установка для измерения дебита нефтяной скважины

Формула изобретения

1. Установка для измерения дебита нефтяной скважины, включающая герметичную цилиндрическую емкость с размещенным внутри нее разделительным поршнем, датчики положения поршня, установленные на концевых ее участках, переключатели потока, впускные и выпускные линии, блок управления, выкидную линию и соединительные трубопроводы, отличающаяся тем, что емкость установлена на горизонтальной трубчатой оси, эксцентрично установленной относительно центральной ее оси, жестко закрепленной на фланцах емкости и насаженной на шарикоподшипниках опор, при этом линии выпуска и впуска и продукции скважины сообщены с трубчатой, эксцентрично установленной осью, сообщенной с полостью емкости, и снабжена датчиком веса, электрически связанным с блоком управления, установка снабжена фильтром для очистки продукции скважины от механических примесей, установленным на линии подачи продукции скважины в переключатель потока, выполненный в виде гидрораспределителя с приводом, связанным электрически с блоком управления, для автоматической попеременной подачи продукции скважины в емкость, при этом линии выпуска и впуска продукции скважины в емкость вмонтированы с возможностью сообщения с выкидной линией через гидрораспределитель.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что внутренние стенки емкости покрыты составом для предотвращения отложения парафина.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что ее разделительный поршень выполнен в виде упругого эластичного шара.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам автоматического измерения массового расхода жидкости, добываемой из нефтяных скважин, ее объемного расхода, плотности, влагосодержания и расхода свободного газа.

Известно устройство для измерения продукции скважины [1], содержащее герметичную цилиндрическую емкость, сообщенную с входным и выходным трубопроводами продукции скважины и для газа и жидкости соответственно, имеющими управляемые запорные элементы, преобразователь силы в электрический сигнал, а также вычислительный блок, гидравлическую и электрическую системы управления.

Известно также устройство для измерения продукции скважины [2], содержащее герметичную цилиндрическую емкость с входным трубопроводом продукции скважины и выходным трубопроводом для газа и жидкости, имеющими управляемые запорные органы, преобразователь силы в электрический сигнал с поршнем и связанные между собой вычислительный блок, гидравлическую и электрическую системы управления. При этом герметичная цилиндрическая емкость выполнена с центрирующей опорой, расположенной вдоль ее вертикальной оси, и установленной концентрично ей цилиндрической направляющей.

Общим недостатком известных устройств является сложность конструктивного исполнения и большая металлоемкость. Кроме того, в них необходимо строго соблюдать симметричность в отношении центра тяжести. Нарушение симметричности ведет к нарушению балансировки измерительной массы (преобразователей силы в электрический сигнал) и соответственно к появлению дополнительной неконтролируемой погрешности, что снижает точность измерения массы жидкости.

Перечисленные недостатки аналогов частично устранены в устройстве для измерения дебита скважины [3], которое по технической сущности более близко к предлагаемому и может быть принято в качестве прототипа.

Оно включает герметичную цилиндрическую емкость с размещенным внутри ее разделительным поршнем, датчики положения поршня, установленные на концевых ее участках, переключатели потока, впускные и выпускные линии, блок управления и соединительные трубопроводы.

Недостатком прототипа является также сложность конструкции, большая металлоемкость, а также неоправданно большие затраты времени по определению дебита скважин, связанные с определением газового фактора.

Задачей настоящего изобретения является создание установки для измерения дебита нефтяной скважины, обладающей высокой точностью, малой металлоемкостью, простотой конструкции и не требующей больших затрат времени при определении дебита скважин.

Поставленная задача решается описываемой установкой, включающей герметичную цилиндрическую емкость с размещенным внутри ее разделительным поршнем, датчики положения поршня, установленные на концевых ее участках, переключатели потока, впускные и выпускные линии, блок управления и соединительные трубопроводы.

Новым является то, что емкость установлена на горизонтальной трубчатой оси, эксцентрично установленной относительно центральной ее оси, жестко закрепленной на фланцах емкости, и насаженной на шарикоподшипники опор, при этом линии впуска и выпуска продукции скважины сообщены с трубчатой эксцентрично установленной осью, сообщенной с полостью емкости, и снабжена датчиком веса, например, тензодатчиком, электрически связанном с блоком управления, при этом установка снабжена фильтром для очистки продукции скважины от механических примесей, установленным на линии подачи продукции скважины в переключатель потока, выполненный в виде гидрораспределителя с приводом, связанным электрически с блоком управления, для автоматической попеременной подачи продукции скважины в емкость.

Новым является также и то, что внутренние стенки емкости покрыты составом для предотвращения отложения парафина, а линии впуска и выпуска продукции скважины в емкость вмонтированы с возможностью сообщения с выкидной линией через гидрораспределитель, при этом разделительный поршень выполнен в виде упругого эластичного шара.

Приведенные чертежи поясняеют суть изобретения, где на фиг.1 схематически изображена установка для измерения дебита нефтяной скважины; на фиг.2 - вид на А фиг.1, частичный разрез.

Установка для измерения дебита нефтяной скважины содержит герметичную и калиброванную измерительную емкость 1 цилиндрической формы, покрытую изнутри составом для предотвращения отложения парафина, с размещенным разделительным поршнем 2 в виде шара, выполненного из упругого эластичного материала. Емкость может быть выполнена и другой формы, например, U-образной или торообразной. На концевых участках емкости снаружи установлены датчики 3 и 4 положения поршня. Измерительная емкость смонтирована на металлическом основании 5 с помощью двух опор 6 и 7 горизонтально на трубчатой оси 8, эксцентрично установленной относительно оси емкости, и жестко закрепленной на концевых фланцах 9 и 10. Ось 8 состоит из двух частей, вмонтированных на концевых фланцах 9 и 10 и насаженных на шарикоподшипники 11 опор 6 и 7. Таким образом, емкость имеет возможность кругового вращения, и она снабжена датчиком веса, например, тензодатчиком 12, электрически связанным с блоком управления 13, включающим контроллер 14 (процессор) и дисплей 15. Установка снабжена также фильтром 16 для очистки продукции скважины от механических примесей, установленным на линии 17 подачи продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в переключатель потока, выполненный в виде гидрораспределителя 18 с приводом 19. Линии впуска и выпуска 20 и 21, которые взаимозаменяют друг друга при попеременной подаче ГЖС в измерительную емкость, вмонтированы с возможностью сообщения с выкидной линией 22 через гидрораспределитель 18. Линии впуска и выпуска 21 соответственно гидравлически связаны с трубчатой эксцентричной осью. Тензодатчик 12, привод 19 гидрораспределителя, а также датчики 3 и 4 положения поршня подключены с помощью электрической связи 23, 24 и 25 соответственно к блоку управления 13.

Установка при необходимости может быть снабжена влагомером 26 и выполнена в стационарном или передвижном исполнении. В последнем случае ее монтируют на шасси автомобиля типа “ГАЗ-3308”, а ее емкость при этом выполняют U-образной или торообразной формы. Такая форма емкости удобна при транспортировании и при измерении дебита скважин от 50 до 100 т в сутки и более.

Установка работает следующим образом.

Перед началом работы в память блока управления 13 (см. фиг.1) вводят следующие данные: массу измерительной емкости, ее объем как постоянные величины, а также плотность нефти и воды как известные величины для данного нефтяного месторождения.

Далее измерительную емкость 1 путем поворота смещают от центра тяжести и устанавливают на тензодатчик 12, как это изображено на фиг.2. Продукция скважины в виде газожидкостной смеси поступает в фильтр 16 и через трубопровод 17, очищенная от механических примесей - в гидрораспределитель 18, оттуда через одну из впускных линий 20 или 21 к одному из концов измерительной емкости без предварительной сепарации газа. Под действием напора ГЖС разделительный поршень 2 начинает перемещаться в поступательном направлении. С этого момента, например, датчик 3, если поршень будет находиться в зоне его действия, подает сигнал в блок управления на начало отсчета времени. Он, перемещаясь, одновременно начинает вытеснять ранее находящуюся там ГЖС в выкидной трубопровод 22 через линию 21 и гидрораспределитель 18 и при достижении разделительного поршня к другому датчику 4, последний подает сигнал блоку управления на окончание отсчета времени. На этом первый цикл измерения заканчивается, и тензодатчик 12 подает сигнал в блок управления 13, согласно которому он определяет суммарную массу ГЖС с измерительной емкостью по заранее заданному алгоритму (программе). При этом одновременно срабатывает привод гидрораспределителя и последний переключает поток ГЖС на другую линию 21, через которую ГЖС поступает на другой конец измерительной емкости, и далее цикл повторяется. Так автоматически гидрораспределителем попеременно, изменив направление потока в непрерывном режиме, осуществляется многократный цикл измерения дебита скважины. При определении массового расхода ГЖС в память блока управления вводят следующее математическое выражение:

где М_ж - массовый расход ГЖС по среднему значению за несколько циклов измерения, кг (тонна);

М_к - масса измерительной емкости с разделительным поршнем, величина постоянная, кг;

М_т - масса измерительной калиброванной емкости с жидкостью, зафиксированная в момент срабатывания датчика положения;

Т_ц - время прохождения поршнем внутри емкости от одного ее конца до другого, час (мин);

T₁, T₂ - время начала и окончания цикла измерения, зафиксированные контроллером.

Для определения объемного расхода жидкости в вычислительный блок вводят следующую формулу:

где w_в - содержание воды в нефти, среднесуточное значение, %.

При отсутствии в компоновке установки влагомера, в вычислениях применяют коэффициент w_в, определенный по результатам лабораторных анализов, введенных в память контроллера в виде уставки.

_н - плотность нефти, т/м³;

_в - плотность воды, т/м³.

При этом для определения расхода газа в память контроллера при необходимости вводят следующую формулу:

где V_г - расход газа, м³,

v_к - объем измерительной емкости, м³,

V_ж - объем жидкости в измерительной емкости, м ³.

При небольшом объеме измерительной емкости, например, вместимостью 50-60 л из-за малого содержания газа при вычислениях дебита скважины им можно пренебречь.

Технико-экономические преимущества предложения заключаются в следующем:

Установка не металлоемка, значительно проще по конструкции за счет сокращения количества узлов и элементов измерительного устройства, что обеспечивает повышение надежности ее работы и сокращение затрат времени, снижение стоимости реализации измерительных работ. Количество подключаемых скважин к установке может быть от 1 до 14. Подача ГЖС в измерительную емкость через эксцентрично установленные оси обеспечивает повышение точности измерения.

Предварительные промысловые испытания установки дали положительные результаты.

Источники информации

1. А.С. СССР №1652521, М. кл. Е 21 В 47/00, 1991 г.

2. Патент Р.Ф. №2059067, М. Кл. Е 21 В 47/10, 1996 г.

3. Патент Р.Ф. №2069264, М. кл. 6 Е 21 В 47/10, Б.И. №32, 96 г. (прототип).