установка для измерения и учета продукции скважин

Формула изобретения

Установка для измерения и учета продукции скважин в виде единого вертикального измерительного агрегата, включающего подготовительный, измерительный блоки и блок автоматического управления, спущенные в шурф с заданными длинами и диаметрами в железобетонном или металлопластиковом каркасе с нижней торцевой разделительной перегородкой и с верхним люком с уплотнительной крышкой, измерительный блок из трубной измерительной емкости, шарового разделителя из упругих износостойких материалов, приемных и выкидных трубопроводов, плавающих на пружинах ограничительных посадочных седел шарового клапана у верхнего и нижнего торцов измерительного блока, детекторов положения, датчиков давлений и температур, установленных под и над плавающими ограничительными седлами, газосепаратор первой ступени, представляющий собой наклонную трубу большего диаметра по сравнению с выкидным трубопроводом скважины, разветвленную в средней части на два ответвления: верхнее - газовое, нижнее - газожидкостное, которые в шурфе внутри каркаса соединяют соответственно газовое с верхней газовой зоной подготовительного блока - трубного газосепаратора, газожидкостное с газоотделительной, в котором расположен поплавковый регулятор уровня жидкости и давления газа в виде нижнего и верхнего седел, закрепленных на корпусе подготовительного блока - трубного газосепаратора, оси с насаженным на ней поплавком с конусными клапанами на концах с возможностью регулирования уровня жидкости, выпуская газ в газовую линию, а далее в выкидной нефтепровод, жидкость с остаточным газом - в измерительную емкость и выкидной нефтепровод, отличающаяся тем, что газосепаратор первой ступени расположен за каркасом и соединен с подготовительным блоком приемными трубопроводами и запорными устройствами, подготовительный и измерительный блоки выкидными трубопроводами и запорными устройствами соединены с выкидным нефтепроводом скважины, приемные и выкидные трубные линии измерительного блока содержат трехходовые клапаны, подготовительный и измерительный блоки и блок автоматического управления связаны друг с другом фланцевыми соединениями, детекторы положения, датчики давления и температур связаны с блоком управления проводами телемеханики, уложенными в герметичных трубках.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в других отраслях народного хозяйства.

Известны устройства для измерения дебита нефтяных скважин, содержащие измеритель дебита, блок контроля и управления, узел измерения газа.

Известна для измерения дебита продукции нефтяных скважин установка "Призма", которая содержит две измерительные емкости, работающие попеременно и связанные между собой двойной гидравлической связью и в которых размещены датчики уровня: узел переключения потока газожидкостной смеси с гидроприводом, блок управления и счетчик импульсов (1).

Недостатком данной установки является применение принципа освобождения измерительной емкости под воздействием давления выделившегося из нефти газа, что не дает возможности измерения обводненной продукции и жидкостей с низким давлением насыщения, с малым газосодержанием.

Наиболее близкой, по технической сущности, к заявляемому изобретению является измерительная установка, приведенная в работе (2). Измеряют объем и массу всей скважинной продукции с последующим пересчетом ее компонентного состава, исходя из величины плотности измеряемой продукции. Вытесняют порции измеряемой продукции попеременно с противоположных сторон измерительной установки.

Недостатками известных измерительных установок являются:

- влияние климатических условий на срок работы оборудования и на физико-структурные условия измеряемой продукции;

- невозможность централизованного качественного ремонта измерительной установки в специализированных мастерских;

- невозможность стандартизации, взаимозамены, оперативной переустановки на новые объекты.

Цель изобретения состоит в повышении эффективности работы, качества обслуживания и ремонтов, уменьшении погрешностей измерений и увеличении сроков службы измерительных установок.

Для достижения цели предложена установка для измерений и учета продукции скважин в виде единого вертикального измерительного агрегата, включающая подготовительный, измерительный блоки и блок автоматического управления, спущенные в шурф с заданными длинами и диаметрами в железобетонном или металлопластиковом каркасе, с нижней торцевой разделительной перегородкой и с верхним люком с уплотнительной крышкой, измерительный блок из трубной измерительной емкости, шарового разделителя из упругих износостойких материалов, приемных и выкидных трубопроводов, плавающих на пружинах ограничительных посадочных седел шарового клапана, у верхнего и нижнего торцов измерительного блока, детекторов положения, датчиков давлений и температур, установленных под и над плавающими ограничительными седлами, газосепаратор первой ступени, представляющий собой наклонную трубу большего диаметра по сравнению с выкидным трубопроводом скважины, разветвленную в средней части на два ответвления: верхнее - газовое, нижнее - газожидкостное, которые в шурфе, внутри каркаса соединяют соответственно газовое - с верхней газовой зоной подготовительного блока - трубного газосепаратора, газожидкостное - с газоотделительной, в котором расположен поплавковый регулятор уровня жидкости и давления газа, в виде нижнего и верхнего седел, закрепленных на корпусе подготовительного блока-трубного газосепаратора, оси с насаженным на ней поплавком с конусными клапанами на концах с возможностью регулирования уровня жидкости, выпуская газ в газовую линию, а далее в выкидной нефтепровод, жидкость с остаточным газом - в измерительную емкость и выкидной нефтепровод, согласно изобретению газосепаратор первой ступени расположен за каркасом и соединен с подготовительным блоком приемными трубопроводами и запорными устройствами, подготовительный и измерительный блоки выкидными трубопроводами и запорными устройствами соединены с выкидным нефтепроводом скважины, приемные и выкидные трубные линии измерительного блока содержат трехходовые клапаны, подготовительный и измерительный блоки и блок автоматического управления связаны друг с другом фланцевыми соединениями, детекторы положения, датчики давления и температур связаны с блоком управления проводами телемеханики, уложенными в герметичных трубках.

На чертеже представлена схема установки для измерения и учета продукции скважин как при их одиночном, так и при кустовом расположении.

Она состоит из трех блоков: измерительного E₁, подготовительного Е₂ и блока автоматического управления Е₃, которые размещают в шурфе 1, изолированном от окружающих горных пород цельным железобетонным каркасом 2.

Измерительный блок Е₁ состоит из цилиндрической трубной емкости 3, разделительного шара 4, пружинных ограничителей 5 с посадочными седлами 6 для шарового разделителя детекторов положения 7, датчиков давлений 8, датчиков температуры 9, приемных 10 и нагнетательных 11 трубных линий, проводов телеуправления 12, размещенных в герметизированных трубках, фланцевых соединений 13, соединяющих измерительный блок Е₂ с блоком подготовки Е₃, через канавки которых пропущены приемные 10 и нагнетательные 11 трубные линии и расположенные в нижней части шурфа.

Подготовительный блок E₁ включает наклонный газосепаратор первой ступени 14, трубный газосепаратор 15, имеющий три отсека: верхний газовый 16, средний газоразделительный 17, нижний жидкостный с остаточным газом 18, поплавковый регулятор уровня и давления 19, с верхним 20 и нижним 21 конусными клапанами, имеющими разделительные перегородки с седлами 22 с ответными конусами 23, установленными на противоположных концах оси поплавка 24.

Блок автоматического управления Е₃ с микросхемами соединен с подготовительным блоком Е₂ фланцевым соединением 13 через канавки, на которых пропущена приемная трубная линия 10, соединяющаяся через запорное устройство 26 с газовым ответвлением 27 наклонного газосепаратора первой ступени 14, ввода 28, сообщающегося с его газожидкостным ответвлением 29, и выкидной газовой гибкой линией 30 и выкидной жидкостной гибкой линией 31, связанные через запорные быстросоединяющиеся устройства 32, 33 с выкидными газо- и нефтепроводами.

Блок автоматического управления Е₂ изолирован теплоизоляционным влаговпитывающим материалом 34 и закрыт люком 35 с подъемными скобами 36. К наружной стороне корпуса блока автоматического управления присоединяют корпус верхней камеры обслуживания 37, которая в нижней части своим кольцевым упором 38 посажена на внутреннюю кольцевую площадку каркаса шурфа 39, последняя в верхней части заканчивается болтами 40, которые пропускают через кольцевой фланец 41 верхней камеры обслуживания 37, закрепленной к внутренней кольцевой площадке каркаса шурфа 39 наружными стяжными болтами. Сверху кольцевой фланец 41 корпуса верхней камеры обслуживания 37 закрывают кольцевой крышкой 42, имеющей у наружной части прорези 43, через которые пропущены подъемные болты с завернутыми на них сверху подъемными крюками 44. Кольцевая крышка 42 в средней части имеет смотровой люк 45, который закрывают чугунной крышкой 46, имеющей подъемные скобки 47 для их открытия и закрытия при текущем обслуживании.

Для регулирования величины температуры в верхней камере обслуживания 37 с верхней ее части выводят вентиляционную трубу с установленной в ней заслонкой 48.

Установка для измерения и учета продукции скважин работает следующим образом.

Продукция скважины из ее выкида, не выходя на поверхность земли, не подверженная сезонным, климатическим воздействиям, что также поддерживается датчиком температуры, установленным в шурфе 1, выходит через наклонный газосепаратор первой ступени 14, представляющий наклонную трубу большего диаметра, чем выкидная нефтелиния скважины, с двумя газовым 27 и газожидкостным 29 ответвлениями, заканчивающими в шурфе 1 запорными быстросоединяющимися устройствами 32, 33, гибкими шлангами соединяют со второй ступенью подготовительного блока Е₂ - трубным газосепаратром 15 в верхней части с выкидной газовой гибкой линией 30, в средней - с выкидной жидкостной гибкой линией 31.

В трубном газосепараторе 15 происходит дальнейшее выделение газа и его отделение от жидкости. Отделившийся газ поднимается в верхнюю часть газосепаратора через верхний конусный клапан 20 и уходит в газовую линию, а жидкость с остаточным газом стекает в нижнюю часть трубного газосепаратора 15 и через нижний конусный клапан 21 поплавкового регулятора уровня 19 и нижнюю выкидную линию поступает в цилиндрическую трубную емкость 3 измерительного блока Е₁ попеременно с различных его противоположных сторон. При поступлении жидкости с одной стороны с другой стороны цилиндрической трубной емкости вытесняется ранее заполнившая ее жидкость разделительным шаром 4, проталкиваемым энергией поступающей жидкости.

В конце заполнения цилиндрической трубной емкости 3 с любой ее стороны после достижения разделительного шара 4 до посадочного седла 6, пружинного ограничителя 5, последний продолжает двигаться до шаровых детекторов положения 7, сжимая пружинный ограничитель 5 и тем самым повышая давление в емкости до заданной величины, стабилизируя его значение, сопровождающееся обратным растворением части газа при заданном постоянном давлении в емкости, при котором срабатывает шаровой детектор положения 7, посылая сигналы на снятие показаний датчиков давлений и температуры 8, 9, а далее на переключение направления жидкости в цилиндрическую трубную емкость с другой, противоположной, стороны и двигая разделительный шар 4 в обратном направлении до его достижения пружинного ограничителя 5 и посадочного седла 6 на этой стороне, повторяя тем самым процесс измерения продукции скважины (объектов) и непрерывного учета ее во времени.

После вытеснения жидкости из цилиндрической трубной емкости 3 ее направляют в выкидной нефтепровод, разделенный от выкидной линии скважины запорным устройством 26, куда в заданном удалении от измерительного блока E₁ устанавливают эжектор (на чертеже не указан), соединенный с выкидной газовой гибкой линией, которым из нее засасывают газ, отделившийся в подготовительном блоке Е₂ измерительной установки E₁.

Внутри железобетонного каркаса 2 измерительного блока Е₂ поддерживают установившуюся температуру, которую регулируют при помощи вентиляционной трубы с установленной в ней заслонкой 48.

При измерении количества продукции с небольшим газосодержанием измерительный блок E₁ используют без блока подготовки Е₂, при котором измерительный блок E₁ при помощи болтовых соединений 40 непосредственно соединяют с блоком автоматического управления Е₃, а его приемную и выкидную нефтелинии соединяют непосредственно с выкидным нефтепроводом через запорное устройство 26, установленное на нефтепроводе.

При изменении дебитов продукций групп скважин измерение дебитов отдельных скважин производят последовательным подключением скважин при помощи трехходовых клапанов на заданное время к одной трубной установке, а количество добываемой продукции из всех скважин, расположенных на кусту, измеряют и ведут непрерывный учет ее в других установках, расположенных в шурфах, рядом, где выкид измерительной установки продукции одиночных скважин подключают к приемному нефтепроводу из всех скважин куста и общей измерительной установке, из которой ее далее отжимают в выкидной нефтепровод куста, а при добыче продукции с достаточным газосодержанием используют измерительную установку с блоком подготовки, где отделившийся в ней газ пропускают по газопроводу заданных диаметра и длины, а расход газа определяют по потере давления на преодоление гидравлических сопротивлений на этом заданном участке, а далее его засасывают в нефтепровод эжектором, установленным на нефтепроводе.

При измерении продукции с различным фазовым составом установка может быть собрана как без, так и с подготовительным блоком Е₃, для повышения точности измерения различных категорий скважин по дебиту и по компонентному составу их изготовляют различной длины и различного диаметра. На одиночных скважинах или других объектах измерительный блок E₁ располагают непосредственно у объектов, продукция которых измеряется и учитывается. При кустовом расположении скважин или других объектов рядами продукцию скважин до пунктов измерения собирают только по двум нефтепроводам, один нефтепровод - для поочередного измерения дебита отдельных скважин, а другой - для сбора, измерения и учета во времени продукции раздельно по компонентному составу всех скважин куста.

Изготовление измерительного блока E₁ в виде отдельных блоков, соединенных друг с другом болтово-фланцевыми соединениями, изолированных друг от друга, позволяет построить нормальный ряд этих агрегатов, сделать их взаимозаменяемыми с изменением количества и качества измеряемой продукции, осуществлять централизованный ремонт и обслуживание.

При подземном расположении измерительных установок исключаются выходы на поверхность земли сборных нефтепроводов, что позволяет уменьшить коррозию нефтепроводов из-за атмосферно-климатических изменений и увеличить срок их службы.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Ахмадишин Р.З., Хазиев Н.Н. Установка "Призма" для комплексного исследования малодебитных скважин // Нефтяное хозяйство, 1991, 5, с.32- 34.

2. Патент РФ 94013152 А1 "Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления" от 27.01.1996 г. - ПРОТОТИП.