способ измерения дебита добывающих скважин

Формула изобретения

Способ измерения дебита добывающих скважин, включающий спуск в скважину на тросе или скребковой проволоке турбинного датчика расхода, имеющего преобразователь числа оборотов в кодоимпульсные сигналы, соответствующие расходу, запись последних, обработку и расшифровку результатов записи, извлечение объемного турбинного датчика из скважины после истечения заданного промежутка времени, отличающийся тем, что объемный турбинный датчик расхода спускают в скважину на глубину ниже уровня разгазирования, запись кодоимпульсных сигналов осуществляют электронной памятью по программе, задаваемой таймером, причем электронную память и таймер размещают в спускаемом датчике расхода, а результаты записи кодоимпульсных сигналов расшифровывают и обрабатывают с помощью компьютера после подъема датчика расхода из скважины с помощью ловильного устройства.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения дебита (производительности) добывающих скважин.

Известен способ измерения дебита скважины [1] используемый в групповых автоматизированных установках типа "Спутник". Суть способа заключается в том, что нефть из скважин (с содержанием воды и попутного газа) по трубопроводу (однотрубная система сбора) поступает в многоходовой переключатель групповой установки, управляемый по заданной программе электрогидравлическим приводом. Далее по измерительному трубопроводу нефть направляется в измерительный сепаратор и затем в турбинный счетчик. Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель.

Продукция остальных скважин, подключенных к данной групповой установке, направляется через общий коллектор в сборно-сепарационную емкость или в сборный (общий) трубопровод. По заданной программе производится измерение дебита всех скважин, подключенных к групповой установке. Основным недостатком данного способа является низкая точность измерения дебита турбинным счетчиком объемного типа из-за влияния содержащегося в нефти газа и изменения объема последнего от многих неучтенных факторов. Кроме того эти установки очень сложны по конструкции, а также громоздки и металлоемки.

В качестве прототипа принят способ [2] измерения дебита скважин с помощью турбинных скважинных (глубинных) расходометров (дебиторов) при гидродинамических исследованиях с целью построения профиля продукции в скважину. Результаты этих исследований показывают с одной стороны, большие разбросы в показаниях прибора при повторных измерениях выше динамического уровня (точки насыщения) и очень стабильные показания при измерениях ниже динамического уровня.

Основным недостатком данного способа является кратковременность проведения измерения. Это связано с тем, что для проведения этих измерений используются дорогостоящие оборудование и аппаратура, состоящие из каротажного подъемника с бронированным кабелем, наземной аппаратуры и громоздкого устьевого оборудования с лубрикатором и сальником. Кроме того эти измерения сопровождаются загрязнением окружающего воздуха из-за просачивания нефти и газа через сальник, уплотняющий бронированный каротажный кабель.

Цель изобретения повышение точности и времени регистрации результатов измерения.

Поставленная цель достигается тем, что объемные турбинный датчик (счетчик) расхода, снабженный преобразователем числа оборотов турбинного датчика в кодо-импульсный сигнал и электронной памятью для записи этих сигналов по определенной программе, задаваемой встроенным в приборе таймером, спускают в скважину на тросе (скребковой проволоке) и устанавливают на глубине ниже уровня разгазирования и оставляют на заданном уровне; после истечения заданного времени с помощью ловильного устройства, спускаемого в скважину на тросе, прибор извлекают из скважины и результаты записи дебита расшифровывают и обрабатывают с помощью компьютера.

Измерение дебита скважины по предлагаемому способу производится в следующей последовательности (на примере фонтанной или газолифтной скважины).

Скважинный прибор, содержащий турбинный датчик (счетчик) расхода, преобразователь числа оборотов турбинного датчика в кодо-импульсный сигнал, электронную память для записи результатов измерения по заданной электронным таймером программе и источник питания, с помощью специального ловильного устройства (инструмента) присоединяют к скребковой проволоке, пропущенной через уплотняющий элемент устьевого сальника.

После закрытия буферной задвижки устанавливают лубрикатор и в него спускают скважинный прибор, затем на лубрикатор наворачивают устьевой сальник.

Далее открывают буферную задвижку и прибор спускают до заданной глубины (ниже уровня, разгазирования) и с помощью фиксатора (любой конструкции) устанавливают в скважине и отсоединяют от ловильного инструмента. После этого скребковую проволоку с ловильным устройством извлекают из скважины. После истечения заданного времени в той же последовательности, что было описано выше, в скважину спускают на скребковой проволоке ловильный инструмент и с его помощью захватывают скважинный прибор и извлекают из скважины.

После извлечения прибора из скважины с помощью компьютера производят расшифровку результатов записи дебита на электронной памяти и их обработку.

Литература

1. Исакович Р.Я. Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М. Недра, 1985, 257-259.

2. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. М. Недра, 1981.