СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЙ ДЕБИТОВ, КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЕЙ ДОБЫЧИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для измерений дебита продукции, ее компонентов - нефти, воды и газа, для контроля состава продукции, а также для контроля и управления технологией добычи продукции скважин в процессах добычи, транспорта, хранения и реализации нефти и в других отраслях промышленности.

В нефтяной промышленности сложно достигнуть точных и достоверных измерений дебитов продукции скважин по жидкости, нефти, газу и воде, что особенно характерно при внедрении новых методов интенсификации добычи нефти, в которых возникают стойкие эмульсии газ-нефть, газ-нефть-вода, вода-нефть, например, при добыче тяжелой нефти с аномальными свойствами.

Из технического уровня известен способ определения дебита жидкости и газа в продукции скважин, включающий разделение газожидкостной смеси в сепарационной емкости, задание времени измерения дебита, периодичное накопление жидкости в сепарационной емкости и ее вытеснение под давлением, измерение периодов накопления и вытеснения.

Для повышения точности и достоверности определения дебитов в период накопления поддерживают давление меньше давления насыщения и непрерывно измеряют объем газа и массу жидкости до достижения его заданного максимального значения, причем значения массы жидкости за каждый последующий период сравнивают между собой и при минимальном заданном значении разницы заканчивают измерение, а дебит жидкости и газа определяют с учетом изменения массы жидкости и времени накопления и вытеснения за периоды накопления и вытеснения [А.С.1680966, БИ № 36, опубл. 30.09.91]. Для реализации этого способа известна также установка сбора, измерения продукции нефтяных скважин, содержащая емкость, соединенную трубопроводами с клапанами с патрубками ввода газожидкостной смеси, вывода газа и жидкости, измерителями плотности, давления, объема газа, а также вычислительное устройство. Для повышения точности измерения, расширения эксплуатационных возможностей емкость установлена горизонтально на измерителях массы, снабжена датчиками уровня, размещенными на стенке емкости на уровне 0.2-0.8 ее высоты, пробоотборными устройствами, устанавливаемыми вне емкости на регулируемые по высоте опоры и соединенными с трубопроводами через клапаны, а на верхней поверхности емкости в плоскости, проходящей через ее центр тяжести, установлена грузоподъемная площадка, причем патрубки ввода газожидкостной смеси и вывода газа и жидкости установлены вертикально и выполнены в цилиндрической части емкости, патрубок ввода газожидкостной смеси соединен с выходными линиями скважин, патрубок вывода жидкости через плотномер и клапан соединен с коллектором, патрубок ввода газа соединен с газопроводом, а на его гибком участке установлен фильтр-каплеуловитель, опирающийся через измеритель массы на емкость, при этом управляющие входы клапанов и выходы всех измерителей подсоединены соответственно к входам и выходам измерительных устройств [А.С.1652521, БИ № 20, опубл. 30.05.1991].

Недостатком способа и реализующего его устройства является низкая точность измерений газа, т.к. не учитывают остаточный газ в пенистой нефти и эмульсии, а также обводненность продукции до и в процессе сепарации.

Известна также установка оперативного учета нефти [Патент RU 2208158, БИ № 19, опубл. 10.07.2003], в которой применена максимальная сепарация газа от жидкости гидроциклоном для обеспечения точности ее измерения массомерами. Недостатком аналога является то, что в нем предусмотрена глубокая сепарация газа из жидкой фазы гидроциклоном, которую трудно провести в системах сбора при наличии свободного и растворенного газа. Для этого требуется подготовка жидкой продукции к измерениям, а именно нагрев, разгазирование, а для повышения точности необходимо иметь противодавление, которого недостаточно в системах сбора. Кроме того, в аналоге измерение дебитов осуществляют при сливе и не контролируют в период налива и сепарации.

Известен также способ замера дебита нефтяных скважин по жидкости и устройство для его осуществления [Патент RU 2277635]. Способ замера дебита нефтяных скважин по жидкости, преимущественно для газоводонефтяных смесей, склонных к пенообразованию, включает периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительную емкость, сепарацию газожидкостной смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутой емкости и измерения гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых измерительных уровнях. Сепарацию газожидкостной смеси по газу осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, после чего подают газожидкостную смесь в измерительный участок измерительной емкости, определяют отдельно скорость перемещения границы раздела пена-газ и скорость перемещения границы раздела жидкость-пена по характерным моментам времени достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней измерительной емкости, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости, находящейся в пене.

Общими недостатками известных способов и устройств являются низкая чувствительность и точность метода измерения гидростатического давления сложных пенистых и эмульсионных нефтегазовых смесей продукции порционно групповыми замерными установками, необходимость сепарации, при которой возможно определение четкой границы раздела фаз. Устройство является однофункциональной измерительной установкой, способ не предусматривает измерение текущего значения расхода для контроля процесса подъема и сбора продукции, а измеряет порцию продукции. Для получения удовлетворительной точности измерения дебитов необходимо проведение сложных исследований и настройки приборов и алгоритмов обработки. Устройство требует настройки и калибровки под определенные параметры продукции скважины. В устройстве применяются блочные горизонтально-вертикальные сепараторы, горизонтальная часть - сепаратор газа, а вертикальная - измерительная, габариты, которых малы для точного измерения продукции скважин гидростатическим методом.

Таким образом, в аналогах частично решается задача контроля состава за счет определения границ раздела по измерителю массы весовым и гидростатическим методами при наливе и расчетного определения отдельных компонент продукции с постоянным применением результатов анализа проб для определения нефти, газа и воды, что не обеспечивает оперативное управление процессом.

В связи с этим в известном техническом уровне не выбран ближайший аналог как по совокупности существенных признаков, так и по достигаемым техническим результатам.

Задачей изобретения является разработка многофункционального способа, расширяющего диапазон измерений дебитов жидкости или газожидкости от газоконденсатов до вязкой нефти, контроля и управления процессом добычи продукции скважин.

Техническими результатами, которые могут быть получены при реализации изобретения, являются:

- повышение точности и достоверности измерения уровня, объема и массы жидкости или газожидкости;

- расширение функциональных возможностей;

- обеспечение контроля и управления технологией добычи продукции скважин;

- контроль достбверности результатов измерения массы, уровня/объема продукции в условиях эксплуатации;

- повышение надежности, безопасности и удобства эксплуатации измерения

дебитов газожидкостной продукции.

Решение указанной задачи и достижение вышеперечисленных результатов для изобретения стало возможным благодаря тому, что:

- способ измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин, предпочтительно для газоводонефтяных смесей с аномальными свойствами, характеризуется периодической подачей продукции в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, сепарацией газожидкостной смеси по газу, отсчетом времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней емкости - сепаратора и измерением массы газожидкостной смеси на измерительных уровнях в процессе сепарации газожидкостной смеси по газу после образования выраженной границы раздела газ-жидкость, при этом непрерывное измерение массы газожидкостной смеси осуществляют в процессе налива и в период отстоя и сепарации, измерение температуры, давления, дебита газа, массы, уровня, раздела фаз и объема жидкости в процессе налива осуществляют за определенные интервалы времени с последующей фиксацией, сохранением и сравнением изменений между собой, после прекращения подачи газожидкоетной смеси контролируют параметры среды путем измерения температуры, давления, массы, уровня раздела фаз, дебита газа и объема жидкости в период отстоя по значениям средней плотности жидкости, а качество сепарации газожидкости оценивают путем измерения или расчета средней плотности жидкости и сравнения полученных результатов с реальной плотностью жидкой продукции, полученной расчетным путем по анализу объединенной пробы продукции на входе до измерений и во время измерений, и при достижении заданного значения разности показаний средней и реальной плотности меньше заданной погрешности заканчивают разгазирование, измеряют расход по массе и объему жидкой продукции и определяют дебиты по газу, жидкости, нефти и воде;

- установка для измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин характеризуется наличием емкости-сепаратора, снабженной люком и фланцами, часть из которых соединена с трубопроводной обвязкой малой жесткости, снабженной отсекающими задвижками, кранами, обратными клапанами, управляемыми задвижками и пробоотборниками, на трубопроводах которой размещены приборы для измерения параметров среды в виде термометра и манометра, а также приборов массы, уровня и объема, имеющих выводы на щиты приборов, автоматики и управления установкой, при этом емкость-сепаратор снабжена устройством указателей уровня жидкости с метроштоками, на одном из фланцев емкости-сепаратора размещен уровнемер уровня и раздела фаз с дистанционным преобразователем с калибровочной таблицей объема емкости-сепаратора по уровню, а на ней установлены датчики температуры и давления, а также термометры и манометры, емкость-сепаратор строго горизонтально ориентирована, для чего она расположена на не менее двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы, а для обеспечения возможности регулирования равномерности нагрузки в процессе эксплуатации и поддержания горизонтального положения установлена на строго ориентированной горизонтально платформе в виде рамы, расположенной ниже емкости-сепаратора, измерители массы включают устройства встройки и тензодатчики, жестко установленные на домкраты для распределения нагрузки, опирающиеся на опоры, выполненные с возможностью регулировки по высоте емкости-сепаратора, с установленными на них гидроуровнями, крепящиеся на платформе, и снабженные домкратами, регулирующими горизонтальное положение этих опор и емкости-сепаратора по гидроуровням, люк емкости расположен по вертикальной оси симметрии емкости, снабжен крышкой, на которой установлен нагрузочный домкрат, связанный через тросы или стропы с нагрузочным устройством, расположенным под емкостью-сепаратором, трубопроводная обвязка включает входной трубопровод, на котором установлено устройство контроля потока газожидкости и через который обеспечивается поступление газожидкости из скважины или скважин в емкость-сепаратор через ее горизонтальный фланец по горизонтальному входному и через ее вертикальный фланец вертикальному входному трубопроводам, общий трубопровод-коллектор от емкости-сепаратора на котором установлено устройство контроля потока газожидкости, соединенный с трубопроводами газожидкости, жидкости и газа, дренажный трубопровод, трубопровод газа, соединяющий газовую часть емкости через задвижку с факельной линией, оборудованный фильтром жидкости, установленным на входе, указателем жидкости в газе и узел учета газа, а также байпасный трубопровод.

В частных примерах исполнения способа до начала измерений проводят калибровку средств измерения массы, уровня, раздела фаз и объема на заменителе продукции - пресной воде с помощью рабочих эталонов массы, уровня и объема, дополнительно понижают давление в емкости-сепараторе до атмосферного и измеряют количество газа, а также измеряют и контролируют параметры среды и продукции во времени путем измерения температуры, давления, дебита газа, массы уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции и расчетные значения средней плотности жидкости, в период подачи газожидкостной смеси во входной вертикальный трубопровод вводят деэмульгатор и/или теплоноситель и определяют по перемещению границы раздела фаз время отстоя и разделения компонентов в период налива и отстоя визуально и по расчетной средней плотности жидкости.

В частных примерах выполнения установки она дополнительно снабжена фальшопорами, установленными на оси входного трубопровода, платформа выполнена каркасом из металлопроката, или швеллеров, или труб, или уголков, на входном трубопроводе установлено деэмульгирующее устройство с дозатором и емкостью подачи деэмульгатора и теплоносителя в виде пара и/или воды, к входному трубопроводу подключена гребенка выкидных трубопроводов скважин, снабженная трехходовым краном, емкость-сепаратор дополнительно снабжена каплеуловителем. В частных примерах выполнения установки емкость-сепаратор и трубопроводы могут быть покрыты термоизоляцией, а приборы и датчики снабжены устройством регулирования температуры, вторичный прибор тензодатчиков может иметь не менее 8 калибровочных точек для линеаризации характеристики установки, сверху емкости-сепаратора установлен дополнительно горизонтальный сепаратор газа, при этом перед гребенкой выкидных трубопроводов скважин установлен многоканальный многофазный индикатор или расходомер потока газожидкостной продукции.

Изобретательским шагом является принципиальный переход от усовершенствования элементов известных устройств и алгоритмов измерения, позволяющего только незначительно повысить точность измерения дебитов, к способу прямого измерения массы и уровня/объема жидкости и определения отдельных компонент в период налива, отстоя и слива продукции, а также адаптивного определения времени замеров дебитов по газу, нефти и воде. Достоверное измерение в единицах массы проводят взвешиванием прямым динамическим в период налива и статическим в период отстоя и сепарации, а не косвенным гидростатическим способом. В емкости-сепараторе измеряют и контролируют массу, уровень и объем продукции в период налива, отстоя и слива, при том что масса газа намного меньше массы жидкости. Это обеспечивает возможность оперативного управления процессом.

Повышение точности и достоверности измерения массы, уровня, раздела фаз, объема достигают предварительной калибровкой средств измерения массы, уровня, раздела фаз и объема на заменителе продукции пресной воде с помощью рабочих эталонов массы и объема; достоверность и точность измерений дебитов компонент продукции, газа, жидкости, нефти и воды достигают по результатам проведенных измерений и выбором режима работы установки с допустимой погрешностью измерения, а также при известных расчетной средней плотности жидкости и средних плотностях нефти, газа и воды, полученных по анализу проб жидкости на входе в емкость-сепаратор, по известным формулам рассчитываются дебит жидкости, воды, нефти и газа.

Достоверное определение времени замера дебитов достигают за счет измерения и контроля приращения массы, уровня, раздела фаз и объема жидкости, измерения температуры, давления, дебита газа в период налива за определенные интервалы времени и сравнения их изменений между собой; достоверное измерение времени дегазации жидкости, дебитов продукции обеспечивают за счет стравливания давления до атмосферного давления с измерением количества газа, измерением и контролем параметров среды и продукции, а именно температуры, давления, расхода массы, уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции, во времени и расчета значений средней плотности жидкости.

Применение рабочих эталонов массы и уровня для периодического контроля, сохранения характеристик средств измерений массы, уровня, раздела фаз и объема обеспечивает контроль достоверности результатов измерения массы, уровня/объема продукции в рабочих условиях.

Получение технического результата в виде повышения точности и достоверности измерения уровня, объема, массы и дебита жидкости или газожидкости заключается в следующем.

Повышение точности измерения массы и объема продукции в емкости-сепараторе обеспечивают установкой на опорах емкости-сепаратора гидроуровней для ее горизонтальной установки и равномерности нагрузки на датчики.

Повышение точности и достоверности измерения объема жидкости по уровню обеспечивается тем, что в уровнемере заложена калибровочная таблица данной емкости, полученная объемным методом, нуль которой связан с нулем шкал уровнемера и устройства указателей уровня жидкости.

Повышение точности измерений расхода газа за счет его осушения обеспечивают установкой в емкости каплеуловителей, а на входе газопровода установлен фильтр жидкости, низ которого связан вентилем слива в емкость.

Повышение точности измерения газа на газопроводе обеспечивают снабжением газопровода узлом учета газа, состоящим из счетчика-расходомера, датчиков температуры, давления, пробоотборника и устройств обработки сигналов, с дистанционными выходными цепями, сигналы которых выведены на вычислительное устройство газа щита приборов.

Обеспечение точности - калибровки и поверки и удобства эксплуатации достигают размещением люка симметрично вертикальной оси симметрии емкости-сепаратора и размещением на его крышке нагрузочного домкрата, связанного через тросы или стропы с расположенным внизу под емкостью-сепаратора рабочим эталоном массы, например грузоприемной площадкой с набором гирь или массы материала определенного веса. Для исключения загрязнения, выброса продукции в атмосферу и удобства эксплуатации трубопровод, предохранительный клапан емкости и задвижка сброса давления связаны с факельной линией, выведенной на переносной факельный трубопровод.

Горизонтальность установки емкости-сепаратора и равномерность нагрузки на тензодатчики обеспечивается тем, что около них и под ними расположены площадки и настроечные домкраты. Тензодатчики через соединительную коробку и кабели подключены к вторичному прибору.

Замена части тензодатчиков, расположенных напротив входного трубопровода, на фальшопоры при пробковой структуре потока и большом газовом факторе позволяет исключить влияние ударов потока продукции на взвешивание.

Равномерность нагрузки на тензодатчики емкости-сепаратора, снижение влияния обвязки обеспечивают расположением тензодатчиков и трубопроводов симметрично относительно осей симметрии емкости-сепаратора, с определенной длиной и конфигурацией для создания малой жесткости.

Визуальный контроль, измерение уровня и раздела фаз, калибровка, контроль за процессами наполнения, отстоя и слива продукции обеспечивается тем, что в сепараторе симметрично сверху и снизу через фланцы, трубопроводы, задвижки выведено на вертикальный коллектор устройство указателей уровня жидкости с расположенным на нем метроштоком и секциями трубок стеклянных кварцевых.

Контроль параметров системы сбора и измерения достигают выведением всех цепей датчиков и приборов температуры, давления, уровня, массы жидкости, состава жидкости и расхода газа на щит приборов.

Контроль уровня и загрязненности жидкости на фильтре газопровода обеспечивают установкой указателя уровня жидкости и связью низа фильтра с емкостью-сепаратора.

Для обеспечения оперативного контроля и измерения уровня и объема шкалы устройства указателей уровня жидкости, расположенные на экране и в уровнемере проградуированы в единицах длины и объема.

Контроль состава жидкости после налива и отстоя обеспечивают установкой на выходном трубопроводе расходомера, многофазного индикатора расхода, термометра, манометра и управляемой задвижки, выводом цепей датчиков и управления задвижкой на щиты приборов и автоматики.

Отбор достоверной пробы жидкости достигают установкой на вертикальных участках газожидкостного, газового и жидкостного трубопроводов емкости-сепаратора щелевых секторных пробоотборников с вентилями.

Регистрация, накопление и обработка обеспечивается тем, что в шкафу приборов расположены щиты питания, вторичные приборы, контроллеры, электронный регистратор параметров измерения, контроля продукции и среды с возможностью их обработки, накопления за длительный период и вывода их на устройства вычислительной техники в виде флеш-памяти, контроллера или компьютера.

Входной трубопровод выполнен из секций, одна из которых подсоединена через задвижку на горизонтальный фланец к емкости-сепаратору, а другая через вертикальный фланец сверху через отсекающую задвижку, что обеспечивает ввод и сепарацию газа продукции.

На входном трубопроводе установлено деэмульгирующее устройство с дозатором и емкостью подачи деэмульгатора и теплоносителя в виде пара или воды, что обеспечивает сокращение времени сепарации жидкости и разложения эмульсии в емкости-сепараторе.

Сохранения условий установки, измерений и системы сбора достигнуто выведением газовых, жидкостного и байпасного трубопроводов в общий трубопровод-коллектор системы сбора через обратные клапаны.

Исключения влияния трубопроводной обвязки обеспечивается тем, что вторичный прибор тензодатчиков имеет не менее 8 калибровочных точек для линеаризации характеристики установки.

Расширение функциональных возможностей обеспечивают путем определения времени раздела фаз и сепарации газа, а также путем снижения времени отстоя при определении режимов подготовки с повышением достоверности измерения компонент продукции.

Непрерывное измерение массы продукции в процессе налива позволяет получить текущее значение дебита, определить закономерность поступления продукции и оптимально выбрать время изменения для каждой скважины, а также контролировать технологический процесс добычи продукции скважин.

Измерение значения массы в период отстоя и сепарации позволяет получить более точное интегральное значение дебита продукции за время наполнения емкости и контролировать подготовку нефти при добыче продукции.

Применение измерительной емкости большого объема с входным трубопроводом позволяет подключать для контроля и измерения несколько скважин одновременно, а также любую из них.

Определение времени раздела фаз и сепарации газа достигают за счет отключения подачи продукции и контроля изменения параметров среды, а именно температуры, давления, массы, уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции, во времени в период отстоя по расчетным значениям средней плотности жидкости в рабочих условиях.

Измерение параметров продукции и характеристик технологического процесса сбора, подготовки - сепарации, измерения и слива продукции с оценкой времени разделения фаз нефть-вода достигается путем подачи теплоносителя с деэмульгатором в вертикальный поток продукции скважин входного трубопровода.

Снижение времени отстоя и повышение достоверности измерения компонент продукции в период налива достигают путем подачи теплоносителя с деэмульгатором в вертикальный поток продукции скважин входного трубопровода с последующим определением времени отстоя и разделения компонентов во времени в период налива и отстоя.

Проведение измерений за время налива, отстоя и слива продукции в период изменения параметров технологического процесса сепарации газа, жидкости, нефти и воды при изменении условий, температуры и давления при вводе деэмульгатора и подаче теплоносителя - пара и снятии давления - сепарации газа позволяет выбрать оптимальный режим процесса сбора и подготовки продукции.

Получение технического результата в виде расширения функциональных возможностей заключается в следующем.

Визуальное и дистанционное измерение параметров продукции и повышение точности измерения, а именно калибровка, поверка средств измерений уровня и объема жидкости обеспечивают установлением на одном фланце емкости-сепаратора заглушки для ввода метроштока, а на другом размещением уровнемера уровня и раздела фаз с дистанционным выходным преобразователем с калибровочной таблицей объема емкости-сепаратора по уровню, сигналы которого через кабель выведены на щит приборов, а через вертикальный коллектор подключено устройство указателей уровня жидкости с расположенным на нем метроштоком.

Наличие фланца подключения газопровода, паропровода сверху емкости-сепаратора, а также подключение передвижного агрегата или насосной установки на выходном трубопроводе дает возможность опорожнения емкости-сепаратора.

Компенсация влияния просадки платформы на измерения массы продукции обеспечивается жестким установлением тензодатчиков через домкраты на платформе для регулирования равномерности нагрузки в процессе эксплуатации.

Исполнение емкости-сепаратора и трубопроводов с термоизоляцией, а приборов и датчиков в морозостойком исполнении или с устройствами подогрева обеспечивает работу установки при минусовых температурах.

Устройство отвода тепла, состоящее из цилиндра, к которому подключена охлаждающая жидкость - вода, расположенное между датчиком и опорой емкости обеспечивает работу установки при высоких температурах.

Расширение функций установки при измерении структуры потока газожидкости на входе и жидкости на выходе, обеспечивают установкой на вертикальных трубопроводах многофазных индикаторов расхода, например многофазных расходомеров.

Установление на трубопроводах задвижек и фланцев с быстросъемными разъемами позволяет подсоединять агрегаты, применяемые в нефтегазовой промышленности.

Подключение к гребенке выкидных трубопроводов скважин многоканального многофазного индикатора или расходомера потока продукции позволяет контролировать режимы технологии и оборудования по отдельной скважине и всей группы скважин.

Обеспечение контроля и управления технологией добычи продукции скважин достигается следующим.

Данные характеристик средств измерений массы, уровня, раздела фаз и объема, полученные при проведении калибровки установки с применение рабочих эталонов массы и уровня для периодического контроля, обеспечивают контроль достоверности результатов измерения массы, уровня (объема) продукции в рабочих условиях.

Проведение измерений за время налива, отстоя и слива продукции в период изменения параметров технологического процесса сепарации газа, жидкости, нефти и воды при изменении условий, температуры и давления при вводе деэмульгатора и подаче теплоносителя - пара и снятии давления - сепарации газа позволяет выбрать оптимальный режим процесса сбора и подготовки продукции.

Измерение и контроль массы, уровня и объема продукции с учетом параметров среды, в период налива, отстоя и слива, притом что масса газа намного меньше массы жидкости, обеспечивает возможность оперативного управления процессом.

Регистрация, накопление и обработка обеспечивается тем, что в шкафу приборов расположены щиты питания, вторичные приборы, контроллеры, электронный регистратор параметров измерения, контроля продукции и среды с возможностью их обработки, накопления за длительный период и вывода их на устройства вычислительной техники в виде флеш-памяти, контроллера или компьютера.

Контроль уровня и загрязненности жидкости на фильтре газопровода обеспечивают установкой указателя уровня жидкости и связью низа фильтра с емкостью-сепаратора.

Для обеспечения оперативного контроля и измерения уровня и объема шкалы устройства указателей уровня жидкости, расположенные на экране, и в уровнемере проградуированы в единицах длины и объема.

Контроль состава жидкости после налива и отстоя обеспечивают установкой на выходном трубопроводе расходомера, многофазного индикатора расхода, термометра, манометра и управляемой задвижки, выводом цепей датчиков и управления задвижкой на щиты приборов и автоматики.

Подключение к гребенке выкидных трубопроводов скважин многоканального многофазного индикатора или расходомера потока продукции позволяет контролировать режимы технологии и оборудования по отдельной скважине и всей группы скважин.

Быстрое переключение обеспечивается тем, что на выходном трубопроводе жидкости вместо управляемой задвижки установлен переключающий клапан, управляемый от предельных значений массы жидкости вторичного прибора тензодатчиков.

Контроль достоверности результатов измерения массы, уровня/объема продукции в условиях эксплуатации достигается следующим.

Достоверное измерение в единицах массы проводят взвешиванием прямым динамическим в период налива и статическим в период отстоя и сепарации, а не косвенным гидростатическим способом.

Достоверное определение времени замера дебитов достигают за счет измерения и контроля приращения массы, уровня, раздела фаз и объема жидкости, измерения температуры, давления, дебита газа в период налива за определенные интервалы времени и сравнения их изменений между собой.

Применение рабочих эталонов массы и уровня для периодического контроля, сохранения характеристик средств измерений массы, уровня, раздела фаз и объема обеспечивает контроль достоверности результатов измерения массы, уровня/объема продукции в рабочих условиях.

Отбор достоверной пробы жидкости достигают установкой на вертикальных участках газожидкостного, газового и жидкостного трубопроводов емкости-сепаратора щелевых секторных пробоотборников с вентилями.

Визуальный контроль, измерение уровня и раздела фаз, калибровка, контроль за процессами наполнения, отстоя и слива продукции обеспечивается тем, что в сепараторе симметрично сверху и снизу через фланцы, трубопроводы, задвижки выведено на вертикальный коллектор устройство указателей уровня жидкости с расположенным на нем метроштоком и секциями трубок стеклянных кварцевых.

Контроль параметров системы сбора и измерения достигают выведением всех цепей датчиков и приборов температуры, давления, уровня, массы жидкости, состава жидкости и расхода газа на щит приборов.

Подключение к гребенке выкидных трубопроводов скважин многоканального многофазного индикатора или расходомера потока продукции позволяет контролировать режимы технологии и оборудования по отдельной скважине и всей группы скважин.

Получение технического результата в виде повышения безопасности, удобства эксплуатации, надежности измерения, контроля уровня и раздела фаз достигается путем установления в емкости-сепараторе на верхнем фланце уровнемера жидкости или раздела фаз, устройства указателей уровня жидкости с метроштоком под давлением и визуального контроля уровня, давления и температуры по месту эксплуатации, а также съемного фланца для контроля уровня с помощью метроштока при атмосферном давлении.

Сокращение габаритов и массы обеспечивается выполнением платформы в виде рамы.

Автоматическое управление процессом измерения обеспечивают установкой на трубопроводах газожидкости, газа и жидкости управляемых задвижек, цепи питания которых выведены кабелем на щит автоматики, который связан переносным кабелем со шкафом приборов и автоматики.

Безопасность работы на установке обеспечивают выполнением всех датчиков, приборов, управляемых задвижек, электрооборудования во взрывобезопасном и искробезопасном исполнении, наличием датчиков контроля загазованности, выведенных на сигнализацию, цепи выведены кабелем на связанные между собой щиты приборов и автоматики, а со щитов приборов и автоматики выводятся через разъемы и переносной кабель в шкаф приборов и автоматики, размещаемый на безопасном расстоянии.

Соединение входных и выходных трубопроводов жидкости сепаратора с байпасным трубопроводом с задвижкой позволяет отключать установку от скважин.

Удобство эксплуатации при наполнении и сливе жидкости в период эксплуатации, ремонта и калибровки обеспечивают выполнением на нижнем дренажном фланце емкости, установкой двух задвижек, одна соединена с дренажной системой, а другая через фланец и быстросъемный разъем служит для подсоединения агрегатов и автоцистерн.

Исключение влияния окружающей среды, температуры, ветра, осадков обеспечивается тем, что установка с двух сторон под углом защищена щитами и установлена под навес или помещена в контейнер.

Повышение точности и удобства эксплуатации обеспечивается расположением на платформе металлоконструкций, на которых размещены регулируемые по высоте емкости опоры для установки тензодатчиков.

Быстрое переключение обеспечивается тем, что на выходном трубопроводе жидкости вместо управляемой задвижки установлен переключающий клапан, управляемый от предельных значений массы жидкости вторичного прибора тензодатчиков.

Автоматическое переключение скважин на замер обеспечивается снабжением гребенки скважин трехходовыми управляемыми клапанами.

Надежность и безопасность процесса обеспечиваются постоянным контролем среды - температуры и давления, установленными на емкости датчиками температуры и давления, сигналы которых выведены на щит приборов, а также термометрами и манометрами на месте эксплуатации.

Заявленное изобретение иллюстрируют следующие фигуры.

На фиг.1 показана принципиальная схема установки для измерения, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин: емкость-сепаратор с патрубками и люком с крышкой, ложеметные опоры с нагрузочными консолями и измерителями массы, включающими устройства встройки и тензодатчики, жестко установленные на домкраты для распределения нагрузки, платформа, опоры, гидроуровни, тросы, нагрузочное устройство, нагрузочный домкрат, трубопроводная обвязка из входного трубопровода, горизонтального и вертикального входных трубопроводов, общего трубопровода-коллектора, трубопроводов газожидкости, жидкости и газа, дренажный трубопровод, трубопровод газа, фильтр жидкости, байпасный трубопровод, насос откачки, отсекающие задвижки, краны, обратные клапаны, управляемые задвижки, пробоотборники, термометры, манометры, приборы массы, уровня и объема, щиты приборов, автоматики и управления установкой, устройство указателей уровня жидкости с метроштоком, уровнемер уровня и раздела фаз, датчики температуры и давления.

На фиг.2 показана заявленная установка, дополнительно включающая гребенку выкидных трубопроводов скважин, демульгирующее устройство, задвижку теплоносителя; каплеуловитель в емкости-сепараторе.

На фиг.3 показана заявленная установка, дополнительно включающая горизонтальный сепаратор газа, многоканальный многофазный индикатор или расходомер потока продукции.

Заявленная установка (фиг.1) включает емкость-сепаратора 1 с входным трубопроводом 2, обеспечивающим подачу продукции нефтяных скважин из скважины (не показано). На входном трубопроводе установлены отсекающая задвижка или кран 3, управляемая задвижка 4 с задвижками 5, 6, 7 для подключения устройства контроля потока продукции - многофазного индикатора или расходомера 8, задвижки 9 на входной горизонтальный трубопровод 10 и отсекающей задвижки 11 на входной вертикальный трубопровод 12. На фланце (не показан) емкости-сепаратора 1 расположен вентиль 13 манометра 14, вентиль 15 датчика давления 16, трубопровод предохранительного клапана 17 с предохранительным клапаном 18, байпасной задвижкой 19 с факельной линией 20. Емкость-сепаратор 1 снабжена люком 21. На крышке (не показан) люка 21 установлен нагрузочный домкрат 22, датчик температуры 23, уровнемер 24. Выходной трубопровод газа 25 оборудован задвижкой 26, фильтром 27 с указателем уровня жидкости в газе 28, задвижкой слива жидкости 29, задвижкой счетчика-расходомера газа 30, 31. Байпасный газопровод 32 снабжен задвижкой 33 счетчика-расходомера газа 34, датчика температуры 35, датчика давления 36, управляемой задвижки 37, пробоотборника газа 38, манометра 39 и термометра 40, выходного трубопровода газа 41. Верхний трубопровод устройства указателей уровня жидкости 42 снабжен задвижкой 43, нижний трубопровод устройства указателей уровня жидкости 44 снабжен задвижкой 45, вентилей 46, 47 коллектора устройства указателей уровня жидкости 48, верхнего вентиля газа 49, нижнего вентиля дренажа 50, метроштока 51 устройства указателей уровня жидкости. Емкость-сепаратор 1 установлена на ложементные опоры 52, нагрузочные консоли 53. Блока регистрации 54. На выходной трубопровод жидкости 55 установлены расходомер жидкости 56, задвижки 57, 58, 59 устройства состава продукции 60, пробоотборника 61, управляемая задвижка 62, термометр 63, задвижки в дренаж 64, 65, блок насоса откачки 66. Термометр емкости 67, пробоотборник 68. Дренажная задвижка 69 с быстросъемным разъемом, задвижка 70 дренажного трубопровода в дренажную систему. Измерители массы (на фиг. не показан) состоят из устройств встройки 71, тензодатчиков 72, установленных на домкраты 73, опоры 74, крепящиеся на раму 75 с гидроуровнями 76, с домкратами 77, соединительной коробкой 78 тензодатчиков и вторичного прибора 79. Нагрузочное устройство 80. Байпасный трубопровод 81 с задвижкой 82. Общий трубопровод жидкости и газа 83 с обратными клапанами 84 и 85 с выходным общим трубопроводом 86, датчики давления 16, температуры 23 и уровнемера 24 выведены на контроллер 87. Устройство контроля потока продукции 8 выведено на контроллер 88. Управляемые задвижки 4, 37 и 62 выведены на щит автоматизации 89, щит приборов 90 и шкаф приборов и автоматизации 91. На устройство узла учета газа 92 выведены данные приборов 34, 35, 36. Фланец для метроштока 93, пробоотборник газожидкости 94, дренажная линия 95 подключается к дренажной системе или емкости (не показаны), задвижка 96 для подачи газа с линии замера на факел (на рис.не показаны).

В частном примере исполнения заявленная установка дополнительно снабжена гребенкой выкидных трубопроводов скважин 97, деэмульгирующим устройством 98, установленным на входном трубопроводе 2, задвижкой теплоносителя 99, каплеуловителем 100 в емкости-сепараторе 1. Это обеспечивает возможность измерения и анализа продукции.

Для увеличения диапазона измерения продукции до больших газовых факторов заявленная установка дополнительно снабжена горизонтальным сепаратором газа 101, многоканальным многофазным индикатором или расходомер потока продукции 102.

Установка для осуществления способа измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции скважин работает следующим образом.

В установке проверяют состояние трубопроводов обвязки и задвижек (не показано), чтобы все задвижки установки были в закрытом состоянии, домкратами 77 регулируют горизонтальное положение опор 74 и емкости-сепаратора 1 с ложементными опорами 52 и нагрузочной консолью 53 по гидроуровням 76, установленным на опорах 74. Подают электропитание на все приборы, сигналы с тензодатчиков 72 поступают через коробку 78 на вторичный прибор 79, показания выводятся на блок регистрации 54, информация с которого служит оператору для равномерного распределения нагрузки на тензодатчики 72 с помощью домкратов для распределения нагрузки 73. Сигналы с тензодатчиков 72 поступают также на контроллер 87. Домкратами распределения нагрузки 73 регулируют равномерную нагрузку на тензодатчики 72 от ложементных опор 52 емкости-сепаратора 1. Проверяют работу устройства взвешивания установки при помощи подъема и снятия нагрузочного устройства с набором гирь 80 и нагрузочного домкрата 22 на люке 21, при этом считываются показания приборов в блоке 54.

Проверяют работу уровнемера 24. Подают сигналы, проверяют нулевое положение контроллера 87 уровнемера 24. Открывают задвижки 43 верхнего трубопровода устройства указателей уровня жидкости 43, задвижки 45 нижнего трубопровода устройства указателей уровня жидкости 44, вентилей 46, 47 на устройстве указателей уровня жидкости 48. Отсутствие жидкости контролируют по открытым задвижкам 19 факельной линии 20 и дренажной задвижки 69 с быстросъемным разъемом. Подключают автоцистерну (не показано) пресной водой определенной плотности через быстросъемный разъем дренажной задвижки 69. Открывают дренажную задвижку 69 и порцию пресной воды подают в емкость-сепаратор 1. Контролируют заполнение емкости-сепаратора 1 водой по уровнемеру 24 и устройству указателей уровня жидкости 48. Дополнительно уровень жидкости в емкости-сепараторе 1 контролируют через фланец 93 переносным метроштоком (не показано). Выставляют нулевые отметки по метроштоку на устройстве указателей уровня жидкости 48 и уровнемере 24. Открывают вентиль 50 и при появлении в нем воды определяют нулевую рабочую точку уровнемера, устройства указателей уровня жидкости и переносного метроштока фланца 93, нижнего трубопровода устройства указателей уровня жидкости 44, выходного трубопровода жидкости 55.

Для контроля и калибровки уровня, а также для калибровки устройства измерения объема уровнемер с заложенной калибровочной таблицей и периодической поверки уровнемера 24 используют устройство указателя уровня жидкости 48, состоящее из метроштока 51, верхнего и нижнего трубопроводов 42, 44, вентилей 46, 47 раздела фаз газ-нефть, нефть-вода, задвижек 43, 45, коллектора устройства указателей уровня жидкости 48, верхнего вентиля газа 49, нижнего вентиля дренажа 50, которые с емкостью-сепаратора 1 являются системой измерения и контроля уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции в процессе налива и отстоя. Установку калибруют и поверяют посредством закачки эталонных порций пресной воды в единицах объема воды с помощью мерника (на фиг. не показан) через задвижку 69 с контролем уровня по метроштоку 51 устройства указателей уровня жидкости 48 и с помощью образцового, переносного метроштока, вставляемого во фланцевое отверстие 93 емкости-сепаратора 1, и сравнивают с показаниями уровнемера 24 и метроштока устройства указателей уровня жидкости 51. Калибровку проводят до максимального наполнения емкости-сепаратора 1, равного предельному значению 95% объема. Результаты калибровки заносят в устройство уровнемера 24 в виде калибровочной таблицы основных точек. В период налива в тарировочных точках, равных 1/20 объема емкости-сепаратора 1, калибруют весовое устройство установки 72, 78, 79 посредством нагружения набором эталонных гирь 80, нагрузочного домкрата 22 на люке 21.

После калибровки проводят поверку устройств взвешивания и уровнемерного устройства 24 емкости-сепаратора 1 путем слива порций воды в калиброванную автоцистерну (не показана), взвешиваемую на поверенных автовесах (не показана) до полного слива через дренажную задвижку 69. По результатам поверки определяется погрешность измерения массы и объема продукции. После окончания калибровки и поверки сливают остатки воды в дренажный трубопровод через задвижку 70 и закрывают байпасную задвижку 19 связи с атмосферой.

Для подачи продукции на замер с гребенки выкидных трубопроводов скважин 97 открывают задвижку одной из скважин (не показано), открывают отсекающую задвижку 3 входного трубопровода 2, управляемую задвижку 4, задвижки 5, 9, 11. Для подачи продукции проводят подготовку и подключение всех необходимых приборов: датчик давления 16 через вентиль 15, манометр 14 через вентиль 13, датчик температуры 23 и приборы узла учета газа: расходомер газа 34, термометр 35, датчика давления 36 через задвижки 30, 31, управляемая задвижка 37, манометр 39, термометр 40.

Для замера газа открывают задвижки счетчика-расходомера газа 30, 31 и управляемую задвижку 37. Для стравливания газа и снятия давления используют трубопровод предохранительного клапана 17, для этого открывают байпасную задвижку 19 факельной линии 20. При критическом значении давления срабатывает предохранительный клапан 18.

Продукция поступает через входной горизонтальный трубопровод 10 с задвижкой 9 и/или входной вертикальный трубопровод 12 с задвижкой 11, в емкость-сепаратора 1, где измеряют ее массу с помощью тензодатчиков 72, контролируют ее температуру датчиком 23 и термометром 67, давление датчиком давления 16 и манометром 14, уровнемером 24 измерят уровень. При работе установки измеряется и контролируется уровень жидкой продукции с помощью уровнемера 24 и измеряют ее объем в контроллере 87. Газовая составляющая продукции поступает на выходной трубопровод газа 25 при закрытой задвижке 26 и открытых задвижках 30, 31, проходит через фильтр 27, с указателем уровня жидкости 28, в котором отделяют жидкую часть. Жидкую составляющую через задвижку слива жидкости 29 возвращают в емкость-сепаратор 1, а газовая поступает на счетчик-расходомер газа 34, через управляемую задвижку 37, выходной трубопровод газа 41 в общий трубопровод жидкости и газа 83, через обратные клапаны 84, 85 в общий трубопровод или коллектор 86 и далее поступает в систему транспорта. При этом датчиком температуры 35 и давления 36 контролируют температуру и давление газа, и периодически производят отбор проб пробоотборником 38. Сигналы с приборов 16, 23, 24 поступают на контроллер 87, с приборов 34, 35, 36 газовой линии на устройство узла учета газа 92, данные с которого также поступают на контроллер 87 щита приборов 90 и регистрируются в блоке 54. При больших газовых факторах газ поступает по трубопроводу 12 через задвижку 11 в дополнительный горизонтальный сепаратор газа 101, установленный сверху емкости-сепаратора 1 и далее - на выходной трубопровод газа 25 и устройства измерения газа 30, 35, 36.

В контроллере 87 автоматически производят обработку данных, полученных от приборов. Вычисляются дебиты массы G_ж и объема жидкой продукции Q_ж. Дебит газа Q_г рассчитывают в устройстве газа 92, при этом контролируют его температуру и давление по приборам 39, 40 и периодически производят отбор проб пробоотборником 38, по значениям массы и объема продукции вычисляют ее среднюю плотность ρ_ж . Значение средней плотности ρ_ж, полученной расчетным способом в контроллере, сравнивается со значением ρ_жл, полученным в результате лабораторного анализа. Если плотности ρ_жл и ρ_ж совпадают, то не требуется отстой и разгазирование продукции. В противном случае проводят отстой продукции для выделения растворенного газа из продукции (оседания пены) и разгазирования жидкости. При разности значений относительной погрешности измерения средней плотности, равной заданной погрешности измерения, заканчивают разгазирование продукции. Если разность больше допустимой погрешности, то открывают задвижку 19 на факельную линию для разгазирования до атмосферного давления. По известной средней плотности ρ_ж и по полученным в результате лабораторного анализа проб жидкости плотностям ρ_н - нефти и ρ_в - воды рассчитываются значения дебитов массы жидкости

G_ж, воды G_в и нефти G_н по известным формулам.

Для точного измерения дебита газа после налива открывается задвижка 96, задвижки 26, 37 должны быть закрыты, и растворенный остаточный газ поступает через счетчик-расходомер газа 34 в факельную линию 20 до полного разгазирования - атмосферного давления. Суммируется весь газ, пройденный через счетчик, и делится на время налива продукции с пересчетом в суточную производительность - дебит.

При необходимости контроля состава и структуры потока входной продукции закрывается задвижка 5, открываются задвижки 6, 7 и смесь поступает на устройство контроля потока продукции - многофазный индикатор или расходомер 8. Сигналы с устройства поступают на контроллер 88. Для контроля режимов технологии и оборудования по отдельной скважине или всей группе скважин поток продукции проходит через многоканальный многофазный индикатор или расходомер 102, подключенный к гребенке выкидных трубопроводов.

При достижении продукцией в емкости заданного значения, но не более 90% объема емкости, прекращается ее подача закрытием управляемой задвижки 4 со щита автоматики 89 и после открытия задвижки 62 и 69 начинается процесс слива в выходной трубопровод 55. При этом открывается задвижка 82 и продукция с гребенки 97 поступает на байпасный трубопровод 81. Для контроля состава продукции на выходе емкости используется индикатор состава продукции 60. Для этого задвижка 59 должна находится в закрытом состоянии, а задвижки 57, 58 открыты. Пробоотборником 61 производится отбор проб выходной продукции, термометром 63 контролируется температура. Сигналы с прибора 60 поступают на контроллер 88. При отсутствии газа и невозможности вытеснения им жидкости из емкости путем закрытия задвижки 37 дополнительно подключается блок насоса откачки 66, а при наличии источника газа через задвижку 26 можно вытеснить продукцию из емкости-сепаратора 1. При необходимости остаток продукции в емкости-сепараторе 1 сливается через задвижку 69 или 70 в дренажный трубопровод или систему.

Если отсутствует необходимость замера попутного газа, то задвижки 30, 31 приводятся в закрытое состояние, задвижка 33 открывается и газ проходит по байпасному трубопроводу 32.

Для исключения загрязнения окружающей среды при порывах выкидных линий скважин продукция из них сливается в емкость, находящуюся под атмосферным давлением или в дренажную систему.

Практическая применимость заявленного устройства показана на следующих примерах конкретного исполнения.

Пример 1

Измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин показаны на установке с емкостью-сепаратором 50 м³.

Проверку перед измерениями осуществляют следующим образом:

- проверяют состояние трубопроводов обвязки и работоспособность задвижек, вентилей;

- при необходимости регулируют горизонтальное положение емкости-сепаратора по гидроуровням, установленным на опорах;

- включают и подготавливают к работе датчики, преобразователи, приборы измерения, контроля и управления;

- регулировочными домкратами уточняют распределение равномерной нагрузки на тензодатчики, при помощи нагрузочного устройства проверяют устройство взвешивания;

- проверяют отсутствие газа в установке путем контроля давления по манометру, в случае наличия давления открывают задвижку факельной линии;

- проверяют отсутствие жидкости в емкости путем открытия задвижки в дренажную систему, после чего закрывают задвижку;

Измерения продукции в процессе налива осуществляют следующим образом.

Для подачи газожидкостной продукции на замер на входном трубопроводе открывают отсекающую задвижку 3 и управляемую задвижку 4, задвижку 5, на горизонтальном трубопроводе задвижку 9 и вертикальном трубопроводе задвижку 11. Газожидкостная смесь с одной из добывающих скважин (группы скважин) при давлении 1.5 МПа, температуре 95°С, с содержанием воды 70%, газосодержанием 2.0 нм³/т, плотность продукции 970 кг/м³, поступает в емкость-сепаратор.

Контролируют режим наполнения емкости по уровнемеру 24, устройству указателей уровня жидкости 51 и измеряют ее объем в контроллере 87. Газовая составляющая продукции поступает на выходной трубопровод газа 25 при закрытой задвижке 26 и открытых задвижках 30, 31, проходит через фильтр с указателем уровня жидкости 28, в котором отделяют жидкую часть. Жидкую составляющую через задвижку слива жидкости 29 возвращают в емкость-сепаратор, а газовая поступает на счетчик расходомера газа 34 через управляемую задвижку 37, выходной трубопровод газа 41 в общий трубопровод жидкости и газа 83, через обратные клапаны 84, 85 в общий трубопровод или коллектор 86 и далее поступает в систему транспорта.

В контроллере 87 проводится динамическое измерение массы по данным вторичного прибора 79, данным от приборов датчика давления уровня 16, датчика температуры 23, датчика уровня 24. Вычисляют дебиты массы G_ж и объема жидкой продукции Q_ж. Дебит газа Q_г рассчитывают в устройстве газа 92, данные с которого также поступают на контроллер 87, при этом контролируют его температуру и давление по приборам 39, 40.

Периодически производят отбор проб пробоотборником 94, 68, 38 для лабораторного анализа состава,

По значениям массы и объема продукции вычисляют ее среднюю плотность ρ_ж.

По известной средней плотности ρ_ж и по полученным в результате лабораторного анализа проб жидкости плотностям ρ_н - нефти и ρ_в - воды рассчитываются значения дебитов массы жидкости G_ж, воды G_в и нефти G_н.

При достижении продукцией в емкости заданного значения, но не более 90% объема емкости, прекращается ее подача закрытием управляемой задвижки 4 со щита автоматики 89.

Значение средней плотности ρ_ж, полученной расчетным способом в контроллере, сравнивается со значением ρ_жл, полученным в результате лабораторного анализа. Если плотности ρ_жл и ρ_ж совпадают, то не требуется отстой и разгазирование продукции. В противном случае проводят отстой продукции для выделения растворенного газа из продукции (оседания пены) и разгазирования жидкости, открывают задвижку 19 на факельную линию для разгазирования до атмосферного давления.

Измерения продукции в процессе отстоя и слива осуществляют следующим образом:

для точного измерения дебита газа после налива открывается задвижка 96, задвижки 26, 37 должны быть закрыты, и растворенный остаточный газ поступает через счетчик-расходомер газа 34 в факельную линию 20 до полного разгазирования - атмосферного давления. Суммируется весь газ, пройденный через счетчик, и делится на время налива продукции с пересчетом в суточную производительность - дебит.

При совпадении плотности ρ_жл и ρ_ж открывают задвижки 62 и 69, начинается процесс слива в выходной трубопровод 55. При этом открывают задвижку 82 и продукция от скважины поступает на байпасный трубопровод 81. Для контроля состава продукции на выходе емкости используют индикатор состава продукции 60. Для этого задвижка 59 должна находится в закрытом состоянии, а задвижки 57, 58 открыты. Пробоотборником 61 производят отбор проб выходной продукции, термометром 63 контролируется температура. Сигналы с прибора 60 поступают на контроллер 88. При отсутствии газа и невозможности вытеснения им жидкости из емкости путем закрытия задвижки 37 дополнительно подключается блок насоса откачки 66, а при наличии источника газа через задвижку 26 можно вытеснить продукцию из емкости-сепаратора 1. При необходимости остаток продукции в емкости-сепараторе 1 сливают через задвижку 69 или 70 в дренажный трубопровод или систему.

Если отсутствует необходимость замера попутного газа, то задвижки 30, 31 приводятся в закрытое состояние, задвижка 33 открывается и газ проходит по байпасному трубопроводу 32.

При достижении нижнего значения массы в 5 т или уровня/объема 10% производится автоматическое закрытие электрифицированной задвижки 62 и цикл измерения повторяется снова. Погрешность измерения уровня ±1 мм, объема не более 0.5%, массы жидкости 0.5-1%.

Пример 2

По примеру 1 до измерения проводят калибровку средств измерения массы, уровня, раздела фаз и объема на заменителе продукции пресной воде с помощью рабочих эталонов массы, уровня объема по результатам поверки определяют погрешность измерения массы и объема продукции, результаты поверки в виде калибровочных таблиц и поправочных коэффициентов вводят в средства обработки данных измерений и расчета дебитов.

К входному трубопроводу подключена гребенка выкидных трубопроводов скважин, снабженная трехходовым краном, обеспечивающая автоматическое переключение скважин на замер, многоканальный многофазный индикатор или расходомер потока газожидкостной продукции, установленный перед гребенкой выкидных трубопроводов скважин, обеспечивает комплексный контроль состава входной продукции.

Во время залива газожидкостной продукции в емкость-сепаратор в нее через деэмульгирующее устройство с дозатором и емкостью вводится деэмульгатор и/или теплоноситель в виде пара или воды, определяют по перемещению границы раздела фаз время отстоя и разделения компонентов в период налива и отстоя визуально и по расчетной средней плотности жидкости, что обеспечивает сокращение времени сепарации жидкости и разложения эмульсии в емкости-сепараторе в десятки раз.

Установленный дополнительно в емкость-сепаратор каплеуловитель обеспечивает повышение точности измерения расхода газа за счет его осушения на 5-10%.

Дополнительный горизонтальный сепаратор газа, установленный над емкостью-сепаратором, обеспечивает в 1,5 раза лучшую сепарацию при большом газовом факторе.

Для снижения влияния ударов потока жидкости на взвешивание при пробковой структуре потока и большом газовом факторе установка снабжена фальшопорами, установленными напротив входного трубопровода.

Емкость-сепаратор и трубопроводы покрыты термоизоляцией, а приборы и датчики снабжены устройством регулирования температуры.

Для линеаризации характеристики установки вторичный прибор тензодатчиков имеет не менее 8 калибровочных точек.

Как видно из представленных примеров 1 и 2, совокупность заявленных существенных признаков позволяет решить поставленную задачу и достичь повышения погрешности измерений уровня ±1 мм, объема не более 0.5%, массы жидкости в статике 0.15-0.5%, в динамике 0.5-1.0%, при этом:

Повышение точности и достоверности измерения массы, уровня, раздела фаз, объема достигают предварительной калибровкой средств измерения массы, уровня, раздела фаз и объема на заменителе продукции пресной воде с помощью рабочих эталонов массы и объема; достоверность и точность измерений дебитов компонент продукции, газа, жидкости, нефти и воды достигают по результатам проведенных измерений и выбором режима работы установки с допустимой погрешностью измерения, а также при известных расчетной средней плотности жидкости и средних плотностях нефти, газа и воды, полученных по анализу проб жидкости на входе в емкость-сепаратор, по известным формулам рассчитываются дебит жидкости, воды, нефти и газа; достоверное определение времени замера дебитов достигают за счет измерения и контроля приращения массы, уровня, раздела фаз и объема жидкости, измерения температуры, давления, дебита газа в период налива за определенные интервалы времени и сравнения их изменений между собой; достоверное измерение времени дегазации жидкости, дебитов продукции обеспечивают за счет стравливания давления до атмосферного давления с измерением количества газа, измерением и контролем параметров среды и продукции, а именно температуры, давления, расхода массы, уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции, во времени и расчета значений средней плотности жидкости.

Повышение точности измерения массы и объема продукции в емкости-сепараторе обеспечивают установкой на опорах емкости-сепаратора гидроуровней для ее горизонтальной установки и равномерности нагрузки на тензодатчики.

Повышение точности и достоверности измерения объема жидкости по уровню обеспечивается тем, что в уровнемере заложена калибровочная таблица данной емкости,

полученная объемным методом, нуль которой связан с нулем шкал уровнемера и устройства указателей уровня жидкости.

Повышение точности измерения газа обеспечивают за счет его осушения, снабжением газопровода узлом учета газа, состоящим из счетчика-расходомера, датчиков температуры, давления, пробоотборника и устройств обработки сигналов с дистанционными выходными цепями, сигналы которых выведены на вычислительное устройство газа щита приборов.

Визуальный контроль, измерение уровня и раздела фаз, калибровка, контроль за процессами наполнения, отстоя и слива продукции обеспечивается устройством указателей уровня жидкости с расположенным на нем метроштоком и секциями трубок стеклянных кварцевых.

Расширение функциональных возможностей обеспечивают путем определения времени раздела фаз и сепарации газа, а также снижения времени отстоя при определении режимов подготовки с повышением достоверности измерения компонент продукции, в частности:

Непрерывное измерение массы продукции в процессе налива позволяет получить текущее значение дебита, определить закономерность поступления продукции и оптимально выбрать время изменения для каждой скважины, а также контролировать технологический процесс добычи продукции скважин.

Измерение значения массы в период отстоя и сепарации позволяет получить более точное интегральное значение дебита продукции за время наполнения емкости и контролировать подготовку нефти при добыче продукции.

Применение измерительной емкости большого объема с входным трубопроводом позволяет подключать для контроля и измерения несколько скважин одновременно, а также любую из них.

Определение времени раздела фаз и сепарации газа достигают за счет отключения подачи продукции и контроля изменения параметров среды, а именно температуры, давления, массы, уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции, во времени в период отстоя по расчетным значениям средней плотности жидкости в рабочих условиях.

Снижение времени отстоя и повышение достоверности измерения компонент продукции в период налива достигают путем подачи теплоносителя с деэмульгатором в вертикальный поток продукции скважин входного трубопровода с последующим определением времени отстоя и разделения компонентов во времени в период налива и отстоя.

Исполнение емкости-сепаратора и трубопроводов с термоизоляцией, а приборов и датчиков в морозостойком исполнении или с устройствами подогрева обеспечивает работу установки при минусовых температурах.

Расширение функций установки измерения структуры потока газожидкости на входе и жидкости на выходе обеспечивают установкой на вертикальных трубопроводах многофазных индикаторов расхода, например многофазных расходомеров.

Подключение к гребенке выкидных трубопроводов скважин многоканального многофазного индикатора или расходомера потока продукции позволяет контролировать режимы технологии и оборудования по отдельной скважине и всей группы скважин.

Установление на трубопроводах задвижек и фланцев с быстросъемными разъемами позволяет подсоединять агрегаты, применяемые в нефтегазовой промышленности.

Обеспечение контроля и управления технологией добычи продукции скважин обеспечивается проведением измерений за время налива, отстоя и слива продукции в период изменения параметров технологического процесса сепарации газа, жидкости, нефти и воды при изменении условий, температуры и давления, при вводе деэмульгатора и подаче теплоносителя - пара и снятии давления - сепарации газа позволяет выбрать оптимальный режим процесса сбора, подготовки продукции и оперативного управления процессом.

Контроль достоверности результатов измерения массы, уровня/объема продукции в рабочих условиях обеспечивают применением рабочих эталонов массы и уровня для периодического контроля, сохранения характеристик средств измерений массы, уровня, раздела фаз и объема.

Контроль уровня и загрязненности жидкости на фильтре газопровода обеспечивают установкой указателя уровня жидкости и связью низа фильтра с емкостью-сепаратора.

Для обеспечения оперативного контроля и измерения уровня и объема шкалы устройства указателей уровня жидкости, расположенные на экране, и в уровнемере проградуированы в единицах длины и объема.

Контроль состава жидкости после налива и отстоя обеспечивают установкой на выходном трубопроводе расходомера, многофазного индикатора расхода, термометра, манометра и управляемой задвижки, выводом цепей датчиков и управления задвижкой на щиты приборов и автоматики.

Подключение к гребенке выкидных трубопроводов скважин многоканального многофазного индикатора или расходомера потока продукции позволяет контролировать режимы технологии и оборудования по отдельной скважине и всей группы скважин.

Автоматическое управление процессом измерения обеспечивают установкой на трубопроводах газожидкости, газа и жидкости управляемых задвижек, цепи питания которых выведены кабелем на щит автоматики, который связан переносным кабелем со шкафом приборов и автоматики.

Регистрация, накопление и обработка обеспечивается тем, что в шкафу приборов расположены щиты питания, вторичные приборы, контроллеры, электронный регистратор параметров измерения, контроля продукции и среды с возможностью их обработки, накопления за длительный период и вывода их на устройства вычислительной техники в виде флеш-памяти, контроллера или компьютера.

Достоверность результатов измерения массы, уровня/объема продукции в условиях эксплуатации достигается применением рабочих эталонов массы и уровня для периодического контроля, сохранения характеристик средств измерений массы, уровня, раздела фаз и объема обеспечивает контроль достоверности результатов измерения массы, уровня /объема продукции в рабочих условиях.

Достоверное измерение в единицах массы проводят взвешиванием прямым динамическим в период налива и статическим в период отстоя и сепарации, а не косвенным гидростатическим способом.

Отбор пробы жидкости выполняют щелевыми секторными пробоотборниками с вентилями.

Визуальный контроль, измерение уровня и раздела фаз, калибровка, контроль за процессами наполнения, отстоя и слива продукции обеспечивается тем, что в сепараторе симметрично сверху и снизу через фланцы, трубопроводы, задвижки выведено на вертикальный коллектор устройство указателей уровня жидкости с расположенным на нем метроштоком и секциями трубок стеклянных кварцевых.

Контроль параметров системы сбора и измерения достигают выведением всех цепей датчиков и приборов температуры, давления, уровня, массы жидкости, состава жидкости и расхода газа на щит приборов.

Надежность, безопасность процесса обеспечивается постоянным контролем среды - температуры и давления установленными на емкости датчиками температуры и давления, сигналы которых выведены на щит приборов, термометрами и манометрами на месте эксплуатации, а также выполнением всех датчиков, приборов, управляемых задвижек, электрооборудования во взрывобезопасном и искробезопасном исполнении, наличием датчиков контроля загазованности, выведенных на сигнализацию, цепи выведены кабелем на связанные между собой щиты приборов и автоматики, а со щитов приборов и автоматики выводятся через разъемы и переносной кабель в шкаф приборов и автоматики, размещаемый на безопасном расстоянии.

Удобство эксплуатации, надежности измерения, контроля уровня и раздела фаз достигается путем уровнемера жидкости или раздела фаз, устройства указателей уровня жидкости с метроштоком под давлением и визуального контроля уровня, давления и температуры по месту эксплуатации, а также съемного фланца для контроля уровня с помощью метроштока при атмосферном давлении.

Таким образом, реализуемое изобретение позволяет расширить арсенал известных устройств устройством измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин, обладающим точностью, надежностью, безопасностью, многофункциональностью и удобством эксплуатации.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для измерения, расчета расходов, массы, объема жидкости, нефти, воды и газа, а также для контроля состава продукции нефтегазовых скважин. Установка для измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин включает емкость-сепаратор, снабженную люком и фланцами. На трубопроводах обвязки размещены приборы для измерения параметров среды в виде термометра и манометра, а также приборы измерения массы, уровня и объема. При этом емкость-сепаратор снабжена устройством указателей уровня жидкости с метроштоками. Емкость-сепаратор строго горизонтально ориентирована, для чего она расположена на не менее двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы. Трубопроводная обвязка включает входной вертикальный трубопровод, общий трубопровод-коллектор, дренажный трубопровод, трубопровод газа. Периодически подают продукцию в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, сепарируют газожидкостную смесь по газу. Измеряют массу газожидкостной смеси на измерительных уровнях в процессе сепарации газожидкостной смеси по газу после образования выраженной границы раздела газ-жидкость. Измеряют температуру, давление, дебит газа, массу, уровень, раздел фаз и объем жидкости в процессе налива. Измеряют или рассчитывают среднюю плотность жидкости и сравнивают с реальной плотностью, полученной расчетным путем по анализу проб продукции на входе до измерений и во время измерений, при достижении заданного значения разности показаний средней и реальной плотностей меньше заданной погрешности. По расчетной средней плотности жидкости и средним плотностям нефти, газа и воды, полученным по анализу проб жидкости на входе в емкость-сепаратор, рассчитывают дебит жидкости, воды, нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности и достоверности измерений, расширение функциональных возможностей. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин, предпочтительно для газоводонефтяных смесей с аномальными свойствами, характеризуется периодической подачей продукции в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, сепарацией газожидкостной смеси по газу, отсчетом времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней емкости-сепаратора и измерением массы газожидкостной смеси на измерительных уровнях в процессе сепарации газожидкостной смеси по газу после образования выраженной границы раздела газ-жидкость, при этом непрерывное измерение массы газожидкостной смеси осуществляют в процессе налива и в период отстоя и сепарации, измерение температуры, давления, дебита газа, массы, уровня, раздела фаз и объема жидкости в процессе налива осуществляют за определенные интервалы времени с последующей фиксацией, сохранением и сравнением изменений между собой, после прекращения подачи газожидкостной смеси контролируют параметры среды путем измерения температуры, давления, массы, уровня, раздела фаз, дебита газа и объема жидкости в период отстоя по значениям средней плотности жидкости, а качество сепарации газожидкости оценивают путем измерения или расчета средней плотности жидкости и сравнения полученных результатов с реальной плотностью продукции, полученной расчетным путем по анализу объединенной пробы продукции на входе до измерений и во время измерений, и при достижении заданного значения разности показаний средней и реальной плотности меньше заданной погрешности, заканчивают разгазирование, измеряют расход по массе и объему жидкой продукции и определяют дебиты по газу, жидкости, нефти и воде.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что до начала измерений проводят калибровку средств измерения массы, уровня, раздела фаз и объема на заменителе продукции - пресной воде с помощью рабочих эталонов массы, уровня и объема.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что понижают давление в емкости-сепараторе до атмосферного и измеряют количество газа, а также измеряют и контролируют параметры среды и продукции во времени путем измерения температуры, давления, дебита газа, массы, уровня, раздела фаз и объема жидкой продукции и расчетные значения средней плотности жидкости.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в период подачи газожидкостной смеси во входной вертикальный трубопровод вводят деэмульгатор и/или теплоноситель и определяют по перемещению границы раздела фаз время отстоя и разделения компонентов в период налива и отстоя визуально и по расчетной средней плотности жидкости.

5. Установка для измерения дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин характеризуется наличием емкости-сепаратора, снабженной люком и фланцами, часть из которых соединена с трубопроводной обвязкой малой жесткости, снабженной отсекающими задвижками, кранами, обратными клапанами, управляемыми задвижками и пробоотборниками, на трубопроводах которой размещены приборы для измерения параметров среды в виде термометра и манометра, а также приборов массы, уровня и объема, имеющих выводы на щиты приборов, автоматики и управления установкой, при этом емкость-сепаратор снабжена устройством указателей уровня жидкости с метроштоками, на одном из фланцев емкости-сепаратора размещен уровнемер уровня и раздела фаз с дистанционным преобразователем с калибровочной таблицей объема емкости-сепаратора по уровню, а на ней установлены датчики температуры и давления, а также термометры и манометры, емкость-сепаратор строго горизонтально ориентирована, для чего она расположена на не менее двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы, а для обеспечения возможности регулирования равномерности нагрузки в процессе эксплуатации и поддержания горизонтального положения установлена на строго ориентированной горизонтально платформе в виде рамы, расположенной ниже емкости-сепаратора, измерители массы включают устройства встройки и тензодатчики, жестко установленные на домкраты для распределения нагрузки, опирающиеся на опоры, выполненные с возможностью регулировки по высоте емкости-сепаратора, с установленными на них гидроуровнями, крепящиеся на платформе, и снабженные домкратами, регулирующими горизонтальное положение этих опор и емкости-сепаратора по гидроуровням, люк емкости-сепаратора расположен по вертикальной оси симметрии емкости-сепаратора, снабжен крышкой, на которой установлен нагрузочный домкрат, связанный через тросы или стропы с нагрузочным устройством, расположенным под емкостью-сепаратором, трубопроводная обвязка включает входной вертикальный трубопровод, на котором установлено устройство контроля потока газожидкости и через который обеспечивается поступление газожидкости из скважины или скважин в емкость-сепаратор через ее горизонтальный фланец по горизонтальному входному и через ее вертикальный фланец вертикальному входному трубопроводам, общий трубопровод-коллектор от емкости сепаратора, на котором установлено устройство контроля потока газожидкости, соединенный с трубопроводами газожидкости, жидкости и газа, дренажный трубопровод, трубопровод газа, соединяющий газовую часть емкости через задвижку с факельной линией, оборудованный фильтром жидкости, установленным на входе, указателем жидкости в газе и узел учета газа, а также байпасный трубопровод, на выходном трубопроводе жидкости установлен насос откачки.

6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что платформа выполнена каркасом из металлопроката в виде или швеллеров, или труб, или уголков.

7. Установка по п.5, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена фальшопорами, установленными по оси входного трубопровода.

8. Установка по п.5, отличающаяся тем, что на входном трубопроводе установлено деэмульгирующее устройство с дозатором и емкостью подачи деэмульгатора и теплоносителя в виде пара и/или воды.

9. Установка по п.5, отличающаяся тем, что к входному трубопроводу подключена гребенка выкидных трубопроводов скважин, снабженная трехходовым краном.

10. Установка по п.5, отличающаяся тем, что емкость-сепаратор дополнительно снабжена каплеуловителем.

11. Установка по п.5, отличающаяся тем, что емкость-сепаратор и трубопроводы покрыты термоизоляцией, а приборы и датчики снабжены устройством регулирования температуры.

12. Установка по п.5, отличающаяся тем, что вторичный прибор тензодатчиков имеет не менее 8 калибровочных точек для линеаризации характеристики установки.

13. Установка по п.5, отличающаяся тем, что сверху емкости-сепаратора установлен дополнительно горизонтальный сепаратор газа.

14. Установка по п.9, отличающаяся тем, что перед гребенкой выкидных трубопроводов скважин установлен многоканальный многофазный индикатор или расходомер потока газожидкостной продукции.