RU2671013C1 - Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells - Google Patents
Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2671013C1 RU2671013C1 RU2017139676A RU2017139676A RU2671013C1 RU 2671013 C1 RU2671013 C1 RU 2671013C1 RU 2017139676 A RU2017139676 A RU 2017139676A RU 2017139676 A RU2017139676 A RU 2017139676A RU 2671013 C1 RU2671013 C1 RU 2671013C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- condensate
- hydrocyclone separator
- separation
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 26
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 230000003189 isokinetic effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 127
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for operational accounting of production rates of gas, oil and gas condensate wells in real time, including under high pressure well production.
В настоящее время известно множество установок для учета дебитов газовых и газоконденсатных скважин.Currently, there are many installations for accounting flow rates of gas and gas condensate wells.
Известен способ оперативного измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления (патент RU на изобретение №2405935). 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 устанавливался 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.A known method for the rapid measurement of liquid flow rate of an oil or gas condensate well and a device for its implementation (RU patent for the invention No. 2405935). The method consists in supplying the borehole fluid into the separation compartment of the tank, accumulating in it and draining through the profiled slot into the drain compartment so that at the moment of equal amount of fluid entering the separation compartment, the amount of fluid drained from it into the drain compartment in the separation compartment is set to a steady level daily well production rate, measured by any known method, while the profile of the drain hole is selected in such a way as to ensure a linear dependence of the level on the value of days ary well production in a given range of measured flow rates with sufficient accuracy for operational accounting.
Устройство для осуществления данного способа по указанному патенту 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.The device for implementing this method according to the aforementioned patent consists of a tank equipped with a hydrocyclone head for separating free gas, a drain shelf directing the fluid flow to the wall of the device body, a partition separating the tank into two compartments (separation and drain) and open from above, into which it is mounted insert with profiled drain slot. In this case, the borehole fluid is discharged into the reservoir from below the drain compartment of the tank, and the gas from above.
Данные способ и устройство позволяют повысить точность измерения расхода жидкости и увеличить количество проанализированных скважин в течение календарных суток. Однако к их недостаткам можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимость 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.These method and device can improve the accuracy of measuring fluid flow and increase the number of analyzed wells during the calendar day. However, their disadvantages include insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with increased gas pressure, as well as the need to accumulate fluid over a long period of time, which allows only average flow rates of a well to be measured over this period and does not allow determining the instantaneous flow rate of components of a gas-liquid mixture.
Известна установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ на полезную модель №112937, 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.A known installation for measuring the production rate of oil wells (RF patent for utility model No. 1123937, 09/07/2011), containing a hydrocyclone separator, a liquid flow meter, a gas flow meter, a moisture meter, a flow regulator installed in a pipeline connecting the separator output with liquid collector, level, pressure, temperature sensors and control system. When using such an installation, the following method is implemented for determining the production rate of oil wells: a gas-liquid mixture enters the inlet of the hydrocyclone separator, where it is pre-separated and accumulated in the separator tank. The differential pressure between the separator and the manifold is monitored by a differential pressure sensor. Upon reaching the specified maximum pressure drop, the electromagnetic valve opens and the gas released is directed through the gas flow meter to the manifold. When the differential pressure drops to a predetermined minimum value, the solenoid valve closes. Thus, the speed necessary for the normal operation of the gas flow meter and to ensure the minimum error of the measuring instruments is maintained. The degree of fullness of the storage capacity of the separator is controlled by a level sensor. Upon reaching a predetermined maximum level with a closed solenoid valve, an overflow pressure opens and the liquid is displaced from the storage tank of the separator into the collector through a moisture meter and a liquid flow meter. When the liquid reaches the specified minimum level, the electromagnetic valve opens, the flow regulator closes, and the excess gas is removed to the collector through the gas flow meter and the open electromagnetic valve, then the cycle of accumulating liquid and creating excess pressure in the hydrocyclone separator is repeated.
К недостаткам данной установки можно отнести невысокую 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 конденсатов и жидких примесей данным методом также приводит к большим погрешностям.The disadvantages of this installation include the low accuracy of determining the flow rates of wells with high gas pressure, as well as the need to accumulate fluid before each measurement for a long period of time, which allows you to measure only the average flow rate of the well for this period and does not allow you to determine the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture . In addition, the determination of flow rates of waterlogged wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities by this method also leads to large errors.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является группа изобретений - способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин (патент РФ на изобретение №2532490, опубл. 10.11.2014), в которой происходит непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости, что обеспечивает определение мгновенного расхода нефтяной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также снижение расхода газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. Подача продукции в виде газожидкостной смеси производится в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, где предварительно накапливается жидкость. После сепарации газ направляется по газовой линии на узел учета газа с вихревым расходомером, а жидкость - на узел учета жидкости с массовым кориолисовым расходомером. Содержание конденсата в газе сепарации производится с помощью дополнительной сепарационной установки через пробозаборник на газовой линии.Closest to the claimed invention is a group of inventions - a method and apparatus for measuring production rates of gas condensate and oil wells (RF patent for the invention No. 2532490, publ. 10.11.2014), in which there is a continuous separation of the gas-liquid mixture in a hydrocyclone separator and gas and liquid supply on gas and liquid flow meters, which allows determining the instantaneous flow rate of an oil well and the ability to monitor the condition of the well in real time, as well as reducing gas consumption due to both sintering the possibility of the return of gas after measurement to the loop instead of burning it on a flare. The product is supplied in the form of a gas-liquid mixture into a hydrocyclone separator with a condensate collector, where liquid is pre-accumulated. After separation, gas is sent through a gas line to a gas metering unit with a vortex flowmeter, and liquid to a liquid metering unit with a mass Coriolis meter. The condensate content in the separation gas is carried out using an additional separation unit through a gas inlet on the gas line.
К недостаткам прототипа можно отнести наличие одной газовой замерной линии, что не позволяет работать на скважинах с широким диапазоном дебитов по газу, наличие только одного сепарирующего устройства - гидроциклонного сепаратора, что не позволяет достигать полноценной сепарации скважинной продукции, наличие пробозаборника на газовой линии без возможности сбора газа по всему диаметру сечения газового трубопровода.The disadvantages of the prototype include the presence of one gas metering line, which does not allow working on wells with a wide range of gas production rates, the presence of only one separating device — a hydrocyclone separator, which does not allow achieving complete separation of well products, and the presence of a sample intake on the gas line without the possibility of collection gas over the entire diameter of the cross section of the gas pipeline.
Задачей заявляемой группы изобретений является создание способа и установки для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающих высокую оперативность и точность при определении дебита продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.The objective of the claimed group of inventions is to create a method and apparatus for measuring the liquid and gas component of the production of oil, gas and gas condensate wells, providing high efficiency and accuracy in determining the production rate of oil, gas and gas condensate wells.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности сепарации при измерении жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, повышение точности определения расхода нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины, повышение точности определения дебитов нефтяной, газовой или газоконденсатной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и увеличение производительности установки по газу.The technical result of the claimed invention is to increase the separation efficiency when measuring the liquid and gas component of the production of oil, gas and gas condensate wells, increase the accuracy of determining the flow rate of oil, gas or gas condensate wells, increase the accuracy of determining the flow rates of oil, gas or gas condensate wells with high gas pressure and high content condensates and liquid impurities and an increase in gas productivity of the installation.
Технический результат достигается тем, что в малогабаритной блочной сепарационно-наливной установке (МБСНУ), характеризующейся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, предварительным накоплением жидкости в его конденсатосборнике, повышают качество сепарации за счет осуществления дополнительной сепарации газа от капельной жидкости в дополнительной сепарационной установке, встроенной в конденсатосборник.The technical result is achieved by the fact that in a small-sized block separation and filling unit (MBSNU), characterized by the supply of products in the form of a gas-liquid mixture to a hydrocyclone separator with a condensate collector, preliminary accumulation of liquid in its condensate collector, they improve the quality of separation due to additional gas separation from the dropping liquid into additional separation unit integrated in the condensate trap.
Технический результат достигается тем, что газовая трубопроводная линия выполнена с ответвлением меньшего диаметра, выполненным с возможностью измерения расхода газа из скважин с минимальным дебитом, в котором установлен расходомер газа.The technical result is achieved by the fact that the gas pipeline line is made with a branch of a smaller diameter, made with the possibility of measuring gas flow from wells with a minimum flow rate in which the gas flow meter is installed.
Технический результат достигается также тем, что в установке для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин пробозаборник на газовой линии отвечает требованиям изокинетичности, способен отбирать часть газового потока по всему диаметру сечения газового трубопровода, что позволяет замерить каплеунос жидкой фазы в отдельных точках диаметра сечения трубопровода.The technical result is also achieved by the fact that in the installation for measuring the liquid and gas component of the production of oil and gas wells, the inlet on the gas line meets the requirements of isokinetics, is able to take part of the gas stream along the entire diameter of the cross section of the gas pipeline, which makes it possible to measure droplet drop of the liquid phase at individual points of diameter section of the pipeline.
Расходомер газа может быть выполнен в виде вихревого расходомера или в виде кориолисового расходомера.The gas flow meter can be made in the form of a vortex flow meter or in the form of a Coriolis flow meter.
Конденсатосборник оптимально снабдить теплообменным устройством, датчиками давления и температуры, предохранительным клапаном, соединенным с дренажной линией, и измерителем уровня жидкости.It is optimal to equip the condensate collector with a heat exchanger, pressure and temperature sensors, a safety valve connected to the drain line, and a liquid level meter.
Жидкостная трубопроводная линия снабжена фильтром, установленным перед расходомером жидкости.The liquid pipeline is equipped with a filter installed in front of the liquid flow meter.
Жидкостная трубопроводная линия снабжена пробозаборником, установленным после расходомера жидкости.The liquid pipe line is equipped with a sampling device installed after the liquid flow meter.
Установка может содержать устройство контроля и сигнализации загазованности.The installation may include a gas monitoring and alarm device.
Установка может иметь греющие кабели.The installation may have heating cables.
Измеритель уровня жидкости может быть выполнен в виде датчика уровня жидкости радарного типа.The liquid level meter can be made in the form of a radar type liquid level sensor.
Установка может содержать интеллектуальный регулирующий клапан с автоматическим интеллектуальным приводом, выполненный с возможностью поддержания постоянного уровня жидкости в конденсатосборнике.The installation may include an intelligent control valve with automatic intelligent actuator, configured to maintain a constant liquid level in the condensate collector.
Предпочтительно установить конденсатосборник на мобильную базу-прицеп.It is preferable to install the condensate collector on a mobile trailer base.
Технический результат достигается также тем, что в известном способе измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин, характеризующимся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор, разделением газожидкостной смеси на жидкость и газ в гидроциклонном сепараторе, подачей газа из гидроциклона в дополнительную сепарационную установку, встроенную в конденсатосборник, предварительным накоплением жидкости в конденсатосборнике с последующей подачей газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости и определением расхода газа и жидкости с помощью расходомеров, разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подачу газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости производят непрерывно, вторую ступень сепарации осуществляют с использованием изокинетического пробозаборного устройства (зонда), выполненного с возможностью сбора газа по всему диаметру сечения газового трубопровода.The technical result is also achieved by the fact that in the known method for measuring the liquid and gas component of the production of oil and gas wells, characterized by feeding the product in the form of a gas-liquid mixture to a hydrocyclone separator, separating the gas-liquid mixture into liquid and gas in a hydrocyclone separator, supplying gas from the hydrocyclone to an additional separation installation integrated in the condensate collector by preliminary accumulation of liquid in the condensate collector with subsequent supply of gas and liquid to the flow gas and liquid flow and determination of gas and liquid flow rate using flowmeters, gas-liquid mixture is separated in a hydrocyclone separator and gas and liquid flow to gas and liquid flowmeters is carried out continuously, the second separation stage is carried out using an isokinetic sampling device (probe) configured to collect gas over the entire diameter of the cross section of the gas pipeline.
Предпочтительно определять расход газа посредством вихревого расходомера.It is preferable to determine the gas flow rate by means of a vortex flowmeter.
Оптимально определять уровень жидкости с помощью электронного уровнемера, установленного в гидроциклонном сепараторе.It is optimal to determine the liquid level using an electronic level gauge installed in a hydrocyclone separator.
Определение расхода жидкости можно производить с помощью кориолисового расходомера, одновременно определяя массовый расход жидкости и плотность жидкости, затем определяя объемный расход жидкости.The determination of fluid flow can be performed using a Coriolis flow meter, while simultaneously determining the mass flow rate of the fluid and the density of the fluid, then determining the volumetric flow rate of the fluid.
Предпочтительно для определения обводненности скважины осуществлять забор и определение плотности конденсата в период первоначального накопления воды в конденсатосборнике гидроциклонного сепаратора в зоне ниже уровня забора жидкости, затем после достижения водой уровня забора жидкости осуществлять забор и определение плотности смеси конденсата и попутной воды, после чего вычислять расход конденсата и расход попутной воды.It is preferable to determine the water cut of the well to take and determine the density of the condensate during the initial accumulation of water in the condensate collector of the hydrocyclone separator in the zone below the level of liquid intake, then after reaching the level of liquid intake, carry out sampling and determine the density of the mixture of condensate and associated water, and then calculate the flow rate and associated water consumption.
Оптимально поддерживать постоянный уровень жидкости в конденсатосборнике с помощью уровнемера и регулируемого клапана, определяя при этом мгновенный расход скважины.It is optimal to maintain a constant fluid level in the condensate trap using a level gauge and an adjustable valve, while determining the instantaneous flow rate of the well.
Для скважин с большим дебитом скважины предпочтительно использовать два или более потоков подачи газожидкостной смеси, поступающих в гидроциклонный сепаратор.For wells with high flow rates, it is preferable to use two or more gas-liquid mixture supply streams entering the hydrocyclone separator.
Оптимально при низких температурах подогревать конденсатосборник при помощи теплообменного устройстваIt is optimal to heat the condensate trap using a heat exchanger at low temperatures.
Предпочтительно производить сброс пластовой воды, аварийный сброс давления и аварийный сброс жидкостей через дренажную линию, присоединенную к конденсатосборнику.It is preferable to produce formation water discharge, emergency pressure relief and emergency liquid discharge through a drain line connected to the condensate collector.
Непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости позволяют обеспечить определение мгновенного расхода газоконденсатной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также позволяют снизить расход газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. Отбор пробы газа из газовой трубопроводной линии с помощью изокинетического пробозаборника и определение содержания конденсата во взятой пробе с помощью дополнительной сепарационной установки обеспечивают повышение точности определения дебитов скважин, в особенности скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей. Определение расхода газа с помощью вихревого расходомера позволяет повысить надежность использования расходомера при низких температурах и, таким образом, обеспечивает точность определения мгновенного расхода скважины.The continuous separation of the gas-liquid mixture in the hydrocyclone separator and the supply of gas and liquid to the gas and liquid flowmeters allow determining the instantaneous flow of the gas condensate well and the ability to monitor the state of the well in real time, as well as reducing gas consumption by allowing gas to return after measurement to the loop instead of burning it in a torch. Sampling a gas from a gas pipeline using an isokinetic sampler and determining the condensate content in a sample using an additional separation unit provides improved accuracy in determining the flow rates of wells, in particular wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities. Determining the gas flow rate using a vortex flowmeter can improve the reliability of the flowmeter at low temperatures and, thus, ensures the accuracy of determining the instantaneous flow rate of the well.
Наличие дополнительной сепарационной установки, встроенной в конденсатосборник, повышает качество сепарации газа, прошедшего сепарацию в гидроциклонном сепараторе, позволяя минимизировать унос капельной жидкости, благодаря чему повышается точность определения дебита как газовой, так и жидкостной составляющей скважиной продукции.The presence of an additional separation unit integrated in the condensate collector improves the quality of gas separation that has been separated in a hydrocyclone separator, minimizing the entrainment of droplet liquid, thereby increasing the accuracy of determining the flow rate of both the gas and liquid components of the production well.
Имеется дополнительная газовая трубопроводная линия меньшего диаметра, снабженная расходомером газа, что позволяет во время замеров дебита продукции в зависимости от количества поступающей газовой продукции переводить газовый поток на линию с большим диаметром либо с меньшим диаметром. На каждой из двух газовых линий установлены датчики давления, датчики температуры и газовые расходомеры с различными диапазонами измерений, что позволяет осуществлять замеры расходов газа с меньшей погрешностью.There is an additional gas pipeline line of a smaller diameter equipped with a gas flow meter, which makes it possible to transfer the gas stream to a line with a larger diameter or with a smaller diameter during measurements of production rates, depending on the amount of incoming gas products. On each of the two gas lines, pressure sensors, temperature sensors and gas flow meters with different measurement ranges are installed, which makes it possible to measure gas flows with less error.
На Фиг. 1 представлена малогабаритная блочная сепарационно-наливная установка (схематичное изображение).In FIG. 1 shows a small-sized block separation and filling unit (schematic image).
Установка для измерения жидкостной и газовой составляющей продукции нефтяных и газовых скважин содержит гидроциклонный сепаратор (6) с конденсатосборником (8), выполненный с возможностью подключения к жидкостной трубопроводной линии (24), дополнительную сепарационную установку (7), встроенную в конденсатосборник (8), жидкостную 5 трубопроводную линию (24), соединенную с конденсатосборником, расходомер жидкости (26), установленный в жидкостной трубопроводной линии (24), расходомер газа (14), установленный в газовой трубопроводной линии большего диаметра (12), расходомер газа (15), установленный в дополнительной газовой трубопроводной линии меньшего диаметра (13), изокинетический пробозаборник (17), установленный в месте соединения двух газовых линий (16). 10 В предпочтительном варианте выполнения конденсатосборник снабжен теплообменным устройством (23) и датчиками давления и температуры (обозначены в общих элементах схемы).The apparatus for measuring the liquid and gas component of oil and gas well products contains a hydrocyclone separator (6) with a condensate collector (8), configured to connect to a liquid pipeline line (24), an additional separation unit (7) integrated into the condensate collector (8), 5 liquid pipe line (24) connected to the condensate collector, a liquid flow meter (26) installed in the liquid pipe line (24), a gas flow meter (14) installed in the gas pipe line of a larger diameter a meter (12), a gas flow meter (15) installed in an additional gas pipeline line of a smaller diameter (13), an isokinetic probe (17) installed at the junction of two gas lines (16). 10 In a preferred embodiment, the condensate trap is equipped with a heat exchanger (23) and pressure and temperature sensors (indicated in the general elements of the circuit).
Жидкостная трубопроводная линия снабжена пробозаборником (27).The liquid pipeline is equipped with a sampling probe (27).
Конденсатосборник (8) снабжен предохранительным клапаном (10), соединенным с линией аварийного сброса давления (32), подключенной к линии сброса жидкости (31) на свечу 15 рассеивания.The condensate collector (8) is equipped with a safety valve (10) connected to the emergency pressure relief line (32) connected to the liquid discharge line (31) to the
Гидроциклонный сепаратор (6) снабжен измерителем уровня жидкости (9).The hydrocyclone separator (6) is equipped with a liquid level meter (9).
В предпочтительном варианте жидкостная трубопроводная линия снабжена фильтром (25), установленным перед расходомером жидкости (26).In a preferred embodiment, the liquid pipe line is provided with a filter (25) installed in front of the liquid flow meter (26).
Установка может содержать устройство контроля и сигнализации загазованности 20 (обозначены в общих элементах схемы) и греющие кабели (23).The installation may include a gas contamination monitoring and alarm device 20 (indicated in the general elements of the circuit) and heating cables (23).
Измеритель уровня жидкости (9) может быть выполнен в виде датчика уровня жидкости радарного типа или электронного уровнемера.The liquid level meter (9) can be made in the form of a radar type liquid level sensor or an electronic level gauge.
Установка имеет интеллектуальный регулирующий клапан (28) с автоматическим интеллектуальным приводом, выполненный с возможностью поддержания постоянного уровня 25 жидкости в конденсатосборнике (8).The installation has an intelligent control valve (28) with an automatic intelligent drive, configured to maintain a constant level of 25 fluid in the condensate collector (8).
Конденсатосборник (8) установлен на мобильную базу-прицеп (21).The condensate collector (8) is mounted on a mobile trailer base (21).
На газовой трубопроводной линии (11) выполнено два ответвления различных диаметров (12, 13), в каждом из которых установлены расходомеры газа (14, 15), датчики давления, датчики температуры (обозначены в общих элементах схемы). В точке соединения двух газовых трубопроводных линий (16) установлен изокинетический пробозаборник (17), соединенный с малогабаритным сепарационным устройством (18), и дроссельная задвижка (19).Two branches of various diameters (12, 13) were made on the gas pipeline line (11), in each of which gas flow meters (14, 15), pressure sensors, temperature sensors (indicated in the general elements of the circuit) are installed. At the junction of the two gas pipelines (16), an isokinetic sampler (17) is installed, connected to a small-sized separation device (18), and a throttle valve (19).
Предохранительный клапан (10) и нижняя часть конденсатосборника (8) соединены линиями (32, 31), которые направляют потоки на свечу рассеивания. 35 Жидкостная трубопроводная линия (24) снабжена фильтром (25) и дроссельной задвижкой (29).The safety valve (10) and the lower part of the condensate collector (8) are connected by lines (32, 31), which direct the flows to the diffusion candle. 35 The liquid pipe line (24) is equipped with a filter (25) and a butterfly valve (29).
Установка включает манифольд (33), содержащий дискретные штуцеры (2, 3) и соответствующую запорно-регулирующую арматуру.The installation includes a manifold (33) containing discrete fittings (2, 3) and corresponding shut-off and control valves.
В установке имеется, по меньшей мере, две линии входа газожидкостной смеси (4, 5) в гидроциклонный сепаратор, что позволяет разделять поступающий поток при больших значениях дебита скважины.The installation has at least two lines for entering the gas-liquid mixture (4, 5) into the hydrocyclone separator, which makes it possible to separate the incoming stream at high values of well production.
Установка работает следующим образом. Продукция газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин поступает с давлением до 32 МПа на входной манифольд (33), в котором осуществляется понижение давления путем дросселирования потока при помощи дискретных штуцеров (2, 3) (за счет сужения проходного диаметра трубопровода) до диапазона 1…16 МПа.Installation works as follows. The production of gas, gas condensate and oil wells is supplied with a pressure of up to 32 MPa to the inlet manifold (33), in which the pressure is reduced by throttling the flow using discrete fittings (2, 3) (by narrowing the pipe bore diameter) to a range of 1 ... 16 MPa
После манифольда (33) продукция газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин с давлением 1…16 МПа поступает тангенциально в гидроциклонный сепаратор (6), где осуществляется ее предварительная сепарация, отделение свободной жидкости и пробок газа. Отделившаяся жидкость самотеком поступает в нижнюю часть конденсатосборника (8). Отделенный газ от жидкости после входного гидроциклона поступает на дополнительное сепарационное устройство (7), в котором осуществляется дополнительная сепарация газа от капельной жидкости. Уловленная жидкость самотеком поступает в нижнюю часть конденсатосборника (8).After the manifold (33), the production of gas, gas condensate and oil wells with a pressure of 1 ... 16 MPa flows tangentially into the hydrocyclone separator (6), where it is preliminarily separated, free liquid and gas plugs are separated. The separated liquid flows by gravity into the lower part of the condensate collector (8). The separated gas from the liquid after the inlet hydrocyclone enters an additional separation device (7), in which additional gas is separated from the dropping liquid. The trapped fluid flows by gravity into the lower part of the condensate collector (8).
Технологический уровень жидкости в конденсатосборнике (8) поддерживается с помощью интеллектуального регулирующего клапана (28), который способен как в автоматическом, так и в ручном режиме удерживать заданный уровень жидкости в конденсатосборнике за счет увеличения и уменьшения проходного диаметра регулирующего клапана, установленного на жидкостной трубопроводной линии (24). Конденсатосборник (8) снабжен предохранительным клапаном (10) от повышения давления. Предохранительный клапан (10) настроен на определенное критическое давление (не выше 16 МПа), при достижении которого он автоматически открывается и направляет поток в линию аварийного сброса давления (32), тем самым защищая конденсатосборник (8) от механических повреждений, вызванных превышением рабочего давления.The technological level of the liquid in the condensate collector (8) is maintained with the help of an intelligent control valve (28), which is capable of both automatically and manually holding the set liquid level in the condensate collector by increasing and decreasing the passage diameter of the regulating valve installed on the liquid pipeline (24). The condensate trap (8) is equipped with a pressure relief valve (10). The safety valve (10) is configured for a certain critical pressure (not higher than 16 MPa), upon reaching which it automatically opens and directs the flow to the emergency pressure relief line (32), thereby protecting the condensate collector (8) from mechanical damage caused by exceeding the working pressure .
Газ после дополнительной сепарационной установки (7) поступает на газовую трубопроводную линию (11), выполненную с возможностью осуществления измерения объемного расхода газа по двум направлениям, в ответвлении большего диаметра (12) с помощью расходомера (14) производятся измерения максимального расхода газа, а по газовой трубопроводной линии меньшего диаметра (13) с помощью расходомера (15) производятся измерения минимального расхода газа. Далее, после замера, газ направляется в общий выходной газовый трубопровод (16). Малая часть газа из общего газового трубопровода (16) отбирается при помощи изокинетического пробозаборника (17) и поступает в малогабаритное сепарационное устройство (18), где происходит определение содержания конденсата в газе сепарации.Gas after an additional separation unit (7) enters the gas pipeline line (11), made with the possibility of measuring the volumetric gas flow in two directions, in the branch of a larger diameter (12) using a flow meter (14), the maximum gas flow is measured, and a smaller diameter gas pipeline (13) using a flow meter (15) measures the minimum gas flow. Then, after measurement, the gas is directed to a common gas outlet pipe (16). A small part of the gas from the common gas pipeline (16) is taken using an isokinetic sampling device (17) and enters the small-sized separation device (18), where the condensate content in the separation gas is determined.
Оставшаяся часть газа сепарации направляется по общей газовой трубопроводной линии (16), на которой установлена дроссельная задвижка (19) для регулирования газового потока. Далее газ поступает в общую выходную трубопроводную линию (30) для соединения с жидкостью и возвращения в коллектор (шлейф) либо в дополнительную общую выходную трубопроводную линию (34) для сжигания на факельной чаше. Жидкость (углеводородный газовый конденсат, вода, нефть) из нижней части конденсатосборника (8) поступает на жидкостную трубопроводную линию (24). Далее после замера параметров жидкости при помощи жидкостного расходомера (26) жидкость направляется в общую выходную трубопроводную линию (30) для соединения с газом сепарации и возвращения в коллектор (шлейф) либо в дополнительный общий выходной трубопровод (34) для сжигания на факельной чаше. Предусмотрена возможность направления жидкости на линию отгрузки нефтепродуктов (35) для последующего накопления жидкости в емкостном парке. Технологический слив воды для определения обводненности скважины производится через линию слива воды (36).The remainder of the separation gas is directed through a common gas pipeline line (16), on which a throttle valve (19) is installed to control the gas flow. Next, the gas enters the common outlet pipeline line (30) for connection with the liquid and return to the collector (loop) or to an additional common outlet pipeline line (34) for combustion on the flare cup. Liquid (hydrocarbon gas condensate, water, oil) from the bottom of the condensate collector (8) enters the liquid pipe line (24). Then, after measuring the parameters of the liquid using a liquid flow meter (26), the liquid is sent to a common outlet pipe line (30) for connection with a separation gas and returned to the collector (loop) or to an additional common outlet pipe (34) for burning on a flare cup. It is possible to direct liquid to the oil product dispatch line (35) for subsequent accumulation of liquid in the tank fleet. Technological discharge of water for determining water cut in a well is carried out through a water discharge line (36).
На время ремонтно-технических работ для предупреждения образования в системе сброса газа взрывоопасной смеси необходимо предусмотреть продувку ее передвижной азотной станцией с подачей продувочного газа в начало коллектора сброса газа.During repair and maintenance work, to prevent the formation of an explosive mixture in the gas discharge system, it is necessary to purge it with a mobile nitrogen station with a purge gas supply to the beginning of the gas discharge manifold.
Для исключения вероятности образования ледяных пробок предусмотрен электрообогрев конденсатосборника (8), а также всех технологических трубопроводов греющими кабелями (23).To eliminate the likelihood of ice plugs being formed, electrical heating of the condensate collector (8), as well as all technological pipelines with heating cables (23) is provided.
Конденсатосборник (8) и все наружные трубопроводы теплоизолированы. Также в целях предотвращения образования ледяных пробок в конденсатосборнике установлено теплообменное устройство (22), предназначенное для подачи в него теплоносителя (пар, горячая жидкость) для нагрева конденсатосборника и находящегося в нем флюида.The condensate trap (8) and all external pipelines are thermally insulated. Also, in order to prevent the formation of ice plugs, a heat exchange device (22) is installed in the condensate collector, designed to supply a coolant (steam, hot liquid) to heat the condensate collector and the fluid inside it.
На установке предусмотрен местный контроль по давлению в конденсатосборнике (8) с помощью манометров (обозначены в общих элементах схемы) и уровню с помощью уровнемерного смотрового стекла (20), а также регулирование давления, уровня жидкости, учет газа и учет жидкости.The installation provides for local control of the pressure in the condensate collector (8) using pressure gauges (indicated in the general elements of the circuit) and the level using a level sight glass (20), as well as regulation of pressure, liquid level, gas metering and liquid metering.
Согласно п. 3.7 ПБ 09-540-03 для обеспечения взрывобезопасности технологической системы МБСНУ при пуске в работу или остановке оборудования (аппаратов, участков трубопроводов) следует предусмотреть продувку инертным газом, а также вытеснение остатков жидкости из технологического оборудования в дренажную систему.According to clause 3.7 of PB 09-540-03, in order to ensure the explosion safety of the MBSNU technological system during commissioning or shutdown of equipment (apparatuses, sections of pipelines), it is necessary to purge with inert gas, as well as displacing residual liquid from the technological equipment into the drainage system.
В технологическом оборудовании необходимо предусмотреть специальные штуцеры для пропарки; на технологических трубопроводах предусмотреть стояки для пропарки и продувки. Очистку емкостей при накоплении в них парафина и ремонте рекомендуется производить пропариванием с использованием передвижной парогенераторной установки (ППУ), подключаемой к пропарочным линиям, слив отходов производить в дренажную емкость, продувку выполнять азотом (используется - баллонный газ). Режим работы МБСНУ - непрерывный (круглосуточный).In technological equipment, it is necessary to provide special fittings for steaming; on technological pipelines provide risers for steaming and purging. It is recommended that the tanks be cleaned with paraffin accumulated and repaired by steaming using a mobile steam generator unit (PPU) connected to the steaming lines, discharge the waste into a drain tank, and purge with nitrogen (cylinder gas is used). The operating mode of MBSNU is continuous (round-the-clock).
Система работает круглосуточно в режиме реального времени в соответствии с режимом работы технологического оборудования и обеспечивает управляющий персонал надежной и достоверной информацией о состоянии технологического оборудования и значениях технологических параметров, получаемых с датчиков КИПиА, установленных на оборудовании МБСНУ. Для обработки сигналов датчиков и управления технологическим процессом применяется микропроцессорный контроллер. Отображение всех контролируемых параметров МБСНУ и дистанционное управление производится с автоматизированного рабочего места (панели) оператора со средой визуализации. Питание системы управления и полевых датчиков производится через источник бесперебойного питания.The system operates around the clock in real time in accordance with the operating mode of the process equipment and provides management personnel with reliable and reliable information about the status of the process equipment and the values of the process parameters obtained from instrumentation and automation sensors installed on the MBSNU equipment. A microprocessor controller is used to process sensor signals and process control. All monitored parameters of the MBSNU and the remote control are displayed from an automated workstation (panel) of the operator with a visualization environment. The control system and field sensors are powered through an uninterruptible power supply.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139676A RU2671013C1 (en) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139676A RU2671013C1 (en) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2671013C1 true RU2671013C1 (en) | 2018-10-29 |
Family
ID=64103083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139676A RU2671013C1 (en) | 2017-11-14 | 2017-11-14 | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2671013C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114544906A (en) * | 2020-11-24 | 2022-05-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Device and method for detecting content of liquid hydrocarbon in natural gas |
| RU2824549C1 (en) * | 2023-12-26 | 2024-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of determining carryover of liquid hydrocarbons from separation equipment |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| SU1728476A1 (en) * | 1987-02-24 | 1992-04-23 | Научно-производственное объединение "Тюменгазтехнология" | Control and adjustment technique for gas and gas-condensate wells |
| RU2070965C1 (en) * | 1993-07-30 | 1996-12-27 | Александр Львович Мокроносов | Plant for investigation of gas-condensate wells |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
| RU2532815C2 (en) * | 2013-01-30 | 2014-11-10 | Илшат Минуллович Валиуллин | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
| RU2532490C1 (en) * | 2013-06-20 | 2014-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский Центр ГазИнформПласт" | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells |
| RU2575288C2 (en) * | 2014-05-21 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Автоном Нефтегаз Инжиниринг" | Unit and method of study of gas and gas condensate wells |
-
2017
- 2017-11-14 RU RU2017139676A patent/RU2671013C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| SU1728476A1 (en) * | 1987-02-24 | 1992-04-23 | Научно-производственное объединение "Тюменгазтехнология" | Control and adjustment technique for gas and gas-condensate wells |
| RU2070965C1 (en) * | 1993-07-30 | 1996-12-27 | Александр Львович Мокроносов | Plant for investigation of gas-condensate wells |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
| RU2532815C2 (en) * | 2013-01-30 | 2014-11-10 | Илшат Минуллович Валиуллин | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
| RU2532490C1 (en) * | 2013-06-20 | 2014-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Исследовательский Центр ГазИнформПласт" | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells |
| RU2575288C2 (en) * | 2014-05-21 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Автоном Нефтегаз Инжиниринг" | Unit and method of study of gas and gas condensate wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114544906A (en) * | 2020-11-24 | 2022-05-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Device and method for detecting content of liquid hydrocarbon in natural gas |
| RU2824549C1 (en) * | 2023-12-26 | 2024-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of determining carryover of liquid hydrocarbons from separation equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111350595B (en) | A control system for a micro gas turbine generator wellhead shale gas supply device | |
| US4688418A (en) | Method and apparatus for determining mass flow rate and quality in a steam line | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| CN105699062A (en) | Flow resistance test system of valve flow and method for performing little micro flow test by using the same | |
| CN200993004Y (en) | Oil-gas continuous automatic metering device of separator | |
| US11448572B1 (en) | Portable, high temperature, heavy oil well test unit with automatic multi sampling system | |
| HU202978B (en) | Device for metering yield of an oil well | |
| CN106969946B (en) | Condensed water sampling method and device for leak detection of condenser | |
| CN110865153A (en) | A kind of hydrate multiphase flow loop experimental device and experimental method | |
| RU2307930C1 (en) | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells | |
| RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
| CN205778806U (en) | A kind of skid-mounted type Oil-gas Separation single well metering device | |
| RU2671013C1 (en) | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU163243U1 (en) | INSTALLATION FOR GAS-CONDENSATE RESEARCHES OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS | |
| RU2641337C1 (en) | Stand for simulating process of inclined-directed gas-liquid flows | |
| RU2438015C1 (en) | Well surveying facility | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU132188U1 (en) | INSTALLATION FOR AUTOMATED MEASUREMENT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| CN107083949A (en) | A kind of automatic Metering Device for Petroleum Well | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| CN201212393Y (en) | Weighing type oil well metering device | |
| CN101226141A (en) | A maintenance-free online spectroscopic analysis sampling method and system for oil products | |
| CN112268853A (en) | High-temperature geothermal steam erosion corrosion experimental device and test method thereof | |
| CN208888990U (en) | Early Warning Control System for Harmful Flow Patterns in Oil and Gas Gathering and Transportation Riser Systems |