскважинного учета углеводородной продукции, содержащая сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода газожидкостной смеси, жидкостной и газовый трубопровод, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, контроллер, связанный с расходомерами и датчиками кабельной связью, отличающаяся тем, что снабжена поточным влагомером и контроллером с терминальной панелью.

2. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что поточный влагомер установлен на жидкостном трубопроводе.

3. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что поточный влагомер и контроллер связаны между собой кабельной связью.

4. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что контроллер содержит терминальную панель для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов.