RU66779U1 - Установка поскважинного учета углеводородной продукции - Google Patents
Установка поскважинного учета углеводородной продукции Download PDFInfo
- Publication number
- RU66779U1 RU66779U1 RU2007116519/22U RU2007116519U RU66779U1 RU 66779 U1 RU66779 U1 RU 66779U1 RU 2007116519/22 U RU2007116519/22 U RU 2007116519/22U RU 2007116519 U RU2007116519 U RU 2007116519U RU 66779 U1 RU66779 U1 RU 66779U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- gas
- installation
- flow rate
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
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 (4)
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007116519/22U RU66779U1 (ru) | 2007-05-04 | 2007-05-04 | Установка поскважинного учета углеводородной продукции |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007116519/22U RU66779U1 (ru) | 2007-05-04 | 2007-05-04 | Установка поскважинного учета углеводородной продукции |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU66779U1 true RU66779U1 (ru) | 2007-09-27 |
Family
ID=38954486
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007116519/22U RU66779U1 (ru) | 2007-05-04 | 2007-05-04 | Установка поскважинного учета углеводородной продукции |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU66779U1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2492322C2 (ru) * | 2011-12-13 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" | Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин |
RU2589452C2 (ru) * | 2014-06-17 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | Способ и устройство трехпозиционного регулирования уровня жидкости в емкости сепаратора |
RU2608106C1 (ru) * | 2015-10-23 | 2017-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Устройство для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений |
RU2610745C1 (ru) * | 2015-12-15 | 2017-02-15 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
-
2007
- 2007-05-04 RU RU2007116519/22U patent/RU66779U1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2492322C2 (ru) * | 2011-12-13 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" | Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин |
RU2589452C2 (ru) * | 2014-06-17 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | Способ и устройство трехпозиционного регулирования уровня жидкости в емкости сепаратора |
RU2608106C1 (ru) * | 2015-10-23 | 2017-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Устройство для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений |
RU2610745C1 (ru) * | 2015-12-15 | 2017-02-15 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2405933C1 (ru) | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин | |
RU2754656C1 (ru) | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины | |
RU2426877C1 (ru) | Устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин | |
RU66779U1 (ru) | Установка поскважинного учета углеводородной продукции | |
CN200979430Y (zh) | 气、水、油两相三介质流量测量装置 | |
RU2532490C1 (ru) | Способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин | |
RU76070U1 (ru) | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин | |
RU163243U1 (ru) | Установка для газоконденсатных исследований газовых и газоконденсатных скважин | |
CN205778806U (zh) | 一种撬装式油气分离单井计量装置 | |
CN111392878A (zh) | 一种循环水水质效果在线监测与自动加药*** | |
RU2386811C1 (ru) | Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках | |
CN205858315U (zh) | 一种气井井口气液两相计量装置 | |
CN209589422U (zh) | 一种流体流动阻力测定装置 | |
RU155020U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
CN208594928U (zh) | 一种智能移动式油田生产计量装置 | |
CN204666329U (zh) | 一种气流携液携砂可视化实验装置 | |
RU166008U1 (ru) | Устройство для измерения параметров жидких сред | |
RU2545320C1 (ru) | Способ определения содержания загрязнений в топливе, поданном в бак ракетного блока при проведении испытаний | |
CN211262372U (zh) | 一种分级测量式流量监测井 | |
RU2513891C1 (ru) | Устройство для измерения дебита скважин | |
RU99821U1 (ru) | Установка для определения параметров нефтегазоводяного потока | |
RU2371701C1 (ru) | Способ определения содержания загрязнений в жидкости, текущей в трубопроводе | |
RU2431130C1 (ru) | Способ определения содержания загрязнений в жидкости, текущей в трубопроводе | |
RU35824U1 (ru) | Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU2319111C2 (ru) | Способ и устройство для измерения расходов фаз газожидкостенного потока в трубопроводе с последующим измерением расходов, составляющих компонент жидкой фазы |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20100505 |