СЕПАРАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ ЕМКОСТЬ ДЛЯ УСТАНОВОК ИЗМЕРЕНИЯ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ Российский патент 2021 года по МПК E21B43/34 E21B47/10 G01F1/74 

Область техники.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, к устройствам для сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и измерения расхода многофазной среды, и может быть использована в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием и позволяет повысить интенсивность выделения газа из нефтегазоводяной смеси.

Уровень техники.

Из уровня техники известны измерительные установки, с накопительными сепарационными емкостями (источник [1]: Dahl E. Handbook of multiphase flow metering / E. Dahl, C. Michelsen // The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement, Revision 2, March 2005. Источник [2]: И. Р. Ягудин, В. Н. Петров, А. Ф. Дресвянников. Перспективное направление разработки мобильных поверочных установок по измерению сырой нефти // Вестник Казанского технологического университета. // 2013, т.16, №4, , с.203-208. Источник [3]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Рабочий эталон 2-го разряда единицы величин массового расхода сырой нефти, мобильный» RU.E.29.006A №47152, с регистрационным № 50353-12. Источник [4]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Лаборатория метрологическая передвижная измерений сырой нефти и нефтяного газа «ЛМСН» RU.E.29.006A №47579, с регистрационным № №50727-12. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-6 (2012). Источник [5]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка измерительная мобильная УЗМ.Т» RU.E.29.006A №37558, с регистрационным №27867-09. ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2009). Источник [6]: Описание типа к свидетельству об утверждении типа средства измерений «Установка массоизмерительная транспортабельная типа «АСМА-Т» RU.E.29.006A №24351, с регистрационным № 14055-04. ФГУ ЦСМ РБ, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-5 (2004). ФГУП ВНИИР, Федеральный фонд по обеспечению единства измерений (Госреестр средств измерений). 1-7, 2012).

Недостатком использования сепарационных установок [1-6] с накопительными сепарационными емкостями при проведении поверки является их инерционность, высокая погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения, наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [7]: патент на изобретение RU 2299322). Устройство содержит: блок сепарации, включающий газовый сепаратор (сепарационная емкость для раздела жидкости и газа), для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, уровнемер, предназначенный для анализа состава жидкости, переключатели потока, датчик избыточного давления, сливную жидкостную линию, газопровод (линию газа), вход из скважины, выход в коллектор, выход в дренаж, клапан обратный, отстойник конденсата, предохранительный клапан, входной осевой завихритель, сепарационные лотки, фланцевое соединение газового сепаратора и измерительной емкости, воронку системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток, каплеуловитель, барьер системы приоритетного минимума подачи, трубу системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили), ограждающие конструкции полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", поперечная опорная балка для газового сепаратора, вертикальные стойки, интегрированные в каркас модуля.

В известной сепарационной емкости, конструкция которой, хоть и значительно повышает степень разделения нефтеводогазовой смеси на фазы, вместе с тем не исключает попадание остаточного газа в измерительную линию жидкости вследствие выполнения перегородки отстойной части сепарационной емкости в виде набора уголков.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин и устройство, реализующее способ (источник [8]: патент на изобретение RU 2396427). Устройство содержит газовый сепаратор (сепарационную ёмкость) для разделения продукции скважины на газ и жидкость, измерительную емкость, двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости, указатель перепада давлений измерительной емкости, нижний датчик (мембрана) указателя перепада давлений измерительной емкости, верхний датчик (мембрана) указателя перепада давлений измерительной емкости, датчик температуры измерительной емкости, датчик избыточного давления, переключатель потока, плоское днище измерительной емкости, сливную жидкостную линию, клапан обратный, вход из скважины в газовый сепаратор, выход в коллектор, газопровод (линия газа), нижний сепарационный лоток, патрубок отбора потока системы приоритетного минимума подачи, барьер системы приоритетного минимума подачи, воронку системы приоритетного минимума подачи, трубу системы приоритетного минимума подачи. Двухуровневый уровнемер для анализа состава жидкости, содержит резервуар уровнемера (цилиндрический сосуд) систему подогрева содержимого резервуара уровнемера, запорный клапан с электроприводом, дозатор подачи химреагентов в резервуар двухуровневого уровнемера, указатель перепада давлений резервуара уровнемера, датчик температуры резервуара уровнемера. В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости высотой от плотности жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют при опорожнении сосуда, собирая массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.

Недостатками устройств [7;8] являются не полноценное расслоение продукции скважины на нефть, газ и воду. Точность определения обводнённости скважинной продукции чувствительна к наличию свободного и растворённого газа. Точность определения количества газа напрямую зависит от соотношения дебита по газу и дебиту по жидкости. Сепарационные емкости [7;8] не пригодны для применения в измерительных установках эталонах 2-го разряда, так как снижают точность измерений требуемую для поверки рабочих средств измерений продукции скважины. В сепарационной емкости, не исключено попадание остаточного газа в измерительную линию жидкости вследствие выполнения перегородки отстойной части сепарационной емкости в виде набора уголков.

Проблемой, при измерении количества газа, является наличие, в потоке газа, капельной жидкости. Наличие капельной жидкости в линии измерения газа искажает и вносит дополнительную погрешность в результат измерения количества газа расходомером газа, а так же в результат измерения количества жидкости. При измерении объёмными расходомерами, капельная жидкость в потоке не вносит больших отклонений на измерение объёма газа, но объёмный расходомер не учитывает наличие капельной жидкости в потоке массовая доля которой значительна, в связи с высокой плотностью жидкости по сравнению с плотностью газа.

Основным недостатком использования сепарационных установок с накопительными емкостями при проведении поверки является их инерционность, повышенная погрешность за счет уноса жидкости газом или захвата жидкостью газа, влияние на рабочие условия измерения (высокое гидравлическое сопротивление), наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров.

Известно устройство для измерения продукции нефтяных скважин (патент RU 76070). Устройство содержит горизонтальный сепаратор с вертикально расположенной в верхней его части гидроциклонной головкой для отделения газа от жидкости, установленный в сепараторе уровнемер жидкости, трубопровод отвода жидкости из сепаратора, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода жидкости, влагомером и расходомером жидкости, трубопроводы подвода и возврата продукции скважины, трубопровод отвода газа, снабженный связанным с уровнемером жидкости регулятором расхода газа, расходомером газа и датчиком перепада давления, а также систему контроля, управления и вычисления.

В устройстве повышенный уноса жидкости газом, влияние на рабочие условия измерения (высокое гидравлическое сопротивление), наличие ограничений по диапазонам измеряемых параметров.

Известна сепарационная емкость (патент RU 177293) с парными перегородками, включающая в себя горизонтально-ориентированную цилиндрическую емкость, на боковой поверхности которой выполнены смотровые окна, при этом внутри емкости установлены вертикальные перегородки, отличающаяся тем, что перегородки выполнены в виде не менее чем двух пар плоских, параллельных друг другу, дисков, установленных в поперечном сечении емкости и соединенных с ней парами шпилек с возможностью осевого перемещения по ним, при этом в верхней части нижних перегородок и в нижней части верхних перегородок выполнены срезы, образующие зазоры между перегородками и внутренней боковой поверхностью емкости, при этом каждая пара перегородок соединена между собой с помощью удлиненных шпилек с возможностью осевого перемещения по ним.

В известных устройствах не обеспечивается качественное разделение потока на газовую и жидкостную фазы, при их использовании не исключено попадание газа в измерительные устройства для жидкостей и капель жидкости в газовые расходомеры.

Сущность изобретения.

Задачей технического решения является повышение интенсивности выделения газа из скважинной жидкости в компактной емкости, пригодной для установки в контейнер, обеспечивающей возможность измерений параметров жидкости и газа.

Технический результат, заключается в повышении качества сепарации нефтегазоводяной смеси на газ и жидкость, минимизации количества газа в жидкости и количества капель жидкости в газе, при уменьшении габаритных размеров и обеспечении возможности измерения параметров жидкости и газа.

Технический результат достигается тем, что сепарационно-измерительная емкость для установок состоит из двух горизонтально ориентированных сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости, и верхней ёмкости для приема газа, содержит гидроциклон с завихрителем газа введенным в ёмкость для приема газа, гидроциклон погружен в емкость для приема жидкости, в нижней ёмкости для приема жидкости установлен пеногаситель в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости и закрепленный в корпусе емкости посредством вертикальной перегородки, емкость для приема газа содержит два блока каплеуловителей выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта, емкость для приема жидкости оснащена измерителем уровня и преобразователем давления, к ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости, к ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа.

Выполнение пеногасителя в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости в сепарационной емкости, позволяет значительно увеличить площадь поверхности массоотдачи, что способствует улучшению выделения газа из жидкости. Наличие вертикальной перегородки позволяет, во-первых, закрепить пакет массообменных насадок в корпусе сепаратора и ориентировать их по потоку нефтеводогазовой смеси, а, во-вторых, обеспечивает прохождение всей разделяемой смеси через массообменные насадки, что также способствует повышению степени разделения смеси на газовую и жидкостную составляющие.

Выполнение массообменных насадок пеногасителя сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.

Применение завихрителя газа, а также выполнение каплеуловителя сепарационной емкости струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.

Изобретение поясняется графическими материалами:

Фиг.1 – комбинированная принципиальная схема использования сепарационно-измерительной ёмкости в установке измерения скважинной продукции эталоне 2 разряда;

Фиг.2 – общий вид сепарационно-измерительной ёмкости установленной в установке измерения скважинной продукции эталоне 2 разряда;

Фиг.3 – сепарационно-измерительная емкость вид сбоку и в разрезе (А-А), комбинированная схема;

Цифрами на графических материалах обозначены следующие позиции:

1- линия подачи нефтегазоводяной смеси;

2- сепарационно-измерительная емкость;

3- анализатор нефти;

4- линия измерения жидкости;

5- входной коллектор;

6- фильтр грубой очистки;

7- отключающая запорная арматура с ручным приводом;

8- манометр;

9- линия измерения газа;

10- ёмкость для приема жидкости;

11- ёмкость для приема газа;

12- гидроциклон;

13- завихритель газа;

14- пеногаситель;

15- струнный каплеуловитель;

16- измеритель уровня;

17- преобразователь давления;

18- система измерения содержания капельной жидкости;

19- измеритель объемного расхода газа, системы измерения;

20- измеритель массового расхода газа, системы измерения;

21- датчик давления, системы измерения;

22- датчик температуры, системы измерения;

23- регулятор расхода, системы измерения;

24- кран шаровый, системы измерения;

25- преобразователь влажности линии измерения жидкости;

26- измерители массового расхода жидкости;

27- многофазный расходомер;

28- преобразователь дифференциального давления линии подачи нефтегазоводяной смеси;

29- пробоотборник нефтегазоводяной смеси связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси в анализатор нефти,

30- измеритель уровня раздела фаз анализатора нефти;

31- преобразователь давления анализатора нефти;

32- преобразователь температуры анализатора нефти;

33- датчик гидростатического давления анализатора нефти;

34- автоматизированная система управления;

35- шкаф электрооборудования;

36- шкаф силовой для питания контроллера;

37- шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем;

38- бокс блок-контейнерного типа;

39- основание бокса;

40- байпасная линия;

41- отключающая запорная арматура с ручным приводом;

42- свеча рассеивания;

43- линия сброса газа на свечу из сепарационной емкости и из емкости анализатора нефти на свечу рассеивания 42 с клапаном (нормально закрытым);

44- пробоотборник газа линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;

45- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа на свечу из сепарационной емкости;

46- линия сброса газа из емкости анализатора нефти на выход специального пружинного предохранительного клапана;

47- клапан (нормально закрытый) линии сброса газа из емкости анализатора нефти;

48- запорная арматура с ручным приводом линии сброса газа из емкости анализатора нефти;

49- линия выхода жидкости с поточным объемным мультифазным преобразователем влажности;

50- линия измерения газа с системой измерения содержания капельной жидкости;

51- объемный преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;

52- массовый преобразователь расхода системы измерения содержания капельной жидкости;

53- запорная арматура с ручным приводом, системы измерения содержания капельной жидкости;

54- клапан запорно-регулирующий системы измерения содержания капельной жидкости;

55- линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм ;

56- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

57- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

58- клапан запорно-регулирующий, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 25мм;

59- линия измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

60- массовый преобразователь расхода, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

61- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

62- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с трубопроводом диаметром 80мм;

63- линия измерения жидкости с многофазным расходомером;

64- запорная арматура с ручным приводом, линии измерения жидкости с многофазным расходомером;

65- клапан запорно-регулирующий линии измерения жидкости с многофазным расходомером;

66- дренажная система с запорной арматурой фланцевой с ручным приводом;

67- дренажная емкость;

68- выходной коллектор с отключающей запорной арматурой фланцевой с ручным приводом, затвором обратным, преобразователем давления и манометром;

69- технологические трубопроводы;

70- запорная арматура для сброса воздуха (в верхних точках технологической обвязки);

71- корпус анализатора нефти;

72- днище анализатора нефти;

73- фланец анализатора нефти;

74- опора анализатора нефти;

75- подшипниковые узлы анализатора нефти;

76- фиксатор положения анализатора нефти;

77- фиксатор уровнемера;

78- патрубок дифференциального давления анализатора нефти;

79- патрубок обогрева анализатора нефти;

80- уровнемер анализатора нефти;

81- термопреобразователь.

Осуществление изобретения.

В сепарационных установках измерительных предназначенных для измерения количества компонентов продукции нефтяных скважин одной из причин снижающих точность измерения количества газа является невозможность осушения попутного газа. Практически всегда в потоке измеряемого попутного газа присутствует капельная жидкости, не осевшая в сепарационной ёмкости. Изобретение позволяет производить измерения количества газа без учёта капельной жидкости в потоке газа. Что повышает точность и достоверность измерения количества попутного газа добытого из скважины.

Сепарационно-измерительная емкость 2 (фиг. 3) служит для отделения попутного газа от жидкости, двухступенчатой комбинированной сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и может быть использована в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием и позволяет повысить интенсивность выделения газа из нефтегазоводяной смеси. Позволяет повысить интенсивность выделения газа из скважинной жидкости.

Сепарационно-измерительная емкость 2 состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости 10 для приема жидкости (вторая ступень сепарации), и верхней ёмкости 11 для приема газа, содержит гидроциклон 12 с завихрителем газа 13, предназначенный для отделения газа от жидкости (первая ступень сепарации), гидроциклон 12 подключен к линии подачи нефтегазоводяной смеси 1 и частично погружен в емкость 10 для приема жидкости. В ёмкостях установлены пеногасители 14, выполненные в виде пакета массообменных насадок. Емкость 11 для приема газа содержит струнный каплеуловитель 15. Емкость 10 для приема жидкости оснащена измерителем уровня 16 и преобразователем давления 17. К ёмкости 10 для приема жидкости подключена линия измерения жидкости 4, к ёмкости 11 для приема газа подключена линия измерения газа 9.

Емкость 11 приема газа содержит два блока каплеуловителей выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта.

Емкость 10 приема жидкости содержит блок газоотделения в виде колец Палля.

Сепарационно-измерительная емкость 2 включает входной трубопровод, корпус сепарационной емкости с входным устройством, выполненным в виде гидроциклона 12, каплеуловителем 15 и пеногасителями 14, выполненным в виде пакета массообменных насадок, колец Палля, расположенных по направлению движения разделяемой смеси. Пеногасители 14 установлены в корпусе сепарационной емкости посредством вертикальной перегородки, размещенной в корпусе. Массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля. Каплеуловитель 15 выполнен струнным.

Гидроциклон 12 частично погружен в нижнюю емкость 10 приема жидкости. Это позволяет уменьшить габариты емкости и всей установки, улучшая условия для транспортировки и повышая мобильность.

В процессе сепарации многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон 12 цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях, это первая ступень сепарации.

Так как в гидроциклоне может наблюдаться вторичный захват газа жидкостью, а также обратный процесс вторичного уноса капельной влаги потоком газа. Для повышения качества сепарации, использована вторая ступень выполненная в виде сообщающихся между собой сепарационных емкостей: верхней 11 емкости газа и нижней емкости 10 жидкости. Выход газа с гидроциколна 12 выполнен в виде завихрителя газа 13.

Сепарационно-измерительная емкость 2 горизонтально ориентирована.

Выполнение пеногасителя 14 в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости в сепарационной емкости, позволяет значительно увеличить площадь поверхности массоотдачи, что способствует улучшению выделения газа из жидкости. Наличие вертикальной перегородки позволяет, во-первых, закрепить пакет массообменных насадок в корпусе сепаратора и ориентировать их по потоку нефтеводогазовой смеси, а, во-вторых, обеспечивает прохождение всей разделяемой смеси через массообменные насадки, что также способствует повышению степени разделения смеси на газовую и жидкостную составляющие.

Выполнение массообменных насадок пеногасителя 14 сепарационной емкости в виде колец Палля позволяет улучшить выделение газа из жидкости и отделение капельной жидкости из газа.

Применение завихрителя газа 13, а также выполнение каплеуловителя 15 струнным позволяют максимально очистить газовый поток от остаточных капель жидкости.

Емкость позволяет определять с повышенной точностью дебиты нефтяных скважин по нефти и газу.

Описание работы.

Скважинная жидкость поступает по входному трубопроводу в гидроциклон 12 сепарационно-измерительной емкости 2, где происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Затем отделенная сырая нефть попадает в корпус сепарационной емкости, где расположен пеногаситель 14, установленный по направлению движения жидкости, а отделившийся газ направляется через струнные каплеуловители 15 в линию газа. Массообменные насадки пеногасителя 14 обладают большой удельной поверхностью контакта фаз и обеспечивают таким образом большую пропускную способность, снижение гидравлического сопротивления и интенсификацию процесса разделения газожидкостной смеси.

В свою очередь газ в отделившийся на гидроциклоне 12 поступает через завихритель 13, где, закручиваясь под воздействием центробежной силы часть капельной жидкости оседает на стенках входного штуцера и стекает в основную полость газового сепаратора через специально предназначенный для этого паз, далее газ проходит через коалесцер представляющий из себя две перегородки из перфорированного нержавеющего листа. Промежуток между листами заполнен кольцами Палля (объём 0,1 м3). Для очистки коалесцера от возможного запарафинивания предусмотрен трубопровод пропарки.

В выходной части сепаратора предусмотрен пакет, состоящий из четырех струнных каплеуловителей 15 КС 430. В пакете струнных каплеуловителей 15 происходит окончательная очистка газа от капельной жидкости.

Сепарационно-измерительная емкость 2 эталона обеспечивает качественное разделение потока на газовую и жидкостную фазы, позволяет уменьшить затраты на дальнейшую подготовку нефти за счет сокращения числа ступеней сепарации, повысить качество товарной нефти. Сепарационно-измерительная емкость также позволяет повысить точность замера расхода нефти за счет исключения попадания газа в измерительные устройства для жидкостей и капель жидкости в газовые расходомеры.

Использование сепарационно-измерительной емкости в установке измерения скважинной продукции эталоне 2-го разряда (фиг.1;2;3). Эталон предназначен для передачи единицы массового расхода нефтегазоводяной смеси рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для определений с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу при экспериментальных исследованиях, а также для проведения аттестации методик измерений.

Гидростатический метод измерений (режим эталона).

В начальном состоянии нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости (Фс), поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 (ЕС). Газоводонефтяная смесь проходи пеногаситель 14, выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4.

В момент начала измерения происходит закрытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3), открытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), фиксируется показания датчика дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), фиксируют время начала измерения. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно-измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси поступает и накапливается в нижней ёмкости 10. Уровень жидкости контролируется измерителем уровня 16 (LIT2). По достижении жидкостью заданного уровня фиксируют показания преобразователя дифференциального давления 28 с выносной мембраной 28 (PDIT1), а также времени окончания замера. Далее происходит открытие регулирующей задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) и закрытие регулирующей задвижки 54 (ЗРК2), вследствие чего происходит вытеснение жидкости из емкости жидкости 10 газовой фазой. По истечении заданного времени (время гидродинамической стабилизации потока) цикл измерений повторяется.

Измерения с применением массовых расходомеров (режим эталона).

Перед налом измерения выбирается применяемый массовый расходомер 27 (FQT2) или 56 (FQT5) (в зависимости от расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси).

В начальном состоянии регулирующие задвижки 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) и 54 (ЗРК2) частично открыты. Нефтегазоводяная смесь поступает в мобильный эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12 аппарат, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения жидкости 4 4. В сепарационно-измерительной емкости 2 всегда поддерживается заданный уровень жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, который контролируется уровнемером 16 (LIT2). При снижении уровня жидкости ниже заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5) частично открывается, а регулирующая задвижка 54 (ЗРК2) частично закрывается до момента стабилизации уровня жидкости в ёмкости 10 в заданном диапазоне. При увеличении уровня жидкости выше заданного значения регулирующая задвижка 62 (ЗРК1) или 58 (ЗРК3) (в зависимости от выбранного массового расходомера 60 (FQT2) или 59 (FQT5)) частично закрывается, а регулирующая задвижка ЗРК2 частично открывается до момента стабилизации уровня жидкости в сепарационно ёмкости в заданном диапазоне. По достижении стабилизации уровня жидкости в емкости 10 приступают к проведению измерений. Фиксируется массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, накопленная масса (массовый расходомер 60 (FQT2) или 59 (FQT5)), время измерений.

Измерения с применением мультифазного расходомера (режим ИУ).

Нефтегазоводяная смесь, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в многофазный расходомер 27 (FQT1). С применение многофазного расходомер 27 (FQT1) выполняются измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, объема, и объемного расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, времени измерений.

Методы измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, применяемые в Эталоне.

Измерения с применением преобразователя влажности (режим эталона). Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость 2 нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения газа 9. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения жидкости 4. В линии измерения жидкости проводятся измерения объемного влагосодержания жидкой фазы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователя влажности 25 (АТ1). Данные измеренные значения используется для вычисления в автоматизированной системе управления 34 АСУ массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды.

Измерение объема и объемного расхода нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси.

Измерения с применением массового расходомера (режим эталона).

Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения массы и массового расхода попутного нефтяного газа с применением массового расходомера 20 (FQT3). Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.

Измерения с применением объемного расходомера (режим эталона).

Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям.

Измерения массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Нефтегазоводяная смесь поступает в Эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель, выходит из сепарационной емкости в линию измерения газа 9, где осуществляются измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

В процессе сепарации многофазный поток первоначально попадает в гидроциклон 12 цилиндрического типа, в котором происходит основное разделение газа и жидкости при рабочих условиях.

Описание принципа измерения в линии газа 9: Нефтегазоводяная смесь поступает в эталон, проходя фильтр 6 жидкости Фс, поступает в сепарационно-измерительную емкость 2 ЕС. Поступающая в сепарационно-измерительную емкость нефтегазоводяная смесь, проходя гидроциклон 12, разделяется на составляющие фазы - жидкую и газообразную. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси выходит из сепарационной емкости 2 в линию измерения жидкости 4. Отделившийся попутный нефтяной газ, проходя каплеуловитель 15, выходит из сепарационно измерительной емкости 2 в линию измерения газа 9, где осуществляется измерения объема, объемного расхода, массы и массового расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях с применением массового расходомера 20 (FQT3) и объемного расходомера 19 (FQT4), температуры с применением преобразователя температуры TIT2, и давления с применением преобразователя избыточного давления PIT4. Данные результаты измерений являются исходными для вычисления в автоматизированной системе управления 34 массового содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа.

Массовое содержание капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа рассчитывается по формуле.

Газовая фаза после гидроциклона 12 попадает в верхнюю емкость 11, где последовательно проходит два блока каплеуловителей 15 в виде колец Палля и струнных сеток. Оба блока каплеуловителей 15 обладают развитой поверхностью контакта, на которой и происходит осаждение капель. Отделенная влага стекает в нижнюю емкость жидкости 10, а осушенный газ попадает в измерительную линию. Отделенная в гидроциклоне 12 водонефтяная смесь попадает в нижнюю емкость 10, в которой продолжается процесс освобождения жидкости от остатков свободного газа. Для улучшения скорости и качества сепарации в нижней емкости установлен блок газоотделения в виде колец Палля. Дополнительным фактором, способствующим отделению свободного газа выступает падение скорости потока жидкости в емкости. Вследствие этого время ее пребывания в емкости увеличивается, что дает возможность газу выйти на поверхность и покинуть жидкость до момента выхода из емкости. Выделившийся газ отводится в верхнюю емкость 11.

После блока сепарации газ и жидкость поступают в измерительные линии, оснащенные системой измерительных устройств. Мобильный эталон 2-го разряда для поверки установок измерения скважинной продукции (эталон) осуществлен с применением динамической схемы измерения с многоступенчатой частичной сепарацией входного многофазного потока на жидкость и газ. Качество сепарации многофазного потока на жидкость и газ напрямую влияет на точность измерения расхода фаз. Реализуемый в устройстве процесс сепарации состоит из первичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ в гидроциклоне и вторичной сепарации многофазного потока на жидкость и газ с использованием сепарационных емкостей. Для повышения качества сепарации в сепарационных емкостях установлены каплеуловительные устройства на основе колец Палля и струнных решеток. Проблема определения доли воды в жидкой фазе решена путем использования анализатора состава смеси гидростатического типа. Анализатор дополнительно позволяет определить долю растворенного в нефти газа. Определение плотности свободного газа основано на расчете с использованием лабораторных данных о компонентном составе газа. Повышение точности установки достигается за счет использования многоступенчатой сепарации многофазного потока на жидкость и газ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, к устройствам для сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и может быть использовано в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием. Сепарационно-измерительная емкость для установок измерения скважинной продукции состоит из двух горизонтально ориентированных сообщающихся сосудов, нижней ёмкости 10 для приема жидкости и верхней ёмкости 11 для приема газа. Содержит гидроциклон 12 с завихрителем газа 13, введенным в ёмкость для приема газа. Гидроциклон 12 погружен в емкость 10 для приема жидкости. В нижней ёмкости 10 для приема жидкости установлен пеногаситель 14 в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости, и закрепленный в корпусе емкости посредством вертикальной перегородки. Емкость 11 для приема газа содержит два блока каплеуловителей 15, выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта. Емкость для приема жидкости оснащена измерителем уровня 16 и преобразователем давления 17. К ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости. К ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа. Технический результат заключается в повышении качества сепарации продукции скважины - нефтегазоводяной смеси, при уменьшении габаритных размеров устройства и обеспечении возможности измерения параметров смеси. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Сепарационно-измерительная емкость для установок измерения скважинной продукции, характеризующаяся тем, что состоит из двух горизонтально ориентированных сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости и верхней ёмкости для приема газа, содержит гидроциклон с завихрителем газа, введенным в ёмкость для приема газа, гидроциклон погружен в емкость для приема жидкости, в нижней ёмкости для приема жидкости установлен пеногаситель в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости, и закрепленный в корпусе емкости посредством вертикальной перегородки, емкость для приема газа содержит два блока каплеуловителей, выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта, емкость для приема жидкости оснащена измерителем уровня и преобразователем давления, к ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости, к ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа.

2. Сепарационно-измерительная емкость для установок измерения скважинной продукции по п.1, отличающаяся тем, что массообменные насадки пеногасителя выполнены в виде колец Палля.