УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТОВ ПРОДУКЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕЁ РАБОТЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/34 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (природных энергоресурсов) в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции в пределах 4 – 16 МПа.

В настоящее время известен ряд способов учета дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин и установок для их осуществления.

Известны способы измерения дебита жидкости скважин, основанные на измерении объема или веса накопленной в сепарационной емкости жидкости за измеренное время и пересчете полученной информации о количестве жидкости и времени ее накопления в суточный дебит скважины. В частности, известны установки для измерения дебита нефтяных скважин типа «Спутник-А», «Спутник-А-40», где продукция замеряемой скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, в котором свободный газ отделяется и уходит в газовый коллектор, а измерение дебита жидкости осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в блоке местной автоматики (БМА), накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавного регулятора и заслонки на газовой линии (Справочная книга по добыче нефти, под редакцией д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М., «Недра», 1974, с.487-489).

Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает через систему рычагов закрытие заслонки на газовой линии и повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость выдавливается из сепаратора через турбинный счетчик, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается заслонка на газовой линии, выравнивается давление между сепаратором и коллектором и продавливание жидкости через счетчик прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и количество пропусков жидкости через счетчик за время замера зависят от дебита скважины.

К недостаткам таких способов и устройств относятся:

1. Невысокая точность измерения расхода жидкости при больших

дебитах скважин расходомером турбинного типа вследствие плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

2. Дополнительная погрешность измерения, связанная с заданием

времени измерения дебита скважины вследствие нецелого числа циклов слив-налив, укладывающихся в заданное время, и перехода части жидкости замера

предыдущей скважины в замер последующей.

3. Необходимость выдержки времени, заданного для замера каждой скважины, что ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.

4. Увеличение времени измерения одного цикла слив-налив в случае низкого содержания жидких углеводородов и жидкости в продукции скважины.

Известны также установки для измерения дебита скважин типа «Спутник-В», расход жидкости в которых определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости (Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова М., «Недра», 1974, с.489-490).

Нефтегазовая смесь от скважины, подключенной на замер, поступает в сепаратор, где измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней, и регистрации времени накопления этой жидкости.

После наполнения тарированной емкости жидкостью и измерения ее массы БМА включает электрогидравлический привод, прикрывающий заслонку на газовой линии, в результате чего в сепараторе увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в тарированной емкости, через сифон выдавливается в коллектор.

К недостаткам такого способа и установки относятся:

1. Ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти, т.к. отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения вследствие изменения веса измеряемой жидкости ввиду изменения веса порожней емкости.

2. Необходимость измерения времени замера каждой скважины ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.

Для исправления вышеуказанных недостатков были разработаны способ оперативного изменения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления (патент РФ на изобретение №2405935). Такой способ заключается в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, накоплении в нем и сливе через профилированную щель в сливной отсек таким образом, чтобы в момент равенства количества поступающей в сепарационный отсек жидкости количеству сливаемой из него в сливной отсек в сепарационном отсеке устанавливается стационарный уровень, адекватный суточному дебиту скважины , замеряемый любым известным способом, при этом профиль сливной щели подбирают таким способом, чтобы обеспечить линейную зависимость уровня от величины суточного дебита скважины в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью.

Устройство для осуществления такого способа состоит из емкости, оснащенной гидроциклонной головкой для отделения свободного газа, сливной полкой, направляющей поток жидкости на стенку корпуса устройства, перегородкой, разделяющей емкость на два отсека ( сепарационный и сливной) и открытой сверху, в которую монтируется вставка с профилированной сливной щелью. При этом скважинная жидкость отводится в коллектор снизу сливного отсека емкости, а газ - сверху.

Такой способ позволяет повысить точность измерения расхода жидкости и увеличить количество замеряемых скважин в течение календарных суток. Однако к его недостаткам можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимостью проводить накопление жидкости в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей методом, используемым в ближайшем аналоге, также приводит к большим погрешностям.

Кроме того, известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепарационную емкость, снабженную массовым жидкостным кориолисовым расходомером и массовым газовым кориолисовым расходомером (патент РФ на полезную модель №35824). Применение кориолисовых расходомеров позволяет повысить надежность работы устройства за счет их высоких эксплуатационных качеств. Кроме того, такое устройство позволяет определить производительность скважины отдельно по нефти, воде и газу.

Недостатками такого устройства являются, однако, необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, что не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей.

Известен также способ измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин и установка для его осуществления (патент РФ на изобретение №2365750), где установка включает емкость-сепаратор, снабженную люком и фланцами, на трубопроводах ее обвязки размещены приборы для измерения параметров среды, а также 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, чем двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы. Трубопроводная обвязка включает входной вертикальный трубопровод, общий трубопровод-коллектор, дренажный трубопровод, трубопровод газа. Согласно данному способу продукцию периодически подают в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, где сепарируют газожидкостную смесь по газу. Затем 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. Недостатками этих способа и устройства, как и в предыдущем аналоге, являются необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, не позволяющая определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей.

Известна также установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ на полезную модель №112937, выдан 07.09.2011), содержащая обвязанные трубопроводной арматурой гидроциклонный сепаратор, расходомер жидкости, расходомер газа, влагомер, регулятор расхода, установленный в трубопроводе, соединяющем выход сепаратора по жидкости с коллектором, датчики уровня, давления, температуры и систему управления. При использовании такой установки реализуется следующий способ определения дебита продукции нефтяных скважин. Газожидкостная смесь поступает на вход гидроциклонного сепаратора, где проходит предварительную сепарацию и накапливается в емкости сепаратора. Перепад давления между сепаратором и коллектором отслеживается датчиком перепада давления. По достижении заданного максимального перепада давления открывается электромагнитный клапан и выделившийся газ направляется через расходомер газа в коллектор. При снижении перепада давления до заданного минимального значения электромагнитный клапан закрывается. Таким образом поддерживается скорость, необходимая для нормальной работы расходомера газа и обеспечения минимальной погрешности средств измерений. Степень наполненности накопительной емкости сепаратора контролируется датчиком уровня. По достижении заданного максимального уровня при закрытом электромагнитном клапане избыточным давлением открывается регулятор расхода и жидкость вытесняется из накопительной емкости сепаратора в коллектор через влагомер и расходомер жидкости. По достижении жидкостью заданного минимального уровня открывается электромагнитный клапан, регулятор расхода закрывается, а избыточный газ удаляется в коллектор через расходомер газа и открытый электромагнитный клапан, затем цикл накопления жидкости и создания избыточного давления в гидроциклонном сепараторе повторяется.

К достоинствам данной установки относится повышение точности определения широкого диапазона дебитов скважин по жидкости, нефти, воде и газу, в том числе таких скважин , где присутствует нефть с повышенным содержанием механических примесей, для чего в установке по патенту РФ №112937 используется пескоуловитель с гидроциклоном, обеспечивающий отделение механических примесей.

К недостаткам данной установки можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимость проводить накопление жидкости перед каждым измерением в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием жидких углеводородов методом, используемым в данном аналоге, также приводит к большим погрешностям.

Наиболее близкой к заявляемой установке является группа изобретений «способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин» (Патент РФ RU2532490C1). Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником. Жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником, и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором. Расходомер жидкости, установленный в жидкостной линии, расходомер газа, установленный в газовой линии. Установка снабжена по меньшей мере одним пробозаборником в газовой линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе. Газожидкостную смесь непрерывно подают в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, непрерывно разделяют газожидкостную смесь в гидроциклонном сепараторе на жидкость и газ. Подают газ и жидкость на газовую и жидкостную трубопроводные линии с расходомерами газа и жидкости, определяют расход газа и жидкости с помощью расходомеров, при этом отбирают пробу газа из газовой линии с помощью пробозаборника. Анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки.

К достоинствам данной группы изобретений можно отнести повышение точности измерения жидкостной и газовой составляющей продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, повышение точности определения мгновенного расхода газоконденсатной или нефтяной скважины, повышение точности определения дебитов газоконденсатной и нефтяной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и снижение расхода газа, используемого в измерении. Непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости позволяет обеспечить определение мгновенного расхода нефтяной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также позволяет снизить расход газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле.

К недостаткам данной группы изобретений, можно отнести:

1. Большая погрешность при замере обводненности продукции, т.к. при данном методе определения обводненности не учитывается часть воды, которая находиться во взвешенном состоянии в дисперсионной зоне, в виду того, что данная зона не стабильна, скорость разделения фаз «конденсат (нефть) – вода» будет различная на протяжение всего замера. Так же, если скважина работает не в стабильном режиме, этим методом можно получить усредненное значение обводненности на режиме, что тоже приводит к большой погрешности.

2. В случае проведения замеров продукции газоконденсатных и нефтяных скважин с малым содержанием жидкостной составляющей значительно увеличивается время проведения замера, в связи с длительным временем накопления жидкости в конденсатосборнике для проведения отбора представительных проб нестабильного конденсата (нестабильной нефти).

Задачей группы изобретений является исключение недостатков известных решений в данной области и расширение арсенала известных устройств и способов в данной отросли техники.

Технический результат направлен на обеспечение оперативного и точного измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата (нефти) с возможностью определения их состава.

Технический результат достигается за счёт установки для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, которая состоит из блока манифольда, на котором установлен регулирующий клапан, перед регулирующим клапаном выполнен узел подачи противогидратного ингибитора, представляющий собой кран высокого давления, запорной арматуры, соединённой с горизонтальным трёхфазным сепаратором, выполненным в виде цилиндрической емкости разделенный регулируемой по высоте перегородкой на два сообщающихся в верхней части сосуда, отсека, приемного отсека и конденсатосборника, при этом на приемном отсеке находятся входной штуцер и отбойник-распределитель, в горизонтальном трехфазном сепараторе установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора, и штуцер для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета, в нижней части отсеков выполнен штуцер для слива жидкости в дренаж, на верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора расположен патрубок с предохранительным клапаном для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме.

Установка оборудована приборами контроля уровня жидкой фазы и приборами контроля давления и температуры.

Установка выполнена с монтажным люком.

Способом работы установки для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, в которой смесь поступает на блок манифольда из которого проходит через запорную арматуру и поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор, затем смесь поступает в приемный отсек через входной штуцер на отбойник-распределитель, в результате удара об отбойник-распределитель поток разбивается, происходит разделение потока на жидкость и газ, жидкость стекает в приемный отсек, где происходит разделение жидкости на воду и конденсат, затем конденсат протекает через пеногаситель, перетекает в конденсатосборник, откуда отводится через штуцер в трубопроводную линию отвода газоконденсата, выделившийся газ отводится через сепарационный пакет в газовую трубопроводную линию, соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации в общий трубопровод-коллектор, газ сепарации из горизонтального трехфазного сепаратора направляется через вихревой расходомер в газовый центробежный вертикальный сепаратор, при этом отделившиеся примеси, через гидрозатвор стекают в нижний отсек сосуда и выводятся через сливной штуцер и кориолисовый массомер в общий трубопровод-коллектор.

Мобильный исследовательский комплекс для освоения и исследования нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин (далее – МИК), является установкой для исследования природных энергоресурсов, которая содержит следующие соединённые между собой детали, а именно:

- Блок входного манифольда;

- Трехфазный горизонтальный сепаратор;

- Газовый центробежный вертикальный сепаратор (далее - СЦВГ);

- Трубопроводную линию отвода пластовой жидкости из приемного отсека трехфазного сепаратора в общий трубопровод-коллектор;

- Трубопроводную линию отвода газоконденсата (нефти), соединенную с конденсатосборником трехфазного горизонтального сепаратора и с жидкостной газоконденсатной (нефтяной) трубопроводной линией из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор;

- Газовую трубопроводную линию, соединенную с выходом газа сепарации из горизонтального сепаратора соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор;

- Газовую трубопроводную линию, соединенную с выходом газа сепарации из СЦВГ соединенную с выходом газа сепарации из трехфазного сепаратора в общий трубопровод-коллектор;

- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода пластовой воды из трехфазного горизонтального сепаратора в общий трубопровод-коллектор;

- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата (нефти) из трехфазного горизонтального сепаратора;

- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата (нефти) из СЦВГ;

- Расходомер газа, установленный в газовой линии из горизонтального трехфазного сепаратора;

- Расходомер газа, установленный в газовой линии из СЦВГ.

Изобретение поясняется фигурами 1 и 2.

Фигура 1 раскрывает принципиальную схему установки МИК.

Фигура 2 горизонтальный трехфазный сепаратор.

Установка работает следующим образом. Газожидкостная смесь поступает на блок манифольда 1. Блок манифольда 1 предназначен для подключения технологических объектов к исследуемой скважине.

Рабочее давление блока манифольда 1 составляет 35,0 МПа. На манифольде 1 установлен регулирующий клапан 2, который позволяет изменять режимы работы скважины без ее остановки. Перед регулирующим клапаном 2 предусмотрена подача противогидратного ингибитора, при этом узел подачи противогидратного ингибитора представляет собой кран высокого давления, позволяющий подсоединять в данной точке любое приспособление, способное производить подкачку ингибитора высоким давлением. Поток газоконденсатной смеси от скважины поступает через регулирующий клапан 2, установленный на блоке манифольда 1, проходит через запорную арматуру и поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор 3 через входной штуцер 4.

Горизонтальный трехфазный сепаратор 3 (Рисунок 2) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость вместимостью V=4 м3 и рабочим давлением в диапазоне 4,0÷16,0 МПа разделенный регулируемой по высоте перегородкой 8 на два, сообщающихся в верхней части сосуда, отсека, приемный отсек и конденсатосборник. Поток газоконденсатной (нефтегазовой) смеси поступает через входной штуцер 4 на отбойник-распределитель 5 в приемный отсек, в результате удара об отбойник-распределитель 5 поток разбивается, в результате происходит разделение потока на жидкость и газ, жидкость стекает в приемный отсек, где происходит разделение жидкости на воду и конденсат (нефть). Из-за разности плотностей вода скапливается в нижней части приемного отсека и через штуцер 7 отводиться в трубопроводную линию отвода воды в общий трубопровод-коллектор через кориолисовый массомер 17. Общий уровень в приемном отсеке и раздел фаз вода – конденсат (нефть) контролируется при помощи электронного волноводного радарного уровнемера 10 и регулируется автоматически регулирующим клапаном 11. Для дополнительного контроля за уровнем предусмотрено визуальный указатель уровня 15. Конденсат (нефть) протекая через пеногаситель 6 при достижение установленного уровня перегородки 8 перетекает в конденсатосборник, откуда отводится через штуцер 9 в трубопроводную линию отвода газоконденсата (нефти) на которой установлен кориолисовый массомер 18, соединенную с жидкостной газоконденсатной (нефтяной) трубопроводной линией из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор. Уровень в конденсатосборнике контролируется при помощи электронного волноводного радарного уровнемера 12 и регулируется в предпочтительном варианте автоматически регулирующим клапаном 13. Для дополнительного контроля за уровнем предусмотрено визуальный указатель уровня 16. Выделившийся газ из первого и второго отсека отводится через сепарационный пакет 14 в газовую трубопроводную линию, соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор. Так же, в горизонтальном трехфазном сепараторе 3 установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора, и штуцера для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета 14. В нижней части отсеков есть штуцера для слива жидкости в дренаж. Сосуд снабжен штуцерами для установки приборов КИП, смотровым люком. На верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора 3 расположен патрубок с предохранительным клапаном 22, предназначенный для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме. Из конденсатосборника через штуцера 23, 24, 25 предусмотрен отбор представительных проб нестабильного конденсата (нефти) для анализа в специализированной лаборатории.

Газ сепарации из горизонтального трехфазного сепаратора 3 направляется через вихревой расходомер 20 в газовый центробежный вертикальный сепаратор (СЦВГ) 27. Поток газа подается во входной штуцер 26 поступает в шнековый завихритель, получая круговое движение вдоль стенки корпуса и центрального канала шнека. Под действием центробежных и гравитационных сил, взвешенные частицы жидкости и механических примесей оседают на стенке корпуса и стекают в нижний отсек сосуда. По центральному каналу шнека, поток газа поступает в сепарационный пакет. В сепарационном пакете газ очищается от мелкодисперсной жидкости и механических примесей, не осевших на корпусе. Аппарат оснащен 3-мя сменными центробежными элементами модели СЦВ-Г-159, СЦВ-Г-219 и СЦВ-Г-159x4. Очищенный в сепарационных элементах газ отводится через выходной штуцер 28 и вихревой расходомер 21 в общий трубопровод-коллектор через дроссельную задвижку 30. Отделившиеся примеси, под действием гравитационных сил, через гидрозатвор стекают в нижний отсек сосуда и выводятся через сливной штуцер 29 и кориолисовый массомер 19 в общий трубопровод-коллектор. На СЦВГ так же установлены приборы контроля уровня жидкой фазы, приборы контроля давления. Для отбора проб жидкости предусмотрены штуцера. В верхней части аппарата установлен предохранительный клапана. Смена центробежных элементов, а также диагностика аппарата, осуществляется через монтажный люк.

На всех трубопроводах установлена запорно-регулирующая арматура, а также предусмотрены датчики давления и температуры. Трубопроводы, по которым отводится жидкость утеплены греющим кабелем.

Управление реализовано в виде компьютера, на котором установлено программное обеспечение, позволяющее оператору управлять установкой.

Вся информация измеряемых и контролируемых параметрах передается на рабочее место оператора по сети WiFi на компьютер. Вычисление расхода газа, нестабильного конденсата, воды производится в контроллере на основании измеренных расходомерами данных.

Основные технические параметры установки измерения дебитов продукции нефтяных скважин:

• Давление рабочее (аппарат) - 16 МПа

• Давление рабочее (манифольд) - 35 МПа

• Объем аппарата - 4 м³

• Расход:

o газ - 30-2000 тыс. м³/сут;

o жидкость - до 800 т/сут;

• Температура продукции от -30°C до +60°C

• Температура окружающей среды до - 50°C

Предлагаемая установка имеет высокую производительность, долговечна, имеет компактные размеры по сравнению с аналогами и совмещает в себе функции и возможности комплекса при своих габаритах, при этом проста в сборке и последующем использовании при различных температурах использования, то есть погодные условия не влияют на её работу. Установка прошла испытания и зарекомендовала себя, как надежное и долговечное устройство.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции. Установка для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин состоит из блока манифольда и запорной арматуры. На блоке манифольда установлен регулирующий клапан. Перед регулирующим клапаном выполнен узел подачи противогидратного ингибитора, который представляет собой кран высокого давления. Запорная арматура соединена с сепаратором. Сепаратор является горизонтальным трехфазным и выполнен в виде цилиндрической емкости, разделенной регулируемой по высоте перегородкой на две части: приемной и конденсатосборника, сообщающиеся в верхней части емкости. В приемной части находятся входной штуцер и отбойник-распределитель. В горизонтальном трехфазном сепараторе установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора и штуцер для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета. В приемной части выполнен штуцер для слива жидкости в дренаж. На верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора расположен патрубок с предохранительным клапаном для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме. В конденсатосборнике установлены штуцеры для отбора представительных проб. Установка дополнительно содержит газовый центробежный вертикальный сепаратор и расходомеры жидкости. Обеспечивается оперативное и точное измерение количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата или нефти с возможностью определения их состава. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Установка для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, состоящая из блока манифольда, на котором установлен регулирующий клапан, перед регулирующим клапаном выполнен узел подачи противогидратного ингибитора, представляющий собой кран высокого давления, запорной арматуры, соединённой с сепаратором, отличающаяся тем, что сепаратор является горизонтальным трехфазным, выполненным в виде цилиндрической емкости, разделенной регулируемой по высоте перегородкой на две части: приемной и конденсатосборника, сообщающиеся в верхней части емкости, при этом в приемной части находятся входной штуцер и отбойник-распределитель, в горизонтальном трехфазном сепараторе установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора и штуцер для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета, в приемной части выполнен штуцер для слива жидкости в дренаж, на верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора расположен патрубок с предохранительным клапаном для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме, при этом в конденсатосборнике установлены штуцеры для отбора представительных проб, при этом установка дополнительно содержит газовый центробежный вертикальный сепаратор, расходомер жидкости, установленный в линии отвода пластовой воды из трехфазного горизонтального сепаратора в общий трубопровод-коллектор, расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата или нефти из трехфазного горизонтального сепаратора, расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата или нефти из газового центробежного вертикального сепаратора, расходомер газа, установленный в газовой линии из горизонтального трехфазного сепаратора, расходомер газа, установленный в газовой линии из газового центробежного вертикального сепаратора.

2. Установка для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин по п. 1, отличающаяся тем, что установлены приборы контроля уровня жидкой фазы и приборы контроля давления.

3. Установка для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин по п. 1, отличающаяся тем, что выполнена с монтажным люком.

4. Способ работы установки для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, включающий поступление газожидкостной смеси на блок манифольда, из которого она проходит через запорную арматуру и поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор, затем смесь поступает в приемную часть через входной штуцер на отбойник-распределитель, в результате удара об отбойник-распределитель поток разбивается, происходит разделение потока на жидкость и газ, жидкость стекает в приемный отсек, где происходит разделение жидкости на воду и конденсат или воду и нефть, затем конденсат или нефть протекает через пеногаситель, перетекает в конденсатосборник, откуда отводится через штуцер в трубопроводную линию отвода газоконденсата или нефти, выделившийся газ отводится через сепарационный пакет в газовую трубопроводную линию, соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации в общий трубопровод-коллектор, газ сепарации из горизонтального трехфазного сепаратора направляется через вихревой расходомер в газовый центробежный вертикальный сепаратор, при этом отделившиеся примеси через гидрозатвор стекают в нижний отсек сосуда и выводятся через сливной штуцер и кориолисовый массомер в общий трубопровод-коллектор, при этом из конденсатосборника через три штуцера предусмотрен отбор представительных проб нестабильного конденсата или нефти для последующего анализа их состава в лаборатории, при этом вычисление расхода газа, нестабильного конденсата или нефти, воды производится в контроллере на основании измеренных расходомерами жидкости и газа данных, а все измеряемые и контролируемые параметры передаются на рабочее место оператора.