RU2799684C1 - Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation - Google Patents
Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2799684C1 RU2799684C1 RU2022125691A RU2022125691A RU2799684C1 RU 2799684 C1 RU2799684 C1 RU 2799684C1 RU 2022125691 A RU2022125691 A RU 2022125691A RU 2022125691 A RU2022125691 A RU 2022125691A RU 2799684 C1 RU2799684 C1 RU 2799684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- separator
- liquid
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (природных энергоресурсов) в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции в пределах 4 – 16 МПа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for real-time accounting of production rates of gas, gas condensate and oil wells (natural energy resources), including under conditions of high pressures of well production in the range of 4-16 MPa.
В настоящее время известен ряд способов учета дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин и установок для их осуществления.Currently, there are a number of methods for accounting for the flow rates of gas condensate and oil wells and installations for their implementation.
Известны способы измерения дебита жидкости скважин, основанные на измерении объема или веса накопленной в сепарационной емкости жидкости за измеренное время и пересчете полученной информации о количестве жидкости и времени ее накопления в суточный дебит скважины. В частности, известны установки для измерения дебита нефтяных скважин типа «Спутник-А», «Спутник-А-40», где продукция замеряемой скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, в котором свободный газ отделяется и уходит в газовый коллектор, а измерение дебита жидкости осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в блоке местной автоматики (БМА), накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавного регулятора и заслонки на газовой линии (Справочная книга по добыче нефти, под редакцией д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М., «Недра», 1974, с.487-489).Known methods for measuring the flow rate of well fluid, based on measuring the volume or weight of the fluid accumulated in the separation tank for the measured time and recalculating the information received about the amount of fluid and the time of its accumulation into the daily well flow rate. In particular, installations for measuring the flow rate of oil wells such as Sputnik-A, Sputnik-A-40 are known, where the production of the measured well is sent to a hydrocyclone separator, in which free gas is separated and goes into the gas reservoir, and the liquid flow rate is measured by short-term passes through the turbine meter of the liquid accumulating in the separator and recording volumes on an individual meter in the local automation unit (LMA), the accumulation of liquid in the lower vessel of the separator to a predetermined upper level and its release to the lower level is carried out using a float regulator and a damper on the gas line (Reference book on oil production, edited by Doctor of Technical Sciences Sh.K. Gimatudinov. M., "Nedra", 1974, pp. 487-489).
Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает через систему рычагов закрытие заслонки на газовой линии и повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость выдавливается из сепаратора через турбинный счетчик, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается заслонка на газовой линии, выравнивается давление между сепаратором и коллектором и продавливание жидкости через счетчик прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и количество пропусков жидкости через счетчик за время замера зависят от дебита скважины.The floating of the regulator float to the upper level causes the valve on the gas line to close through the lever system and the pressure in the separator increases, as a result of which the liquid is squeezed out of the separator through a turbine meter installed above the upper specified liquid level in the separator. When the float reaches the lower predetermined level, the damper on the gas line opens, the pressure between the separator and the collector is equalized, and the liquid forcing through the meter stops. The fluid accumulation time in the separator and the number of fluid passes through the meter during the measurement time depend on the well flow rate.
К недостаткам таких способов и устройств относятся:The disadvantages of such methods and devices include:
1. Невысокая точность измерения расхода жидкости при больших1. Low accuracy of liquid flow measurement at large
дебитах скважин расходомером турбинного типа вследствие плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.well flow rates with a turbine-type flow meter due to poor separation of gas from oil in the hydrocyclone separator and gas bubbles entering the meter along with the liquid.
2. Дополнительная погрешность измерения, связанная с заданием2. Additional measurement error associated with the task
времени измерения дебита скважины вследствие нецелого числа циклов слив-налив, укладывающихся в заданное время, и перехода части жидкости замераthe time of measuring the well flow rate due to a non-integer number of loading-unloading cycles that fit within a given time, and the transfer of part of the measurement fluid
предыдущей скважины в замер последующей.of the previous well into the measurement of the next one.
3. Необходимость выдержки времени, заданного для замера каждой скважины, что ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.3. The need to delay the time specified for measuring each well, which limits the number of measured wells per calendar day.
4. Увеличение времени измерения одного цикла слив-налив в случае низкого содержания жидких углеводородов и жидкости в продукции скважины.4. Increasing the measurement time of one loading-unloading cycle in case of low content of liquid hydrocarbons and liquid in the well production.
Известны также установки для измерения дебита скважин типа «Спутник-В», расход жидкости в которых определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости (Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова М., «Недра», 1974, с.489-490).Also known are installations for measuring the flow rate of wells of the Sputnik-V type, the fluid flow in which is determined by weighing it in a calibrated container (Reference book on oil production. Edited by Dr. Sh.K. Gimatudinov M., " Nedra", 1974, pp. 489-490).
Нефтегазовая смесь от скважины, подключенной на замер, поступает в сепаратор, где измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней, и регистрации времени накопления этой жидкости.The oil and gas mixture from the well connected for measurement enters the separator, where it is measured using a calibrated tank, gamma sensors that signal liquid levels to the BMA, and a flat calibrated spring. The flow rate of the liquid is determined by measuring the weight of the liquid accumulated in the volume between the upper and lower level gamma sensors, and recording the accumulation time of this liquid.
После наполнения тарированной емкости жидкостью и измерения ее массы БМА включает электрогидравлический привод, прикрывающий заслонку на газовой линии, в результате чего в сепараторе увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в тарированной емкости, через сифон выдавливается в коллектор.After filling the calibrated container with liquid and measuring its mass, the BMA turns on an electro-hydraulic drive that closes the damper on the gas line, as a result of which the pressure in the separator increases and the liquid accumulated in the calibrated container is squeezed out through the siphon into the manifold.
К недостаткам такого способа и установки относятся:The disadvantages of this method and installation include:
1. Ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти, т.к. отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения вследствие изменения веса измеряемой жидкости ввиду изменения веса порожней емкости.1. Limited ability to use it to measure the flow rates of paraffinic oil, because wax deposits in the tared container influence the measurement results due to the change in the weight of the measured liquid due to the change in the weight of the empty container.
2. Необходимость измерения времени замера каждой скважины ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.2. The need to measure the measurement time of each well limits the number of measured wells per calendar day.
Для исправления вышеуказанных недостатков были разработаны способ оперативного изменения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления (патент РФ на изобретение №2405935). Такой 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 устанавливается 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.To correct the above shortcomings, a method was developed for quickly changing the fluid flow rate of an oil or gas condensate well and a device for its implementation (RF patent for invention No. 2405935). This method consists in supplying well fluid to the separation compartment of the tank, accumulating in it and draining it through a profiled slot into the drain compartment in such a way that at the moment of equality of the amount of fluid entering the separation compartment to the amount of fluid drained from it into the drain compartment, a stationary level is established in the separation compartment, adequate to the daily production rate of the well, measured by any known method, while the profile of the drain gap is selected in such a way as to ensure a linear dependence of the level on the value of the daily production rate of the well in a given range of measured production rates with sufficient accuracy for operational accounting.
Устройство для осуществления такого способа 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.A device for implementing this method consists of a container equipped with a hydrocyclone head for separating free gas, a drain shelf that directs the liquid flow to the wall of the device housing, a partition that divides the container into two compartments (separation and drain) and is open at the top, into which an insert with a profiled drain gap. In this case, the well fluid is discharged into the collector from below the drain compartment of the tank, and the gas is discharged from above.
Такой способ позволяет повысить точность измерения расхода жидкости и увеличить количество замеряемых скважин в течение календарных суток. Однако к его недостаткам можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимостью 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. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей методом, используемым в ближайшем аналоге, также приводит к большим погрешностям.This method allows to increase the accuracy of fluid flow measurement and increase the number of measured wells during a calendar day. However, its disadvantages include insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with increased gas pressure, as well as the need to accumulate liquid over a long period of time, which allows measuring only the average well flow rates over this period and does not allow determining the instantaneous consumption of gas-liquid mixture components. In addition, the determination of the flow rates of watered wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities by the method used in the closest analogue also leads to large errors.
Кроме того, известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепарационную емкость, снабженную массовым жидкостным кориолисовым расходомером и массовым газовым кориолисовым расходомером (патент РФ на полезную модель №35824). Применение кориолисовых расходомеров позволяет повысить надежность работы устройства за счет их высоких эксплуатационных качеств. Кроме того, такое устройство позволяет определить производительность скважины отдельно по нефти, воде и газу. In addition, a device for measuring the flow rate of oil wells is known, containing a separation tank equipped with a mass liquid Coriolis flow meter and a mass gas Coriolis flow meter (RF patent for utility model No. 35824). The use of Coriolis flowmeters improves the reliability of the device due to their high performance. In addition, such a device allows you to determine the productivity of the well separately for oil, water and gas.
Недостатками такого устройства являются, однако, необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, что не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей.The disadvantages of such a device are, however, the need to accumulate liquid in the separation tank for a long period of time, which does not allow determining the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture, insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with increased gas pressure and large errors in determining the flow rates of watered wells and wells with high the content of condensates and liquid impurities.
Известен также способ измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин и установка для его осуществления (патент РФ на изобретение №2365750), где установка включает емкость-сепаратор, снабженную люком и фланцами, на трубопроводах ее обвязки размещены приборы для измерения параметров среды, а также массы, уровня и объема. При этом емкость-сепаратор снабжена устройством указателей уровня жидкости с метроштоками. Емкость-сепаратор строго горизонтально ориентирована, для чего она расположена на не менее, чем двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы. Трубопроводная обвязка включает входной вертикальный трубопровод, общий трубопровод-коллектор, дренажный трубопровод, трубопровод газа. Согласно данному способу продукцию периодически подают в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, где сепарируют газожидкостную смесь по газу. Затем измеряют массу газожидкостной смеси на измерительных уровнях в процессе сепарации газожидкостной смеси по газу после образования выраженной границы раздела газ-жидкость. Измеряют температуру, давление, дебит газа, массу, уровень, раздел фаз и объем жидкости в процессе налива. Измеряют или рассчитывают среднюю плотность жидкости и сравнивают с реальной плотностью, полученной расчетным путем по анализу проб продукции на входе до измерений и во время измерений, при достижении заданного значения разности показаний средней и реальной плотностей меньше заданной погрешности. По расчетной средней плотности жидкости и средним плотностям нефти, газа и воды, полученным по анализу проб жидкости на входе в емкость-сепаратор, рассчитывают дебит жидкости, воды, нефти и газа. Недостатками этих способа и устройства, как и в предыдущем аналоге, являются необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, не позволяющая определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей. There is also known a method for measuring production rates, monitoring and controlling the production technology of oil wells and an installation for its implementation (RF patent for invention No. , as well as mass, level and volume. At the same time, the separator tank is equipped with a liquid level indicator device with metro rods. The container-separator is strictly horizontally oriented, for which it is located on at least two lodgment supports with load consoles and mass meters. The piping includes an inlet vertical pipeline, a common collector pipeline, a drainage pipeline, and a gas pipeline. According to this method, the products are periodically fed in the form of a gas-liquid mixture into a measuring tank-separator, where the gas-liquid mixture is separated by gas. Then the mass of the gas-liquid mixture is measured at the measuring levels during the separation of the gas-liquid mixture by gas after the formation of a pronounced gas-liquid interface. They measure temperature, pressure, gas flow rate, mass, level, phase separation and volume of liquid during filling. The average density of the liquid is measured or calculated and compared with the actual density obtained by calculation by analyzing product samples at the inlet before measurements and during measurements, when the specified value of the difference between the readings of the average and real densities is less than the specified error. Based on the estimated average density of the liquid and the average densities of oil, gas and water obtained from the analysis of liquid samples at the inlet to the separator tank, the flow rate of liquid, water, oil and gas is calculated. The disadvantages of this method and device, as in the previous analogue, are the need to accumulate liquid in the separation tank for a long period of time, which does not allow determining the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture, insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with high gas pressure and large errors in determining the flow rates of watered wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities.
Известна также установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ на полезную модель №112937, выдан 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.Also known is an installation for measuring the production rate of oil wells (RF patent for utility model No. 112937, issued 09/07/2011), containing a hydrocyclone separator tied with pipeline fittings, a liquid flow meter, a gas flow meter, a moisture meter, a flow controller installed in a pipeline connecting the separator outlet along liquids with a manifold, level, pressure, temperature sensors and a control system. When using such an installation, the following method for determining the production rate of oil wells is implemented. The gas-liquid mixture enters the inlet of the hydrocyclone separator, where it undergoes preliminary separation and accumulates in the separator tank. The differential pressure between separator and manifold is monitored by a differential pressure sensor. When the predetermined maximum differential pressure is reached, the solenoid valve opens and the released gas is directed through the gas flow meter to the manifold. When the differential pressure drops to the set minimum value, the solenoid valve closes. Thus, the speed necessary for the normal operation of the gas flow meter and ensuring the minimum error of measuring instruments is maintained. The degree of filling of the accumulative capacity of the separator is controlled by a level sensor. When the predetermined maximum level is reached with the solenoid valve closed, the flow regulator opens with excess pressure and the liquid is displaced from the separator storage tank into the collector through the moisture meter and the liquid flow meter. When the liquid reaches the predetermined minimum level, the solenoid valve opens, the flow regulator closes, and the excess gas is removed to the collector through the gas flow meter and the open solenoid valve, then the cycle of liquid accumulation and creation of excess pressure in the hydrocyclone separator is repeated.
К достоинствам данной установки относится повышение точности определения широкого диапазона дебитов скважин по жидкости, нефти, воде и газу, в том числе таких скважин , где присутствует нефть с повышенным содержанием механических примесей, для чего в установке по патенту РФ №112937 используется пескоуловитель с гидроциклоном, обеспечивающий отделение механических примесей.The advantages of this installation include an increase in the accuracy of determining a wide range of well flow rates for liquid, oil, water and gas, including such wells where oil with a high content of mechanical impurities is present, for which a sand trap with a hydrocyclone is used in the installation according to RF patent No. 112937, providing separation of mechanical impurities.
К недостаткам данной установки можно отнести недостаточную 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 жидких углеводородов методом, используемым в данном аналоге, также приводит к большим погрешностям.The disadvantages of this installation include insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with increased gas pressure, as well as the need to accumulate fluid before each measurement for a long period of time, which allows measuring only the average well flow rates over this period and does not allow determining the instantaneous consumption of gas-liquid mixture components. . In addition, the determination of the flow rates of flooded wells and wells with a high content of liquid hydrocarbons by the method used in this analogue also leads to large errors.
Наиболее близкой к заявляемой установке является группа изобретений «способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин» (Патент РФ RU2532490C1). Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником. Жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником, и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором. Расходомер жидкости, установленный в жидкостной линии, расходомер газа, установленный в газовой линии. Установка снабжена по меньшей мере одним пробозаборником в газовой линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе. Газожидкостную смесь непрерывно подают в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, непрерывно разделяют газожидкостную смесь в гидроциклонном сепараторе на жидкость и газ. Подают газ и жидкость на газовую и жидкостную трубопроводные линии с расходомерами газа и жидкости, определяют расход газа и жидкости с помощью расходомеров, при этом отбирают пробу газа из газовой линии с помощью пробозаборника. Анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки.Closest to the claimed installation is a group of inventions "a method and installation for measuring the production rates of gas condensate and oil wells" (RF Patent RU2532490C1). The installation for measuring the production rate of oil wells contains a hydrocyclone separator with a condensate collector. A liquid pipeline line connected to a condensate collector and a gas pipeline line connected to a hydrocyclone separator. Liquid flow meter installed in the liquid line, gas flow meter installed in the gas line. The plant is equipped with at least one sampler in the gas line and an additional separation plant capable of determining the content of condensate in the gas. The gas-liquid mixture is continuously fed into the hydrocyclone separator with a condensate collector, the gas-liquid mixture is continuously separated in the hydrocyclone separator into liquid and gas. Gas and liquid are supplied to the gas and liquid pipeline lines with gas and liquid flow meters, gas and liquid flow is determined using flow meters, and a gas sample is taken from the gas line using a sampler. The content of condensate in the gas sample is analyzed using an additional separation unit and the production rates of the well are determined taking into account the content of condensate in the gas according to the data of the additional separation unit.
К достоинствам данной группы изобретений можно отнести повышение точности измерения жидкостной и газовой составляющей продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, повышение точности определения мгновенного расхода газоконденсатной или нефтяной скважины, повышение точности определения дебитов газоконденсатной и нефтяной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и снижение расхода газа, используемого в измерении. Непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости позволяет обеспечить определение мгновенного расхода нефтяной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также позволяет снизить расход газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. The advantages of this group of inventions include increasing the accuracy of measuring the liquid and gas component of the production of gas condensate and oil wells, increasing the accuracy of determining the instantaneous flow rate of a gas condensate or oil well, increasing the accuracy of determining the flow rates of gas condensate and oil wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities, and reduction in the flow rate of the gas used in the measurement. The continuous separation of the gas-liquid mixture in the hydrocyclone separator and the supply of gas and liquid to the gas and liquid flow meters makes it possible to determine the instantaneous flow rate of an oil well and the ability to monitor the state of the well in real time, and also reduces gas consumption by providing the possibility of returning gas after measurement to the loop instead of burning it in a torch.
К недостаткам данной группы изобретений, можно отнести:The disadvantages of this group of inventions include:
1. Большая погрешность при замере обводненности продукции, т.к. при данном методе определения обводненности не учитывается часть воды, которая находиться во взвешенном состоянии в дисперсионной зоне, в виду того, что данная зона не стабильна, скорость разделения фаз «конденсат (нефть) – вода» будет различная на протяжение всего замера. Так же, если скважина работает не в стабильном режиме, этим методом можно получить усредненное значение обводненности на режиме, что тоже приводит к большой погрешности. 1. A large error in measuring the water cut of the product, because this method for determining the water cut does not take into account the part of the water that is in suspension in the dispersion zone, since this zone is not stable, the rate of separation of the “condensate (oil) - water” phases will be different throughout the entire measurement. Also, if the well is not operating in a stable mode, this method can be used to obtain the average value of the water cut in the mode, which also leads to a large error.
2. В случае проведения замеров продукции газоконденсатных и нефтяных скважин с малым содержанием жидкостной составляющей значительно увеличивается время проведения замера, в связи с длительным временем накопления жидкости в конденсатосборнике для проведения отбора представительных проб нестабильного конденсата (нестабильной нефти).2. In the case of measuring the production of gas condensate and oil wells with a low content of the liquid component, the measurement time is significantly increased due to the long time of accumulation of liquid in the condensate collector for sampling representative samples of unstable condensate (unstable oil).
Задачей группы изобретений является исключение недостатков известных решений в данной области и расширение арсенала известных устройств и способов в данной отросли техники.The task of the group of inventions is to eliminate the shortcomings of known solutions in this field and to expand the arsenal of known devices and methods in this branch of technology.
Технический результат направлен на обеспечение оперативного и точного измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата (нефти) с возможностью определения их состава. The technical result is aimed at ensuring prompt and accurate measurement of the amount of separated liquid, associated gas and gas condensate (oil) with the possibility of determining their composition.
Технический результат достигается за счёт установки для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, которая состоит из блока манифольда, на котором установлен регулирующий клапан, перед регулирующим клапаном выполнен узел подачи противогидратного ингибитора, представляющий собой кран высокого давления, запорной арматуры, соединённой с горизонтальным трёхфазным сепаратором, выполненным в виде цилиндрической емкости разделенный регулируемой по высоте перегородкой на два сообщающихся в верхней части сосуда, отсека, приемного отсека и конденсатосборника, при этом на приемном отсеке находятся входной штуцер и отбойник-распределитель, в горизонтальном трехфазном сепараторе установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора, и штуцер для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета, в нижней части отсеков выполнен штуцер для слива жидкости в дренаж, на верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора расположен патрубок с предохранительным клапаном для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме.The technical result is achieved due to the installation for measuring the flow rates of gas condensate and oil wells, which consists of a manifold block on which a control valve is installed, an anti-hydrate inhibitor supply unit is made in front of the control valve, which is a high-pressure valve, shut-off valves connected to a horizontal three-phase separator, made in the form of a cylindrical tank divided by a height-adjustable partition into two vessels, a compartment, a receiving compartment and a condensate collector connected in the upper part, while the inlet fitting and a baffle-distributor are located on the receiving compartment, a coil is installed in the horizontal three-phase separator to warm up the lower part of the separator, and a fitting for steaming the condensate trap and separation package, in the lower part of the compartments there is a fitting for draining liquid into the drain, on the upper surface of the horizontal three-phase separator there is a branch pipe with a safety valve for discharging gas in emergency mode.
Установка оборудована приборами контроля уровня жидкой фазы и приборами контроля давления и температуры.The unit is equipped with liquid phase level control devices and pressure and temperature control devices.
Установка выполнена с монтажным люком.Installation is made with a mounting hatch.
Способом работы установки для измерения дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин, в которой смесь поступает на блок манифольда из которого проходит через запорную арматуру и поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор, затем смесь поступает в приемный отсек через входной штуцер на отбойник-распределитель, в результате удара об отбойник-распределитель поток разбивается, происходит разделение потока на жидкость и газ, жидкость стекает в приемный отсек, где происходит разделение жидкости на воду и конденсат, затем конденсат протекает через пеногаситель, перетекает в конденсатосборник, откуда отводится через штуцер в трубопроводную линию отвода газоконденсата, выделившийся газ отводится через сепарационный пакет в газовую трубопроводную линию, соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации в общий трубопровод-коллектор, газ сепарации из горизонтального трехфазного сепаратора направляется через вихревой расходомер в газовый центробежный вертикальный сепаратор, при этом отделившиеся примеси, через гидрозатвор стекают в нижний отсек сосуда и выводятся через сливной штуцер и кориолисовый массомер в общий трубопровод-коллектор. The method of operation of the installation for measuring the flow rates of gas condensate and oil wells, in which the mixture enters the manifold block from which it passes through the shutoff valves and enters the horizontal three-phase separator, then the mixture enters the receiving compartment through the inlet fitting to the fender-distributor, as a result of hitting the fender - the flow distributor breaks, the flow is divided into liquid and gas, the liquid flows into the receiving compartment, where the liquid is separated into water and condensate, then the condensate flows through the defoamer, flows into the condensate collector, from where it is discharged through the fitting into the pipeline line for the removal of gas condensate, the released gas is discharged through the separation package into the gas pipeline line connected to the gas inlet to the vertical centrifugal separator and to the separation gas outlet to a common pipeline-collector, the separation gas from the horizontal three-phase separator is sent through a vortex flowmeter to the gas centrifugal vertical separator, while the separated impurities, through the hydraulic seal flows into the lower compartment of the vessel and is discharged through the drain fitting and the Coriolis mass meter into a common pipeline-collector.
Мобильный исследовательский комплекс для освоения и исследования нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин (далее – МИК), является установкой для исследования природных энергоресурсов, которая содержит следующие соединённые между собой детали, а именно: A mobile research complex for the development and research of oil, gas and gas condensate wells (hereinafter referred to as MIK) is an installation for the study of natural energy resources, which contains the following interconnected parts, namely:
- Блок входного манифольда;- Inlet manifold block;
- Трехфазный горизонтальный сепаратор;- Three-phase horizontal separator;
- Газовый центробежный вертикальный сепаратор (далее - СЦВГ);- Gas centrifugal vertical separator (hereinafter referred to as STsVG);
- Трубопроводную линию отвода пластовой жидкости из приемного отсека трехфазного сепаратора в общий трубопровод-коллектор; - Pipeline for removal of reservoir fluid from the receiving compartment of the three-phase separator to a common pipeline-collector;
- Трубопроводную линию отвода газоконденсата (нефти), соединенную с конденсатосборником трехфазного горизонтального сепаратора и с жидкостной газоконденсатной (нефтяной) трубопроводной линией из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор;- Pipeline line for removal of gas condensate (oil) connected to the condensate collector of the three-phase horizontal separator and to the liquid gas condensate (oil) pipeline line from the STsVG to a common pipeline-collector;
- Газовую трубопроводную линию, соединенную с выходом газа сепарации из горизонтального сепаратора соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор;- Gas pipeline line connected to the separation gas outlet from the horizontal separator, connected to the gas inlet to the vertical centrifugal separator and to the separation gas outlet from the CCSG to a common pipeline-collector;
- Газовую трубопроводную линию, соединенную с выходом газа сепарации из СЦВГ соединенную с выходом газа сепарации из трехфазного сепаратора в общий трубопровод-коллектор;- Gas pipeline line connected to the outlet of the separation gas from the STsVG connected to the outlet of the separation gas from the three-phase separator to a common pipeline-collector;
- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода пластовой воды из трехфазного горизонтального сепаратора в общий трубопровод-коллектор; - Liquid flow meter installed in the line of formation water withdrawal from the three-phase horizontal separator to the common pipeline-collector;
- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата (нефти) из трехфазного горизонтального сепаратора;- Liquid flow meter installed in the gas condensate (oil) discharge line from the three-phase horizontal separator;
- Расходомер жидкости, установленный в линии отвода газоконденсата (нефти) из СЦВГ;- Liquid flow meter installed in the gas condensate (oil) discharge line from the STsVG;
- Расходомер газа, установленный в газовой линии из горизонтального трехфазного сепаратора;- Gas flow meter installed in the gas line from a horizontal three-phase separator;
- Расходомер газа, установленный в газовой линии из СЦВГ.- Gas flow meter installed in the gas line from the STsVG.
Изобретение поясняется фигурами 1 и 2.The invention is illustrated by figures 1 and 2.
Фигура 1 раскрывает принципиальную схему установки МИК.Figure 1 discloses a schematic diagram of the MIC setup.
Фигура 2 горизонтальный трехфазный сепаратор.Figure 2 horizontal three-phase separator.
Установка работает следующим образом. Газожидкостная смесь поступает на блок манифольда 1. Блок манифольда 1 предназначен для подключения технологических объектов к исследуемой скважине.The installation works as follows. The gas-liquid mixture enters the manifold block 1. The manifold block 1 is designed to connect technological objects to the well under investigation.
Рабочее давление блока манифольда 1 составляет 35,0 МПа. На манифольде 1 установлен регулирующий клапан 2, который позволяет изменять режимы работы скважины без ее остановки. Перед регулирующим клапаном 2 предусмотрена подача противогидратного ингибитора, при этом узел подачи противогидратного ингибитора представляет собой кран высокого давления, позволяющий подсоединять в данной точке любое приспособление, способное производить подкачку ингибитора высоким давлением. Поток газоконденсатной смеси от скважины поступает через регулирующий клапан 2, установленный на блоке манифольда 1, проходит через запорную арматуру и поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор 3 через входной штуцер 4.The operating pressure of the manifold block 1 is 35.0 MPa. A
Горизонтальный трехфазный сепаратор 3 (Рисунок 2) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость вместимостью V=4 м3 и рабочим давлением в диапазоне 4,0÷16,0 МПа разделенный регулируемой по высоте перегородкой 8 на два, сообщающихся в верхней части сосуда, отсека, приемный отсек и конденсатосборник. Поток газоконденсатной (нефтегазовой) смеси поступает через входной штуцер 4 на отбойник-распределитель 5 в приемный отсек, в результате удара об отбойник-распределитель 5 поток разбивается, в результате происходит разделение потока на жидкость и газ, жидкость стекает в приемный отсек, где происходит разделение жидкости на воду и конденсат (нефть). Из-за разности плотностей вода скапливается в нижней части приемного отсека и через штуцер 7 отводиться в трубопроводную линию отвода воды в общий трубопровод-коллектор через кориолисовый массомер 17. Общий уровень в приемном отсеке и раздел фаз вода – конденсат (нефть) контролируется при помощи электронного волноводного радарного уровнемера 10 и регулируется автоматически регулирующим клапаном 11. Для дополнительного контроля за уровнем предусмотрено визуальный указатель уровня 15. Конденсат (нефть) протекая через пеногаситель 6 при достижение установленного уровня перегородки 8 перетекает в конденсатосборник, откуда отводится через штуцер 9 в трубопроводную линию отвода газоконденсата (нефти) на которой установлен кориолисовый массомер 18, соединенную с жидкостной газоконденсатной (нефтяной) трубопроводной линией из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор. Уровень в конденсатосборнике контролируется при помощи электронного волноводного радарного уровнемера 12 и регулируется в предпочтительном варианте автоматически регулирующим клапаном 13. Для дополнительного контроля за уровнем предусмотрено визуальный указатель уровня 16. Выделившийся газ из первого и второго отсека отводится через сепарационный пакет 14 в газовую трубопроводную линию, соединенную с входом газа в вертикальный центробежный сепаратор и с выходом газа сепарации из СЦВГ в общий трубопровод-коллектор. Так же, в горизонтальном трехфазном сепараторе 3 установлен змеевик для прогрева нижней части сепаратора, и штуцера для пропарки конденсатосборника и сепарационного пакета 14. В нижней части отсеков есть штуцера для слива жидкости в дренаж. Сосуд снабжен штуцерами для установки приборов КИП, смотровым люком. На верхней поверхности горизонтального трехфазного сепаратора 3 расположен патрубок с предохранительным клапаном 22, предназначенный для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме. Из конденсатосборника через штуцера 23, 24, 25 предусмотрен отбор представительных проб нестабильного конденсата (нефти) для анализа в специализированной лаборатории.Horizontal three-phase separator 3 (Figure 2) is a horizontal cylindrical tank with a capacity of V=4 m3 and operating pressure in the range of 4.0 ÷ 16.0 MPa, divided by a height-
Газ сепарации из горизонтального трехфазного сепаратора 3 направляется через вихревой расходомер 20 в газовый центробежный вертикальный сепаратор (СЦВГ) 27. Поток газа подается во входной штуцер 26 поступает в шнековый завихритель, получая круговое движение вдоль стенки корпуса и центрального канала шнека. Под действием центробежных и гравитационных сил, взвешенные частицы жидкости и механических примесей оседают на стенке корпуса и стекают в нижний отсек сосуда. По центральному каналу шнека, поток газа поступает в сепарационный пакет. В сепарационном пакете газ очищается от мелкодисперсной жидкости и механических примесей, не осевших на корпусе. Аппарат оснащен 3-мя сменными центробежными элементами модели СЦВ-Г-159, СЦВ-Г-219 и СЦВ-Г-159x4. Очищенный в сепарационных элементах газ отводится через выходной штуцер 28 и вихревой расходомер 21 в общий трубопровод-коллектор через дроссельную задвижку 30. Отделившиеся примеси, под действием гравитационных сил, через гидрозатвор стекают в нижний отсек сосуда и выводятся через сливной штуцер 29 и кориолисовый массомер 19 в общий трубопровод-коллектор. На СЦВГ так же установлены приборы контроля уровня жидкой фазы, приборы контроля давления. Для отбора проб жидкости предусмотрены штуцера. В верхней части аппарата установлен предохранительный клапана. Смена центробежных элементов, а также диагностика аппарата, осуществляется через монтажный люк. Separation gas from a horizontal three-phase separator 3 is directed through a
На всех трубопроводах установлена запорно-регулирующая арматура, а также предусмотрены датчики давления и температуры. Трубопроводы, по которым отводится жидкость утеплены греющим кабелем.All pipelines are equipped with shut-off and control valves, as well as pressure and temperature sensors. The pipelines through which the liquid is discharged are insulated with a heating cable.
Управление реализовано в виде компьютера, на котором установлено программное обеспечение, позволяющее оператору управлять установкой. The control is implemented in the form of a computer on which software is installed that allows the operator to control the installation.
Вся информация измеряемых и контролируемых параметрах передается на рабочее место оператора по сети WiFi на компьютер. Вычисление расхода газа, нестабильного конденсата, воды производится в контроллере на основании измеренных расходомерами данных.All information about the measured and controlled parameters is transmitted to the operator's workplace via a WiFi network to a computer. The flow rate of gas, unstable condensate, water is calculated in the controller based on the data measured by the flowmeters.
Основные технические параметры установки измерения дебитов продукции нефтяных скважин:The main technical parameters of the installation for measuring the flow rates of oil well production:
• Давление рабочее (аппарат) - 16 МПа• Working pressure (apparatus) - 16 MPa
• Давление рабочее (манифольд) - 35 МПа • Operating pressure (manifold) - 35 MPa
• Объем аппарата - 4 м3 • The volume of the device - 4 m 3
• Расход:• Consumption:
o газ - 30-2000 тыс. м3/сут;o gas - 30-2000 thousand m 3 / day;
o жидкость - до 800 т/сут; o liquid - up to 800 t/day;
• Температура продукции от -30°C до +60°C• Product temperature from -30°C to +60°C
• Температура окружающей среды до - 50°C• Ambient temperature up to - 50°C
Предлагаемая установка имеет высокую производительность, долговечна, имеет компактные размеры по сравнению с аналогами и совмещает в себе функции и возможности комплекса при своих габаритах, при этом проста в сборке и последующем использовании при различных температурах использования, то есть погодные условия не влияют на её работу. Установка прошла испытания и зарекомендовала себя, как надежное и долговечное устройство.The proposed installation has high performance, is durable, has compact dimensions compared to analogues and combines the functions and capabilities of the complex with its dimensions, while being easy to assemble and then use at different operating temperatures, that is, weather conditions do not affect its operation. The unit has been tested and proved to be a reliable and durable device.
Claims (4)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2799684C1 true RU2799684C1 (en) | 2023-07-10 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118881341A (en) * | 2024-08-15 | 2024-11-01 | 江苏凡信环保有限公司 | A self-regulating environmentally friendly three-phase separator |
Citations (10)
| 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 |
| RU35824U1 (en) * | 2003-10-24 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое объединение "УНИКОМ" | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
| RU47966U1 (en) * | 2005-04-07 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2307930C1 (en) * | 2006-03-01 | 2007-10-10 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells |
| CN101338664A (en) * | 2008-05-23 | 2009-01-07 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Condensed gas flow quantity measuring systems |
| RU2365750C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Флюидгазинжениринг" | Method for measurements of debits, monitoring and control of oil well production technology and installation for its realisation |
| RU2405935C2 (en) * | 2008-04-07 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" (ООО "Газпром добыча Краснодар") | Method for efficient measurement of liquid debit in oil or gas condensate well and device for its realisation |
| RU112937U1 (en) * | 2011-09-07 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| WO2012154971A2 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Crossstream Energy, Llc | System and method to measure hydrocarbons produced from a well |
| 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 |
Patent Citations (10)
| 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 |
| RU35824U1 (en) * | 2003-10-24 | 2004-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое объединение "УНИКОМ" | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
| RU47966U1 (en) * | 2005-04-07 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2307930C1 (en) * | 2006-03-01 | 2007-10-10 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells |
| RU2365750C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Флюидгазинжениринг" | Method for measurements of debits, monitoring and control of oil well production technology and installation for its realisation |
| RU2405935C2 (en) * | 2008-04-07 | 2010-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" (ООО "Газпром добыча Краснодар") | Method for efficient measurement of liquid debit in oil or gas condensate well and device for its realisation |
| CN101338664A (en) * | 2008-05-23 | 2009-01-07 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Condensed gas flow quantity measuring systems |
| WO2012154971A2 (en) * | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Crossstream Energy, Llc | System and method to measure hydrocarbons produced from a well |
| RU112937U1 (en) * | 2011-09-07 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| 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 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118881341A (en) * | 2024-08-15 | 2024-11-01 | 江苏凡信环保有限公司 | A self-regulating environmentally friendly three-phase separator |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6032539A (en) | Multiphase flow measurement method and apparatus | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| RU2365750C1 (en) | Method for measurements of debits, monitoring and control of oil well production technology and installation for its realisation | |
| US9114332B1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus utilizing phase separation | |
| US20070204750A1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| CN106988723A (en) | Weighing three-phase metering device and measuring method thereof | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU2328597C1 (en) | Process and device of oil well yield measurement at group facilities | |
| RU2799684C1 (en) | Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU163243U1 (en) | INSTALLATION FOR GAS-CONDENSATE RESEARCHES OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS | |
| CN111811977A (en) | A kind of runoff sediment content and flow measurement device and measurement method | |
| CN201212393Y (en) | Weighing type oil well metering device | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| RU35824U1 (en) | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2405935C2 (en) | Method for efficient measurement of liquid debit in oil or gas condensate well and device for its realisation | |
| CN108843315A (en) | A kind of calculation method of sensor-type comprehensive automation metering device and oil quality | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| CN2738217Y (en) | Apparatus for metering different density liquid and gas bulkfactor | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |