ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК В РФ
НОВЫЕ ПАТЕНТЫ, ЗАЯВКИ НА ПАТЕНТ
БИБЛИОТЕКА ПАТЕНТОВ НА ИЗОБРЕТЕНИЯ

устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин

Классы МПК:E21B47/00 Исследование буровых скважин
G01F15/08 воздушные или газовые сепараторы, комбинированные с расходомерами жидкостей; жидкостные сепараторы, комбинированные с расходомерами газов 
Автор(ы):, , , ,
Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" (ОАО "АК ОЗНА") (RU)
Приоритеты:
подача заявки:
2004-05-24
публикация патента:

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для определения дебита продукции нефтедобывающих скважин. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор, газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно газа и жидкости из сепаратора с установленными на жидкостном трубопроводе сепаратора высокопредельным счетчиком жидкости и двухпозиционным регулятором расхода, и выходным трубопроводом. Дополнительно введены измерительная камера, выполненная в виде вертикального цилиндра, оснащенного преобразователем гидростатического давления столба жидкости, и переливная трубой, соединяющая полость измерительной камеры с входным трубопроводом, с проходящим через полость сепаратора участком в виде открытого желоба. На стыке газового и жидкостного трубопроводов измерительной камеры перед входом их в выходной трубопровод установлен трехходовой запорно-переключающий кран. Изобретение направлено на расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств устройства и позволяет получать информацию при измерении малодебитных скважин по каждой подключенной скважине. 1 ил. устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, патент № 2269650

Рисунки к патенту РФ 2269650

устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, патент № 2269650

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерениях количества газожидкостной смеси, жидкости, воды, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин.

Известно устройство [1] для измерения дебита скважин, включающее в себя входной трубопровод, сепаратор, трубопроводы, предназначенные для отвода газа и жидкости из сепаратора и выходной трубопровод.

На трубопроводе, предназначенном для отвода газа, установлена заслонка, выполняющая вместе с механически связанным с ней поплавковым устройством, которым оборудован сепаратор, роль регулятора уровня жидкости в нем.

На трубопроводе, предназначенном для отвода жидкости, установлен высокопредельный счетчик жидкости, работающий совместно с двухпозиционным регулятором перепада давления, обеспечивающим работу этого счетчика в аттестованном диапазоне значений расхода (регулятором расхода).

Устройство работает следующим образом

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в сепаратор и разделяется на газ и жидкость (водонефтяную смесь).

Газ через открытую заслонку уходит в выходной трубопровод, а жидкость накапливается в сепараторе (в исходном положении регулятор расхода закрыт).

По мере роста уровня жидкости поплавок через систему рычагов и тяг прикрывает заслонку, в результате чего создается повышенное сопротивление прохождению газа через нее и в сепараторе начинает повышаться давление.

При достижении значения давления газа в сепараторе верхнего порога срабатывания регулятора расхода, его запорный орган резко переходит из положения "закрыто" в положение "открыто" и фиксируется в этом положении с помощью специальных элементов.

После открытия регулятора расхода жидкость под действием давления газа выталкивается из сепаратора, счетчик производит измерение количества жидкости, уровень ее в сепараторе начинает снижаться.

По мере снижения уровня жидкости, поплавок приоткрывает заслонку, газ начинает поступать в выходной трубопровод, в сепараторе снижается давление.

При достижении значения давления в сепараторе нижнего порога срабатывания регулятора расхода, он закрывается, счетчик жидкости останавливается и цикл измерения дебита жидкости заканчивается.

Далее процесс продолжается описанным выше способом.

Недостатком известного устройства является ограниченность функциональных возможностей: устройство позволяет производить измерения дебита лишь одного компонента в трехкомпонентной смеси.

Известно устройство [2], также содержащее входной трубопровод, сепаратор с поплавковым устройством, заслонку на трубопроводе для отвода газа, высокопредельный счетчик жидкости и регулятор расхода на трубопроводе для отвода жидкости из сепаратора и выходной трубопровод.

Однако в состав этого устройства дополнительно включен еще один трубопровод для отвода газа, регулятор расхода и дроссель, устанавливаемые на дополнительном и счетчик газа, устанавливаемый на основном трубопроводе для отвода газа из сепаратора.

Устройство позволяет производить измерения двух компонентов - жидкости и газа.

Недостатком известного устройства является слабая функциональная нагруженность узлов, следствием чего является сложность конструкции, аппаратурная избыточность, узость функциональных возможностей и потребительских свойств.

В связи с этим следует отметить, что реальные измерительные установки, в основу которых заложено известное устройство, ввиду значительной стоимости изготавливаются в групповом варианте исполнения.

Т.е. известное устройство является измерительным модулем, к которому с помощью распределительного модуля в автоматическим режиме поочередно подключается до 14 нефтедобывающих скважин, расположенных в ближайшей округе.

Выбор скважин для подключения к одной установке по территориальному признаку обеспечивает наименьшие затраты на обустройство месторождений нефти.

Однако это приводит к тому, что к одной установке, как правило, оказываются подключенными скважины с большим дебитом (до 400 м3/сут) и с очень малым (до 1 м3/сут).

Недостатком известного устройства является его неадаптивность к условиям объекта, заключающаяся в том, что при подключении к нему малодебитных скважин время, затрачиваемое на один цикл измерения дебита жидкости, увеличивается до неприемлемых значений.

Например, только для заполнения сепаратора реальной, серийно выпускаемой, установки продукцией вновь подключенной скважины с дебитом жидкости 1 м3 /сут требуется порядка 10 часов, в течение которых остальные скважины, подключенные к этой же установке остаются без контроля.

Еще одним недостатком известного устройства является то, что по функциональным возможностям оно не соответствует современным нормам отраслевых и территориальных стандартов, требующих в частности проведения измерений дебита не только газа и жидкости, но и дебита нефти, входящей в состав этой жидкости.

Целью изобретения является расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств.

Указанная цель достигается тем, что устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, содержащее входной трубопровод, сепаратор, трубопроводы для отвода газа (газовый трубопровод) и жидкости (жидкостной трубопровод) из сепаратора, высокопредельный счетчик жидкости и двухпозиционный регулятор расхода, установленные на жидкостном трубопроводе сепаратора, а также выходной трубопровод, дополнительно оборудуют измерительной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра, оснащенного преобразователем гидростатического давления столба жидкости, переливной трубой, соединяющей полость измерительной камеры с входным трубопроводом и проходящей через полость сепаратора, а также трехходовым запорно-переключающим краном, установленным на стыке газового и жидкостного трубопроводов этой камеры перед входом их в выходной трубопровод, причем участок переливной трубы, находящийся в полости сепаратора, выполняют в виде открытого желоба.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия".

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин отличается тем, что введение в его состав измерительной камеры, являющейся низкопредельным измерителем дебита жидкости и газа, использование переливной трубы и для транспортирования газа и для транспортирования жидкости, после их разделения, непосредственно в эту измерительную камеру в значительной степени ослабляет зависимость времени измерения от величины дебита скважины по жидкости и газу, т.е. повышает адаптивность устройства к условиям объекта.

Кроме того, наличие в заявляемом устройстве запорно-переключающего трехходового крана на стыке газового и жидкостного трубопроводов измерительной камеры, а также уже упомянутой переливной трубы, позволяет измерять плотность жидкости, а значение плотности жидкости, в свою очередь, использовать для расчета дебита воды и нефти, входящих в состав этой жидкости.

Таким образом, заявляемое устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин соответствует критерию "новизна".

На чертеже изображена принципиальная схема заявляемого устройства.

В состав устройства входит сепаратор (3) и измерительная камера (7).

Сепаратор оборудован переливной трубой (4).

Один конец этой трубы выполнен в виде циклона, к нему подключен входной трубопровод (1), второй конец трубы подключен к измерительной камере (ИК).

На участке переливной трубы, находящемся в полости сепаратора, в трубе сделан вырез, образующий открытый желоб, по которому жидкость из циклона переливается непосредственно в ИК, минуя сепаратор.

На крышке люка сепаратора смонтирован преобразователь (2) гидростатического давления столба жидкости (ПГД).

На жидкостном трубопроводе сепаратора смонтированы счетчик (5) жидкости с импульсным выходным сигналом и двухпозиционный регулятор (6) расхода (РР).

ИК оборудована ПГД (8), каплеотбойником, газовым и жидкостным трубопроводами.

На стыке этих трубопроводов смонтирован трехходовой запорно-переключающий кран (9), центральный патрубок которого подключен к выходному трубопроводу (10).

Трехходовой кран обеспечивает или поочередный слив жидкости и сброс газа из ИК, соединяя, соответственно, жидкостной или газовый трубопровод с выходным трубопроводом или одновременное закрытие этих трубопроводов.

ИК оборудована нижним (К1) и верхним (К2), смонтированным на переливной трубе, контрольными штуцерами.

Сепаратор оборудован контрольным штуцером (К3).

Перед началом работ производят, используя контрольные штуцера, определение коэффициента плотности, коэффициента массы ИК и верхней уставки по уровню жидкости в сепараторе.

Коэффициент плотности вычисляют как отношение плотности поверочной жидкости (как правило, воды) к значению токового сигнала ПГД (8), соответствующего высоте столба поверочной жидкости от чувствительного элемента этого ПГД до переливной кромки желоба.

Коэффициент массы вычисляют как отношение массы поверочной жидкости, заключенной в полости ИК между контрольными штуцерами К2 и К1, к разности значений токового сигнала ПГД (8), соответствующих высотам столба жидкости от чувствительного элемента ПГД до этих штуцеров.

Значения "сухих нулей" ПГД (2 и 8), коэффициентов плотности и массы ИК, верхней уставки по уровню сепаратора, значение массы (порции) жидкости, предполагаемой к периодическому наливу в ИК при измерениях дебита жидкости (уставки по массе), значение уставки по дебиту, а также значения плотности воды и нефти, определенные лабораторным способом, фиксируют в памяти контроллера, управляющего работой устройства.

Значения токового сигнала ПГД (8), соответствующие "сухому нулю" и уставке по массе используют в качестве нижней и верхней уставок при измерениях дебита жидкости и газа с помощью ИК.

Значения токового сигнала ПГД (2), соответствующие его "сухому нулю" и уставке по уровню используют в качестве уставок при измерениях дебита ГЖС и жидкости с помощью счетчика жидкости.

В исходном положении сепаратор и ИК пустые, РР закрыт, трехходовой кран установлен в положение, при котором газовый трубопровод соединен с выходным трубопроводом (коллектором), а жидкостной - закрыт.

ГЖС поступает от скважины в циклон переливной трубы и разделяется на газ и жидкость.

Газ заполняет сепаратор, через переливную трубу попадает в ИК и далее, пройдя каплеотбойник, уходит в коллектор.

Жидкость по желобу, минуя сепаратор, стекает в ИК и накапливается в ней.

При достижении уровня жидкости чувствительного элемента ПГД (8) срабатывает уставка и контроллер начинает отсчет времени налива жидкости в ИК.

При достижении массы налитой жидкости заданного значения, срабатывает верхняя уставка, отсчет времени прекращается, но процесс налива жидкости в ИК продолжается.

Контроллер производит расчет значения дебита жидкости, полученного при первом (пробном) измерении, как отношение заданной массы к значению времени налива и сравнивает полученное значение дебита с уставкой по дебиту.

Если при пробном измерении значение дебита оказалось меньше уставки, то контроллер продолжает измерения дебита жидкости и газа с помощью ИК.

При достижении уровня кромки желоба жидкость начинает перетекать в нижнюю часть полости сепаратора и значение токового сигнала ПГД (8) стабилизируется.

Контроллер в течение нескольких секунд усредняет это значение и производит расчет плотности жидкости как произведение среднего значения токового сигнала ПГД (8) и коэффициента плотности. Производит расчет значения объема, занимаемого налитой в этом цикле заданной порцией жидкости, как отношение значения массы этой порции к значению плотности жидкости.

Используя полученное значение плотности жидкости и значения плотности воды и нефти, введенные ранее в память, контроллер известным способом производит расчет обводненности нефти, дебита воды и нефти и переводит трехходовой кран в положение, при котором жидкостной трубопровод ИК оказывается соединенным с коллектором, а газовый - закрытым.

При этом в ИК и сепараторе повышается давление газа, под действием которого жидкость начинает выталкиваться в коллектор, уровень ее понижается.

В процессе снижения уровня жидкости при срабатывании верхней уставки контроллер начинает, а при срабатывании нижней уставки - заканчивает отсчет времени слива.

При срабатывании нижней уставки контроллер переводит трехходовой кран в исходное положение и производит расчет дебита газа как отношение значения объема, занимаемого слитой порцией жидкости, вычисленного ранее, к значению времени слива жидкости.

Далее, цикл измерения дебита жидкости, нефти и газа с помощью ИК повторяется.

Если при подключении к устройству очередной скважины значение дебита жидкости, полученное при пробном измерении, окажется больше уставки, то контроллер переводит устройство в режим измерений с помощью счетчика жидкости.

При этом, после начала перелива через кромку желоба, жидкость пройдя по полкам, смонтированным под переливной трубой, начинает накапливаться в сепараторе, уровень ее повышается.

После достижения уровня чувствительного элемента ПГД (2), пропорционально повышению уровня начинает увеличиваться выходной токовый сигнал этого преобразователя.

При срабатывании уставки по уровню жидкости в сепараторе контроллер переводит трехходовой кран в положение "закрыто", при котором газовый и жидкостной трубопроводы ИК оказываются отключенными от коллектора, в сепараторе повышается давление газа.

При достижении давления газа в сепараторе порога срабатывания РР, он открывается и жидкость из сепаратора выдавливается через счетчик в коллектор, ее уровень снижается, начинается цикл измерения дебита ГЖС и жидкости.

Слив жидкости из сепаратора продолжается до срабатывания нижней уставки, т.е. достижения выходного токового сигнала ПГД (2) значения "сухого нуля".

По окончании слива контроллер переводит трехходовой кран, при котором жидкостной трубопровод ИК соединяется с коллектором и она опорожняется.

После опорожнения ИК контроллер вновь устанавливает трехходовой кран в положение, при котором газ из сепаратора и ИК сбрасывается в коллектор, а жидкостной трубопровод ИК отсекается от него.

Далее циклы налива и слива жидкости ИК и сепаратора повторяются заданное число раз.

После каждого цикла слива контроллер производит расчет среднего значения дебита ГЖС как отношение суммарного количества жидкости, прошедшей через счетчик за количество циклов слива, произведенных на конкретный момент, к суммарному времени слива жидкости из сепаратора.

После каждого цикла налива контроллер производит расчет среднего значения дебита жидкости как отношение того же количества жидкости к суммарному значению времени налива и слива.

Причем, отсчет времени слива жидкости из сепаратора контроллер начинает от первого импульса и заканчивает при поступлении последнего импульса от счетчика жидкости в цикле слива, а отсчет времени налива производит от последнего импульса при очередном цикле слива до первого импульса при последующем цикле слива.

Используя значения дебита ГЖС и жидкости контроллер производит расчет дебита газа как разность этих величин.

Используя значение плотности жидкости, полученное путем усреднения единичных значений, измеряемых при каждом заполнении ИК, контроллер описанным выше способом производит расчет значений обводненности нефти и дебита воды и нефти.

Для проверки предлагаемых технических решений был изготовлен экспериментальный образец устройства на базе серийной установки, испытания которого произведены на заводском расходомерном стенде.

Испытания показали, что при условном дебите жидкости в 1 м3/сут цикл измерения этого параметра производится в течение 50 минут.

Таким образом, при использовании заявляемого устройства появляется возможность получить измерительную информацию по дебиту продукции каждой нефтедобывающей скважины в течение суток, даже если к устройству подключены 14 скважин с малым дебитом.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №577290, кл. Е 21 В 43/00, 1975.

2. Авторское свидетельство SU №1530765 А1, кл. Е 21 В 47/10, 1987.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Устройство для измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, содержащее входной трубопровод, сепаратор, трубопроводы для отвода газа (газовый трубопровод) и жидкости (жидкостной трубопровод) из сепаратора, высокопредельный счетчик жидкости и двухпозиционный регулятор расхода, установленные на жидкостном трубопроводе сепаратора, а также выходной трубопровод, отличающееся тем, что оно дополнительно оборудовано измерительной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра, оснащенного преобразователем гидростатического давления столба жидкости, переливной трубой, соединяющей полость измерительной камеры с входным трубопроводом и проходящей через полость сепаратора, а также трехходовым запорно-переключающим краном, установленным на стыке газового и жидкостного трубопроводов этой камеры перед входом их в выходной трубопровод, причем участок переливной трубы, находящийся в полости сепаратора, выполнен в виде открытого желоба.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2269650

patent-2269650.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B47/00 Исследование буровых скважин

Патенты РФ в классе E21B47/00:
способы и системы для скважинной телеметрии -  патент 2529595 (27.09.2014)
способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи и устройство для его осуществления -  патент 2528771 (20.09.2014)
способ исследования скважины -  патент 2528307 (10.09.2014)
наложение форм акустических сигналов с использованием группирования по азимутальным углам и/или отклонениям каротажного зонда -  патент 2528279 (10.09.2014)
гироинерциальный модуль гироскопического инклинометра -  патент 2528105 (10.09.2014)
устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины -  патент 2527971 (10.09.2014)
способ наземного приема-передачи информации в процессе бурения и устройство для его реализации -  патент 2527962 (10.09.2014)
способ исследования скважины -  патент 2527960 (10.09.2014)
способ газодинамического исследования скважины -  патент 2527525 (10.09.2014)
способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность -  патент 2527089 (27.08.2014)

Класс G01F15/08 воздушные или газовые сепараторы, комбинированные с расходомерами жидкостей; жидкостные сепараторы, комбинированные с расходомерами газов 

Патенты РФ в классе G01F15/08:
многофазный сепаратор-измеритель -  патент 2529672 (27.09.2014)
способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды -  патент 2504653 (20.01.2014)
адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках -  патент 2386811 (20.04.2010)
способ и устройство для измерения расхода газожидкостной смеси и ее компонентов -  патент 2383868 (10.03.2010)
устройство для измерения дебита нефтяных скважин -  патент 2382195 (20.02.2010)
способ и устройство для измерения расходов фаз газожидкостного потока в трубопроводе с последующим измерением расходов, составляющих компонент жидкой фазы -  патент 2319111 (10.03.2008)
установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде -  патент 2307930 (10.10.2007)
способ пофазного учета продукции газоконденсатной скважины и устройство для реализации этого способа -  патент 2304716 (20.08.2007)
сигнализатор выноса песка и других твердых частиц из газовой скважины -  патент 2280157 (20.07.2006)
система и способ измерения многофазного потока -  патент 2270981 (27.02.2006)




Наверх