способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды

Формула изобретения

Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды нефтяных скважин, включающий в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, отличающийся тем, что после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснения продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа (или газового фактора) как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Известно, что для контроля за разработкой нефтяных месторождений применяются автоматизированные групповые замерные установки стационарного типа или передвижные замерные установки. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения [1]. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.

Способ обладает недостатком, который состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.

В известной установке для определения дебита продукции скважины [2] дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.

Способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.

Наиболее близкими по технической сущности к заявленному изобретению являются способ и устройство для измерения дебита нефти [3]. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.

Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости. Кроме того, способ не позволяет определять газовый фактор нефти.

Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения и определение газового фактора нефти с учетом растворенного газа.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией, предварительно обработанной деэмульгатором, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной емкости от минимального до максимального уровней, откачку смеси насосом в коллектор из нижней части емкости для последующих измерений, после достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости, далее определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости, после чего производят открытие входного крана и вытеснение продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины, и по истечении этого периода синхронно перекрывают входной и выходной краны емкости, открывают дополнительную сливную линию в верхней части емкости и через нее производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором, при этом отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой, причем дебит воды определяют по времени заполнения и установившимся после дегазации нефти и расслоения водонефтяной смеси уровням раздела «газ-нефть» и «нефть-вода», после чего насосом откачивают жидкости из нижней части емкости в коллектор при закрытом входном кране для последующего измерения.

На фиг.1 представлена схема осуществления способа. В коллекторе 1, через который производится откачка продукции скважины, установлена разрывная задвижка 2. Перед задвижкой 2 в коллектор подведена приемная линия 3 замерной установки со входным краном 4. Линия 3 соединяет коллектор с калиброванной измерительной емкостью 5, в которой размещены датчики 6 и 7 межфазных уровней «газ-нефть» и «нефть-вода». Верхняя часть емкости через линию 8, выходной кран 9 и обратный клапан 10 соединена с коллектором 1 после задвижки 2. Нижняя часть емкости 5 также соединена с коллектором через кран 11, насос 12 и обратный клапан 10. Параллельно с линией 8 к верхней части емкости 5 подведена дополнительная линия 13 с краном 14, манометрами 15, 16, понижающим редуктором 17, поршневым компрессором 18 и обратным клапаном 19. Краны 4, 9, 11 и 14 управляются контроллером 20 по сигналам, подаваемым датчиками 6 и 7. В приемную 3 дозатором 21 дозируется деэмульгатор. Датчики уровней 6 и 7 выполнены из материалов, позволяющих им находится на межфазной поверхности. Материал датчика 7 выбирается промежуточной между нефтью и водой плотности.

На фиг.2 представлена рабочая характеристика поршневого компрессора, показывающая линейный характер и постоянство расхода газа при заданном перепаде давления на входе и выходе.

Способ осуществляется следующим образом.

После предыдущего замера и откачки жидкости насосом 12 из емкости 5 в коллектор 1 давление в емкости 5 будет соответствовать атмосферному значению.

Для новых измерений производится синхронное открытие кранов 4 и 9, а также закрытие крана 11. Под напором скважинного насоса (на фиг.1 не показан) продукция начнет поступать в емкость 5 через кран 4. Из-за давления в коллекторе газ в емкости 5 будет постепенно сжиматься, повышая давление в самой емкости. Одновременно с поступлением жидкости в емкости 5 начнется сепарация свободной газовой фазы и частичное выделение растворенного газа из поступающей нефти. При достижении давления в емкости 5 давления в коллекторе 1 часть газа будет из верхней части емкости вытесняться жидкостью в коллектор.

После того как уровень водонефтяной смеси в емкости 5 достигнет максимального значения датчик 6 подает сигнал в контроллер 20 на закрытие крана 4. После этого сепарация свободного газа и жидкости будет продолжаться и уровень раздела «газ-нефть» будет частично снижаться. После того как этот уровень стабилизируется и не будет изменяться во времени производится регистрация положения датчика 6 для последующего расчета дебита водонефтяной смеси по времени наполнения емкости и окончательному уровню раздела «газ-нефть».

Далее контроллер подает команду на открытие крана 4. Новая порция продукции скважины начнет поступать в емкость 5 под давлением коллектора и вытеснять ранее поступившую продукцию в коллектор через кран 9 и обратный клапан 10.

Вытеснение новой порцией продукции из емкости 5 производится за период, равный времени предыдущего заполнения емкости продукцией. По истечении этого периода производится закрытие кранов 4 и 9 и открытие крана 14 дополнительной линии 13. При этом включается компрессор 18 и начнется постепенная откачка газа из верхней части емкости 5 в коллектор через обратный клапан 19. Редуктор 17 настраивается таким образом, что давление после него остается строго атмосферным, что контролируется манометрами 15 и 16. Компрессор при этом с одной стороны выполняет функцию органа, принудительно закачивающего газ из емкости в коллектор 1. С другой стороны, компрессор одновременно выполняет функцию расходомера газа, имея ввиду его строгую рабочую характеристику (фиг.2).

Откачка газа компрессором продолжается до тех пор, пока давление в емкости 5 не достигнет атмосферного значения, при котором весь растворенный газ выйдет из нефти.

По достижению атмосферного давления в емкости производится закрытие крана 14, остановка компрессора 18 и дальнейшей контроль за положением межфазных уровней датчиками 6 и 7. После их стабилизации производится регистрация их положения, открытие крана 11 и опорожнение емкости 5 насосом 12 в коллектор 1.

После опорожнения кран 11 закрывается, а краны 4 и 9 открываются для следующих измерений.

Регистрация установившихся положений межфазных уровней датчиками 6 и 7 позволяет определить дебит воды по занятым ею объему и времени наполнения емкости.

Дебит газа определяется произведением подачи компрессора на время откачки газа до момента достижения давления в емкости атмосферного значения. К этому количеству добавляется объем газа, заполнившего верхнюю часть емкости 5 на момент достижения давлением атмосферного значения.

Газовый фактор нефти рассчитывается как отношение дебита газа (при атмосферном давлении) к дебиту нефти.

Технико-экономическим преимуществом заявленного способа является высокая точность измеряемых величин и возможность определения газового фактора с учетом растворенного газа.

Литература

1. Патент РФ № 2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г., Опубл. 20.06.97 г.

2. Патент РФ № 2133826. Установка для определения дебита продукции скважины. Заявл. 05.01.98 г., Опубл. 27.07.99 г.

3. Патент РФ № 2236584. Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г., Опубл. 20.09.2004 г.