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 определение времени наполнения калиброванного объема измерительной емкости продукцией скважины, гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, параметров газовой фракции при воздействиях над содержимым емкости 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 измерительную емкость при давлении коллектора наполняют несепарированной продукцией скважины без возможности выхода газа и смешивания с другими средами, сжимают ее до достижения давления насыщения, после сжатия измеряют объем продукции скважины и гидростатическое давление, а затем выталкивают без остатка содержимое измерительной емкости в коллектор, при этом о количестве жидкости и газа в продукции скважины судят по полученным значениям объемов содержимого измерительной емкости до и после сжатия, причем при расчете дебита по нефти из массы нефти, определенной после сжатия продукции скважины, вычитают массу газа, который может выделиться из этой нефти при нормальных условиях.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расчете дебита по газу на основании того измеренного объема газа, который был в измерительной емкости в составе продукции скважины при давлении коллектора, используют кривые разгазирования глубинных проб.

3. Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин, в системах герметизированного сбора, содержащее измерительную емкость калиброванного объема, обвязанную трубопроводной арматурой, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, отличающееся тем, что измерительная емкость выполнена с возможностью изменения ее рабочего объема по мере поступления в нее продукции скважины, регулирования давления внутри емкости при ее наполнении до значения давления коллектора и сжатия продукции скважины до достижения давления насыщения, например, в виде узла, содержащего гидроцилиндр с плунжером, пресс для перемещения плунжера и регулируемый амортизатор одностороннего действия, связанный с плунжером гидроцилиндра.

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.

Широко известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, который реализован в автоматизированных замерных установках типа "Спутник AM...", где в емкостном сепараторе от продукции скважины отделяют пузырьковый газ, и затем отсепарированную жидкость пропускают через турбинный счетчик объема (1).

Недостатками известного способа и устройства являются:

- неудовлетворительная информативность, обусловленная невозможностью определить обводненность нефти и дебит по газу;

- высокие требования к качеству сепарации;

- низкие точность и стабильность замеров;

- громоздкость устройства.

Наиболее близким техническим решением является гидростатический способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по жидкости, нефти, воде и газу, включающий определение времени наполнения калиброванного объема измерительной емкости продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, времени 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 нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины (2).

Недостатками известного способа являются:

- снижение точности измерений, обусловленное отложениями парафина на элементах калиброванной измерительной емкости, необходимость частой очистки от парафина;

- потеря работоспособности при малых газовых факторах, связанная с невозможностью протолкнуть водонефтяную жидкость из измерительной емкости в коллектор и провести замер скорости опорожнения для расчета производительности скважины по газу;

- нестабильность измерений при повышенном пенообразовании;

- очень жесткие требования к качеству сепарации.

Этот принцип применен в известной автоматизированной замерной установке типа "Спутник М...", содержащей обвязанные трубопроводной арматурой газовый сепаратор и измерительную емкость калиброванного объема, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером (2).

Недостатками известного замерного устройства являются:

- большая материалоемкость;

- отсутствие подстраиваемости гидравлического сопротивления устройства под давление коллектора, влияние его на скважину во время проведения замера и искажение реальных значений дебитов.

Задача предлагаемого технического решения - повысить точность и стабильность измерений за счет самоочищения от отложений парафина на элементах калиброванной измерительной емкости и обеспечения нечувствительности к пенообразованию, гарантировать работоспособность при малых газовых факторах, повысить корректность замеров путем подстраиваемости гидравлического сопротивления устройства под давление коллектора, а также уменьшить материалоемкость за счет исключения сепарирующих элементов из состава устройства.

Предложен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, включающий определение времени наполнения калиброванного объема измерительной емкости продукцией скважины, гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, параметров газовой фракции при воздействиях над содержимым емкости 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 измерительную емкость при давлении коллектора наполняют несепарированной продукцией скважины без возможности выхода газа и смешивания с другими средами, сжимают ее до достижения давления насыщения, после сжатия измеряют объем продукций скважины и гидростатическое давление, а затем выталкивают без остатка содержимое измерительной емкости в коллектор, при этом о количестве жидкости и газа в продукции скважины судят по полученным значениям объемов содержимого измерительной емкости до и после сжатия, причем при расчете дебита по нефти из массы нефти, определенной после сжатия продукции скважины, вычитают массу газа, который может выделиться из этой нефти при нормальных условиях.

При расчете дебита по газу на основании того измеренного объема газа, который был в измерительной емкости в составе продукции скважины при давлении коллектора, используют кривые разгазирования глубинных проб.

Предложено устройство для осуществления указанного способа, содержащее измерительную емкость калиброванного объема, обвязанную трубопроводной арматурой, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, отличающееся тем, что измерительная емкость выполнена с возможностью изменения ее рабочего объема по мере поступления в нее продукции скважины, регулирования давления внутри емкости при ее наполнении до значения давления коллектора и сжатия продукции скважины до достижения давления насыщения, например, в виде узла, содержащего гидроцилиндр с плунжером, пресс для перемещения плунжера и регулируемый амортизатор одностороннего действия, связанный с плунжером гидроцилиндра.

Сжатие продукции скважины в измерительной емкости до достижения давления насыщения позволяет исключить пенообразование, отказаться от сепарации, уменьшить материалоемкость и существенно повысить точность и стабильность замеров. Принудительное опорожнение измерительной емкости позволяет производить замеры на скважинах с очень низким газовым фактором. Вычитание массы газа, который может выделиться из нефти при нормальных условиях, при расчете дебита по нефти на основе массы нефти, определенной после сжатия продукции скважины, также повысит корректность измерений.

Использование кривых разгазирования глубинных проб при расчете дебита по газу на основании того измеренного объема газа, который был в измерительной емкости в составе продукции скважины при давлении коллектора, упрощает процедуру вычислений.

Регулирование давления внутри емкости при ее наполнении позволяет снизить влияние замерного устройства на скважину во время проведения замера и сделать замеры более корректными. Использование гидроцилиндра с плунжером в качестве измерительной емкости позволяет очищать парафиноотложения в каждом замере и снимает проблему частых очисток от парафина и перекалибровок измерительной емкости.

На чертеже изображено устройство, реализующее предложенный способ.

Устройство содержит гидроцилиндр 1 с плунжером 2, пресс 3 и амортизатор одностороннего действия 4, связанный с плунжером гидроцилиндра поводком 5. К гидроцилиндру 1 подведены трубопроводы 6 и 7 с управляемыми задвижками 8 и 9 от скважины и коллектора. В глухой крышке гидроцилиндра 1 расположены термометр 10 и датчик гидростатического давления 11. На нижнем торце плунжера 2 расположен датчик избыточного давления 12. Ходовой винт 13 пресса 3 соединен с сельсином-датчиком 14, который определяет положение плунжера 2 при его перемещении под воздействием упора 15. Амортизатор одностороннего действия 4 оснащен обратным клапаном 16 и регулируемым дросселем 17, управляемым сельсином-регулятором (позиционером) 18. На коллекторе установлен манометр 19.

Способ реализуется следующим образом.

Перед началом работы измерительного устройства в его управляющий компьютер (не показан) вводят значения плотности нефти при нормальных (стандартных) условиях и пластовой воды, определенные лабораторным путем. Калибруют измерительную емкость - гидроцилиндр 1 путем определения зависимости массы жидкости (воды), находящейся в интервале хода плунжера 2, от высоты уровня взлива, определяемого сельсином-датчиком 14.

В исходном положении плунжер 2 гидроцилиндра 1 находится в крайнем нижнем, а упор 15 - в крайнем верхнем положениях. Задвижки 8 и 9 закрыты.

При открытии задвижки 9 скважинного трубопровода 6 плунжер 2 гидроцилиндра 1 начинает подниматься и достигает крайнего верхнего положения, обусловленного конструктивно или заданного положением упора 15. При этом амортизатор одностороннего действия 4 оказывает сопротивление перемещению плунжера 2, создавая давление в рабочей полости гидроцилиндра 1. Величина сопротивления, а следовательно, и давление в рабочей полости гидроцилиндра 1, которое должно быть равным давлению коллектора 7, определяется сельсином-регулятором 18 дросселя 17.

После фиксации времени наполнения рабочей полости гидроцилиндра 1 задвижку 9 закрывают, ходовой винт 13 пресса 3 начинает вращаться, и упор 15 перемещает плунжер 2 вниз, сжимая содержимое рабочей полости гидроцилиндра 1 до давления насыщения. Сигналом окончания сжатия служит показание манометра 11. По сигналу манометра 11 снимается показание сельсина-датчика 14, который определяет положение плунжера 2 гидроцилиндра 1. По этому же сигналу производятся замеры гидростатического давления и температуры.

Зная исходное давление, давление насыщения и кривые разгазирования (а также температуру в начале и конце такта сжатия), по величине хода плунжера 2 гидроцилиндра 1 судят о дебите по газу.

Зная температуру, высоту столба жидкости (до плунжера 2), плотности нефти (в стандартных условиях и при давлении насыщения) и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины, по величине гидростатического давления судят о процентном содержании воды в продукции скважины. Поскольку положение плунжера 2 соответствует определенному объему в рабочей полости гидроцилиндра 1, то показание сельсина-датчика 14 в конце такта сжатия соответствует объему жидкой фазы в той порции продукции скважины, которая оказалась в гидроцилиндре 1. Зная время наполнения гидроцилиндра 1, объем жидкой фазы и плотность ее компонентов, судят о производительности скважины по жидкости, нефти и воде.

После проведения замеров открывают задвижку 8 на коллекторной линии 7, и содержимое рабочей полости гидроцилиндра 1 под большим напором уходит в нефтесборный коллектор. При этом плунжер 2 перемещают в крайнее нижнее положение, задавливая в коллектор парафиноотложения, и поднимают упор 15 в крайнее верхнее положение.

Приведем один из возможных алгоритмов расчета дебита продукции нефтяных скважин.

При сжатии продукции скважины в измерительной емкости калиброванного объема до достижения давления насыщения происходит полное растворение газа в жидкости, и объем содержимого измерительной емкости уменьшается с V до V₁, тогда объем свободного газа, содержавшегося в измерительной емкости, после ее наполнения при давлении коллектора равен

V₂=V-V₁/Kрг, м³

где V - калиброванный объем измерительной емкости

(или объем продукции скважины, наполнившей измерительную емкость

при давлении коллектора за время );

V₁ - объем жидкости, содержащей воду и нефть с растворенным в ней газом при давлении насыщения;

Крг - коэффициент, учитывающий увеличение объема нефти за счет растворения в ней газа при давлении насыщения (пренебрегают, или определяют лабораторным путем, или рассчитывают по формуле

где В - обводненность продукции скважины;

н_н.у - плотность нефти при нормальных (стандартных) условиях (известная из геологических данных величина);

н_д.н - плотность нефти с растворенным в ней газом в продукции скважины после ее сжатия в измерительной емкости до давления насыщения при температуре замера (известная из геологических данных или интерполируемая величина);

=Т-t/2, с

где - условное расчетное время наполнения измерительной емкости;

Т - время от начала открытия задвижки скважинного трубопровода до окончания наполнения измерительной емкости;

t - время от начала открытия задвижки скважинного трубопровода до полного ее открытия (берут из паспорта или определяют опытным путем).

V₁=Vв+Vн_д.н, м³

где vв - объем воды в продукции скважины в измерительной емкости после ее сжатия в измерительной емкости до давления насыщения (воду считают практически несжимаемой);

Vн_д.н - объем нефти с растворенным в ней газом в продукции скважины после ее сжатия в измерительной емкости до давления насыщения.

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

ж - плотность жидкости в продукции скважины после ее сжатия в измерительной емкости до давления насыщения (определяют на основании показания датчика гидростатического давления, например, по формуле

ж=JKп/H, т/м³

где J - показание датчика гидростатического давления;

Кп - коэффициент пропорциональности;

Н - высота столба жидкости (продукции скважины после ее сжатия в измерительной емкости цилиндрической формы до давления насыщения).

vв=v₁-Vн_д.н, м³

По рассчитанному значению V₂ и при помощи кривых разгазирования глубинных проб определяют объем газа Vг_н.у, который выделится из Vн_д.н при нормальных (стандартных) условиях.

Таким образом, зная плотность газа при нормальных условиях (г_н.у) и ускорение свободного падения g, весовой дебит скважины по нефти равен

Весовой дебит скважины по воде

Qв=gVв в, т/сут.

Весовой дебит скважины по жидкости

Qж=Qн_н.у.+Qв, т/сут.

Объемный дебит по газу

Газовый фактор

Применение предложенных способа и устройства в системах герметизированного сбора нефти позволит повысить точность и достоверность измерений дебитов продукции нефтяных скважин, снизить капитальные затраты и эксплуатационные расходы.

Источники информации

1. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности, Москва, “Недра”, 1983, с. 314-334.

2. Абрамов Г.С. и др. Автоматизированные измерительные установки для измерения дебита нефтяных скважин. НТЖ “Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности”, Москва, ОАО “ВНИИОЭНГ”, №1-2, 2001.