Устройство для взятия проб нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B49/08 G01N1/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для отбора нефти из продукции, извлекаемой из скважин нефтяного месторождения.

Известно устройство для отбора проб жидкости из потока транспортируемого газа (патент RU № 2160834, МПК E21B 49/00, опубл 20.12.2000 Бюл. № 35), включающее сепаратор с полостью для накопления жидкой фазы, входным штуцером, соединенным с газопроводом, приспособлением для слива отсепарированной жидкости и выходным штуцером, причем выходной штуцер сепаратора соединен с газопроводом, при этом соединение газопровода со входным штуцером, сепаратор и соединение выходного штуцера с газопроводом образуют вместе байпасную линию к участку основного газопровода.

Основным недостатком данного устройства является узкая область применения из-за возможности разделения продукции скважин только на жидкость и газ для отбора только жидкости.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа (патент RU № 2160834, МПК E21B 49/00, опубл 20.12.2000 Бюл. № 35), содержащее емкость, сепарационное устройство и трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и водонефтяной эмульсии, причем емкость выполнена в виде колонны, заглушенной с торцов, ось колонны расположена перпендикулярно или наклонно горизонтальной поверхности, трубопровод подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к сепарационному устройству, делящему колонну на верхнюю и нижнюю части, связанные или не связанные между собой, трубопровод отвода водонефтяной эмульсии подсоединен к нижней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа подсоединен к верхней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа оснащен устройством для измерения количества нефтяного газа, в колонне расположен один или более датчиков, при этом диаметры верхней и нижней частей выполнены равными или неравными, длины частей выполнены равными или неравными.

Недостатками данного устройства являются сложность конструкции и работы, так как требует наличия и согласования работы большого количества датчиков или проведения расчетов для открытия соответствующих клапанов и узкая область применения из-за невозможности отбора проб выделившейся нефти для ее анализа, а только для определения количества нефти и нефтяного газа в продукции.

Техническим результатом является создание простого и эффективного устройства для взятия проб нефти из продукции скважин для расширения функциональных возможностей.

Техническим решением является устройство для взятия проб нефти, включающее вертикальную заглушенную сверху и снизу емкость с датчиками общего уровня жидкости, трубопроводы с управляемыми клапанами подвода сбоку емкости через сепарационное устройство водонефтегазовой смеси - продукции скважин, отвода нефтяного газа сверху емкости и отвода жидкости снизу емкости.

Новым является то, что емкость дополнительно оснащена датчиками уровня выделившейся воды, а сверху - датчиком давления для формирования сигналов открытия управляемого клапана трубопровода отвода газа при достижении максимально допустимого давления и закрытия при достижении минимально допустимого давления, сепарационное устройство изготовлено в виде вертикального стакана - отбойника, открытого сверху ниже уровня воды для увеличения капель нефти в водгазонефтяной смеси, и эжектора на входе трубопровода подвода в отбойник для выделения газа из водгазонефтяной смеси, причем управляемый клапана трубопровода отвода жидкости, сообщенного со скважиной или сборной емкостью для отвода воды, обеспечивает скорость потока воды в емкости меньше скорость всплытия нефти в воде для отстоя нефти из продукции, емкость между уровнями жидкости и уровнем воды снабжена сбоку патрубком отвода нефти для отбора проб с управляемым клапаном для исключения захвата газа или воды во время отбора нефти.

На чертеже показана схема устройства для взятия проб нефти.

Устройство для взятия проб нефти включает в себя вертикальную заглушенную сверху и снизу емкость 1 с датчиками 2 общего уровня жидкости (показаны условно), трубопроводы подвода 3 сбоку емкости 1 через сепарационное устройство 4 водонефтегазовой смеси - продукции скважин, отвода нефтяного газа 5 сверху емкости 1 и отвода жидкости 6 снизу емкости 1. Все трубопроводы 3, 5 и 6 оснащены управляемыми блоком управления (не показан) клапанами 7, 8 и 9 соответственно. Емкость 1 дополнительно оснащена датчиками 10 уровня выделившейся воды 11, а сверху - датчиком давления 12 для формирования сигналов открытия управляемого клапана 7 трубопровода отвода газа 4 при достижении максимально допустимого давления и закрытия его при достижении минимально допустимого давления. Сепарационное устройство 4 изготовлено в виде вертикального стакана - отбойника 13, открытого сверху ниже уровня воды 11 для увеличения капель нефти в водгазонефтяной смеси, и эжектора 14 (показан условно) на входе трубопровода подвода 3 в отбойник 13 для выделения газа из водгазонефтяной смеси. Управляемый клапан 9 трубопровода отвода воды, сообщенного со скважиной или сборной емкостью (не показаны) для отвода воды, обеспечивает скорость потока воды в емкости 1 меньше скорость всплытия нефти в воде для отстоя и всплытия нефти из продукции, закачиваемой в емкость 1. Емкость 1 также между общим уровнем жидкости 15 и уровнем воды 11 снабжена сбоку патрубком 16 отвода нефти для отбора проб с управляемым клапаном 17 для исключения захвата газа или воды во время отбора нефти.

Управляемые клапаны 7, 8, 9 и 16 могут быть изготовлены гидромеханическими, электромеханическими, электромагнитными и/или т.п. Так как они хорошо известны их открытых источников, авторы на это не претендуют. Датчики 2 и 10 уровней могут быть выполнены поплавковыми, (например, датчик 2 плотностью меньше плотности нефти, а датчик 10 меньше плотности воды, но больше плотности нефти), оптическими (с излучателем и приемником на противоположных стенках емкости 1), электронными (измеряющими сопротивление жидкости) и/или т.п. Так как подобные датчики 2 и 10 хорошо известны их открытых источников, авторы на это не претендуют.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на работоспособность устройства для взятия проб нефти, на чертеже не показаны или показаны условно.

Устройство для взятия проб нефти работает следующим образом.

Предварительно водогазонефтяную смесь - продукцию скважин отправляют для лабораторных исследований. В лабораторных условиях определяют:

1. Скорость потока и, как следствие, гидростатическое давление (исходя из закона Бернулли), при котором происходит максимальное выделение газа из этой смеси. На основании этих данных выбирается для трубопровода подвода 3 эжектор 14.

2. Диапазон давлений газа вверху емкости 1 с определением максимально допустимого значения и минимально допустимого давления газа, при котором интенсивно выделяется газ из водогазонефтяной смеси и не подходит уровень жидкости 15 ко входу трубопровода отвода газа 5 соответственно. По полученной информации подбирают и настраивают датчик давления 12, по данным с которого блок управления открывает или закрывает управляемый клапан 8.

3. Свойства выделяющейся из этой смеси нефти и воды (плотность, оптическую проницаемость, сопротивление и/или т.п.), на основании которых выбирают конструкцию и расположение датчиков 2 и 10 соответственно общего уровня жидкости (нефти) 15 и уровня воды 11.

4. Расстояние до патрубка 16 от уровней 15 и 11 для исключения захвата при отборе проб соответственно газа или воды, исходя из чего подбираются пределы для подачи сигналов датчиками уровней 2 и 10 через блок управления на открытие и закрытие управляемого крана 17.

5. Скорость всплытия нефти в воде для данной водогазонефтяной смеси, на основании чего определяют необходимые поперечное сечение емкости 1 и количество отбираемой воды по трубопроводу отбора жидкости (воды) 6 из емкости 1 с регулировкой величины открытия управляемого клапана 9.

То есть работоспособность устройства зависит от неравенства:

где v_в - скорость всплытия капель нефти в воде, м/с;

v_е - скорость потока жидкости в емкости 1 при отборе воды по трубопроводу отбора 6, м/с.

А скорость потока жидкости в емкости 1 при отборе воды по трубопроводу отбора 6 (v_е) равно:

где v_е - скорость потока жидкости в емкости 1 при отборе воды по трубопроводу отбора 6, м/с;

Q_в - количество жидкости (воды), отбираемой по трубопроводу отбора 8, м³/ч;

S_н - площадь поперечного сечения нижней части емкости 1, м².

При этом площадь поперечного сечения нижней части емкости 1 (S_н) определяется:

где S_н - площадь поперечного сечения нижней части емкости 1, м²;

S_е - общая площадь поперечного сечения емкости 1, м²;

S_о - площадь поперечного сечения отбойника 13, м².

Подставляю в формулу [1] формулы [2] и [3] получаем:

где v_в - скорость всплытия капель нефти в воде, м/с;

Q_в - количество жидкости (воды), отбираемой по трубопроводу отбора 8, м³/ч;

S_е - общая площадь поперечного сечения емкости 1, м²;

S_о - площадь поперечного сечения отбойника 13, м².

Или:

где S_н - площадь поперечного сечения нижней части емкости 1, м²;

S_е - общая площадь поперечного сечения емкости 1, м²;

S_о - площадь поперечного сечения отбойника 13, м²;

v_в - скорость всплытия капель нефти в воде, м/с;

Q_в - количество жидкости (воды), отбираемой по трубопроводу отбора 8, м³/ч.

После изготовления устройства на основании полученных данных его доставляют к месту установки (обычно к общему трубопроводу, идущему от скважин месторождения нефти - не показаны). Емкость 1 фиксируют (например, на специальной станине - не показана) в вертикальном положении, трубопровод подвода 3 продукции скважин соединяют с общим трубопроводом, трубопровод отвода газа 5 с общим газопроводом (не показан), трубопровод отвода воды 6 со скважиной или сборной емкостью, а патрубок 16 с пробоотборной емкостью (не показана). Управляемые клапана 7, 8, 9 и 17 и датчики 2, 10 и 12 функционально соединяют проводным или беспроводным (радиосигналом, сотовой связью или т.п.) соединением с блоком управления. Так как они хорошо известны из открытых источников, авторы на это не претендуют.

По сигналу с блока управления управляемый клапан 7 открывается и водонефтегазовая смесь - продукция скважин из общего трубопровода поступает к ёмкость 1 через сепарационное устройство 4, в котором в эжекторе поток продукции скважин набирает высокую скорость, снижая статическое давление, что приводит к интенсивному выделению газа, который скапливается в верхней части емкости 1, а соударение потока продукции скважин с отбойником приводит к взаимодействию нерастворимых капель нефти (мицелл) в воде, увеличению из в размерах и, как следствие, к более интенсивному их отстою (отделению при гравитационном воздействии). Так как капли нефти имеют меньшую плотность (830 - 898,4 кг/м³ по ГОСТ Р 51858-2002) относительно плотности пластовой воды (998 - 1210 кг/м³), то нефть всплывает на верх емкости 1 и располагается между уровнями 15 и 11, которые измеряются датчиками 2 и 10 соответственно. При достижении уровня 15 максимального значения блок управления открывает управляемый клапан 9 для отвода воды из нижней части емкости 1 по трубопроводу отвода 6 в количестве не более Q_в, для обеспечения скорости потока воды в емкости 1 (v_е) не превышающем скорость всплытия капель нефти в воде (v_в), что исключает отбор нефти через трубопроводу отвода 6 и позволяет скапливаться нефти сверху уровня воды 11. При этом датчик давления 12 формирует через блок управления сигналы для периодического открытия управляемого клапана 8 отбора газа из верхней части емкости 1 через трубопровод отвода 5 при достижении максимально допустимого давления газа, и - закрытия управляемого клапана 8 при достижении минимально допустимого давления верхней части емкости 1. Периодически по сигналу с блока управления открывается управляемый клапан 17 для отбора из емкости 1 отделившейся нефти в пробоотборную емкость по патрубку 16. При приближении к патрубку 16 уровней 15 и/или 11 во время отбора, что определяется соответственно датчиками 2 и 10, по сигналу с которых блок управления закрывает управляемый клапан 17 для исключения захвата газа и/или воды во время отбора нефти. После удаления от патрубка 16 уровней 15 и/или 11 по сигналу с блока управления открывается управляемый клапан 17 для отбора из емкости 1 отделившейся нефти по патрубку 16в пробоотборную емкость, после заполнения которой блок управления закрывает управляемый клапан 17. Пробоотборную емкость отсоединяют от патрубка 16 и отправляют в лабораторию для анализа химического состава добываемой из скважин нефти. К патрубку 16 подсоединяют другую пробоотборную емкость.

Предлагаемое устройство для взятия проб нефти просто и эффективно, при этом позволяет непосредственно на месторождении отбирать для проб только нефть из водонефтегазовой смеси - продукции скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для отбора нефти из продукции, извлекаемой из скважин нефтяного месторождения. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение эффективности работы устройства, а также расширение его функциональных возможностей. Заявлено устройство для взятия проб нефти, включающее вертикальную заглушенную сверху и снизу емкость с датчиками общего уровня жидкости, трубопроводы с управляемыми клапанами для подвода сбоку емкости через сепарационное устройство водонефтегазовой смеси - продукции скважин, отвода нефтяного газа сверху емкости и отвода жидкости снизу емкости. Емкость дополнительно оснащена датчиками уровня выделившейся воды, а сверху - датчиком давления для формирования сигналов открытия управляемого клапана трубопровода отвода газа при достижении максимально допустимого давления газа и закрытия при достижении минимально допустимого давления. Сепарационное устройство изготовлено в виде вертикального стакана - отбойника, открытого сверху ниже уровня воды для увеличения капель нефти в водгазонефтяной смеси, и эжектора на входе трубопровода подвода в отбойник для выделения газа из водгазонефтяной смеси. Управляемый клапан трубопровода отвода жидкости, сообщенного со скважиной или сборной емкостью для отвода воды, обеспечивает скорость потока воды в емкости меньше скорости всплытия нефти в воде для отстоя нефти из продукции. Емкость между общим уровнем жидкости и уровнем воды снабжена сбоку патрубком отвода нефти для отбора проб с управляемым клапаном для исключения захвата газа или воды во время отбора нефти. 1 ил.

Устройство для взятия проб нефти, включающее вертикальную заглушенную сверху и снизу емкость с датчиками общего уровня жидкости, трубопроводы с управляемыми клапанами для подвода сбоку емкости через сепарационное устройство водонефтегазовой смеси - продукции скважин, отвода нефтяного газа сверху емкости и отвода жидкости снизу емкости, отличающееся тем, что емкость дополнительно оснащена датчиками уровня выделившейся воды, а сверху - датчиком давления для формирования сигналов открытия управляемого клапана трубопровода отвода газа при достижении максимально допустимого давления газа и закрытия при достижении минимально допустимого давления, сепарационное устройство изготовлено в виде вертикального стакана - отбойника, открытого сверху ниже уровня воды для увеличения капель нефти в водгазонефтяной смеси, и эжектора на входе трубопровода подвода в отбойник для выделения газа из водгазонефтяной смеси, причем управляемый клапан трубопровода отвода воды, сообщенного со скважиной или сборной емкостью для отвода воды, обеспечивает скорость потока воды в емкости меньше скорости всплытия нефти в воде для отстоя нефти из продукции, емкость между общим уровнем жидкости и уровнем воды снабжена сбоку патрубком отвода нефти для отбора проб с управляемым клапаном для исключения захвата газа или воды во время отбора нефти.