способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, включающий наполнение измерительной емкости калиброванного объема продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения жидкости газом из емкости после закрытия газовой и открытия сливной жидкостной линий на коллектор и расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины, отличающийся тем, что время наполнения измерительной емкости продукцией скважины задают заранее с учетом максимальной производительности устройства, по истечении заданного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости и гидростатическое давление, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием сливной жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость.

2. Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой объемный газовый сепаратор и калиброванную измерительную емкость, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, а также переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, отличающееся тем, что трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключения потока из входа со скважины на коллектор и со скважины на сепаратор, например, при помощи переключателя потока, а датчик наполнения измерительной емкости выполнен аналоговым с возможностью отслеживания любого уровня жидкости, например, радарного или реостатного типа.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ учета продукции нефтяных скважин, согласно которому в межтрубном пространстве скважины выдерживают порцию накопленной продукции до ее расслоения на компоненты (газ, нефть и воду) под действием сил гравитации, затем эти компоненты потоком скважинной продукции через преобразователь расхода вытесняют из межтрубного пространства, регистрируя время прохождения каждого компонента, при этом компоненты идентифицируют, например, индикатором плотности (1).

Недостатками этого способа являются низкая точность, обусловленная невозможностью полноценного расслоения продукции скважины без нагрева и введения химреагентов, а также большая продолжительность каждого замера.

Известно устройство для осуществления указанного способа, содержащее пакер, преобразователь расхода, процессорный модуль, датчик давления и двухпозиционный клапан-переключатель на устье скважины для сообщения межтрубного пространства с полостью насосно-компрессорных труб (НКТ) (1).

Однако при использовании известного устройства давление пласта распространяется на обсадную колонну, что приводит к нарушению ее герметичности.

Наиболее близким техническим решением является гидростатический способ измерения дебита скважин по жидкости, нефти, воде и газу, включающий определение времени наполнения измерительной емкости частично отсепарированной продукцией скважины фиксированного объема при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газовой линии и открытия сливной жидкостной линии на коллектор и расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных, а также известных плотностей пластовой воды и нефти, содержащихся в продукции скважины (2).

На этом принципе основана работа автоматизированных замерных установок, содержащих обвязанные трубопроводной арматурой объемный газовый сепаратор и калиброванную измерительную емкость, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, а также переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости (2).

Недостатками известного способа и устройства являются:

- низкая точность и нестабильность измерений при повышенном пенообразовании и высоких дебитах скважин;

- очень жесткие требования к качеству сепарации;

- большая материалоемкость устройства, обусловленная необходимостью иметь очень мощный сепаратор.

Задача предлагаемого технического решения - повысить точность и стабильность измерений за счет обеспечения нечувствительности к пенообразованию, а также уменьшить материалоемкость за счет снижения требований к качеству сепарации, а следовательно, уменьшения размеров сепарирующих элементов, вплоть до исключения их из состава устройства.

Предложен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, включающий наполнение измерительной емкости калиброванного объема продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения жидкости газом из емкости после закрытия газовой и открытия жидкостной линий на коллектор и расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных и известных плотностей нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины, отличающийся тем, что время наполнения измерительной емкости продукцией скважины задают заранее с учетом максимальной производительности устройства, по истечении заданного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости и гидростатическое давление, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость.

Предложено устройство для осуществления указанного способа, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой объемный газовый сепаратор и калиброванную измерительную емкость, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, а также переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, отличающееся тем, что трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключения потока из входа со скважины на коллектор и со скважины на сепаратор, например, при помощи переключателя потока, а датчик наполнения измерительной емкости выполнен аналоговым с возможностью отслеживания любого уровня жидкости, например, радарного или реостатного типа.

Выполнение трубопроводной арматуры с возможностью переключения потока из входа со скважины на коллектор и со скважины на сепаратор, а также выполнение датчика измерительной емкости аналоговым с возможностью отслеживания любого уровня жидкости обеспечивают, согласно способу, наполнение измерительной емкости в течение заранее определенного времени, выдерживание продукции скважины до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены с последующим определением объема жидкости и проведением остальных замеров.

Предлагаемые способ и устройство позволяют повысить точность и стабильность измерений, а также создать компактное устройство для замера широкого диапазона дебитов скважин, в том числе таких, где присутствует пенистая нефть и высокий газовый фактор.

На чертеже изображено устройство, реализующее предложенный способ.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, датчики температуры 3 и 4, аналоговый датчик наполнения 5 измерительной емкости 2, датчик разности давлений (гидростатический) 6, датчик избыточного давления 7, переключатели потока 8 и 9, вход из скважины 10, выход в коллектор 11, входной трубопровод 12 в измерительную емкость 2; газопроводы 13 и 14 соответственно из сепаратора 1 и из измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 15, выходы в дренаж 16 и 17, отстойник конденсата 18, клапан обратный 19, пробоотборники 20, вентили 21, 22, 23, 24, 25 и 26, задвижки клиновые 27, 28, 29 и 30, манометры 31 и 32, предохранительный клапан 33.

Нулевая отметка датчика наполнения 5 соответствует "нулю" датчика разности давлений 6.

Способ реализуется следующим образом.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления Р столба жидкости высотой Н от плотности жидкости :

где q - ускорение свободного падения.

Перед началом работы измерительного устройства в его управляющий компьютер (не показан) вводят значения плотности нефти и пластовой воды, определенные лабораторным путем. Калибруют измерительную емкость 2 путем определения зависимости массы жидкости (воды), находящейся в интервале аналогового датчика наполнения 5, от высоты уровня взлива, определяемого этим датчиком.

Назначают время наполнения измерительной емкости 2, в течение которого переключатель потока 9 обеспечивает соединение входа из скважины 10 с сепаратором 1. За это время самая высокодебитная скважина, на которую рассчитано замерное устройство, не должна переполнять своей жидкостью калиброванный объем измерительной емкости 2.

В начале процедуры замера переключатель потока 9 ставят в положение "наполнение", начинают отсчет времени наполнения, и продукция скважины из входного трубопровода 10 через газовый сепаратор 1, в котором происходит предварительное отделение газа от жидкости, по трубопроводу 12 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 8 газопроводы 13 и 14 соединены с коллектором 11, а сливная жидкостная линия 15 перекрыта. В конце отсчета времени наполнения переключатель потока 9 ставят в положение "слив в коллектор", вход из скважины 10 соединяется с выходом в коллектор 11, наполнение прекращается, а накопленная продукция скважины начинает отстаиваться в измерительной емкости 2 до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены. Продолжительность отстоя определяют опытным путем индивидуально для каждого пласта или скважины.

По окончании отстоя фиксируют уровень H_i и гидростатическое давление столба жидкости Р (значение выходного тока J_i датчика разности давлений 6).

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:

где К_п - коэффициент пропорциональности, т/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время жидкость, в том числе и ту, которая находится ниже "нуля" аналогового датчика наполнения 5.

Для определения дебита по газу переключатели потока 8 и 9 одновременно ставят в положение, когда вход из скважины 10 соединен с сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 15 соединена с коллектором 11, при этом газопроводы 13 и 14 перекрыты. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2 поступающим из скважины газом.

Для измерения объемного расхода газа используется метод замещения - "метод PVT" (давление объем температура).

Объемы измерительной емкости 2 V_i соответствуют значениям интервала H₀-H₁ и определены при настройке установки.

В процессе вытеснения газом объема V_i жидкости фиксируется время вытеснения _г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t.

Дебит скважины по газу определяется по следующему алгоритму:

где V_i - объем измерительной емкости 2 между "нулевой" отметкой аналогового датчика 5 и поверхностью жидкости, зарегистрированной аналоговым датчиком наполнения 5 после ее отстоя;

Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренное датчиком 7;

t - температура газа °С;

К_а - коэффициент сжимаемости.

Дебит скважины по нефти

где _в - плотность воды в продукции скважины (известная величина);

_н - плотность нефти в продукции скважины (известная величина);

_ж - плотность жидкости в продукции скважины (определяют по показанию датчика гидростатического давления 6 в интервале аналогового датчика наполнения 5, например, по формуле

где J_i - показание датчика гидростатического давления, соответствующее столбу жидкости Hi;

K_П2 - коэффициент пропорциональности интервала аналогового датчика наполнения 5, т/мА;

V_i - объем измерительной емкости 2 в интервале аналогового датчика наполнения 5 (соответствующий столбу жидкости H_i).

Дебит скважины по воде

Использование предложенного технического решения позволит более широко применять прогрессивный гидростатический метод измерения дебитов продукции нефтяных скважин, поскольку определение уровня измерительной емкости (положения поверхности отсепарированной жидкости) не зависит от качества предварительной сепарации и не ограничено временем наполнения. Отсутствие пены и остаточного газа в измеряемой жидкости позволяет получать более корректные результаты замеров.

Библиографические данные

1. А.с. №1437495, Е 21 В 47/10, 1988, бюл. №42.

2. Свидетельство на полезную модель №22179, Е 21 В 47/00, 2002, бюл.№7 (прототип).