способ измерения дебита скважин и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита скважины, включающий периодическое пропускание предварительно отсепарированного от газа потока жидкости через измерительный блок при постоянных пределах перепада давления в измерительной линии и снятие с него показаний, характеризующих дебит скважины с его последующим определением, отличающийся тем, что определение дебита скважины производят по отношению времени протекания потока жидкости через клапан в пределах установленных перепадов давления к времени цикла измерения, определяемого суммой времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через клапан.

2. Устройство для измерения дебита скважины, содержащее газосепаратор с поплавковым датчиком уровня, связанным с газовой заслонкой, с входным патрубком и выходными линиями для газа и жидкости, отличающееся тем, что, с целью повышения точности измерения и уменьшения времени измерения, в него дополнительно введены электромагнитный клапан, дифференциальный измеритель давления, двухпороговый компаратор и регистратор, электромагнитный клапан и дифференциальный измеритель давления включены между выходной линией и коллектором, выход дифференциального измерителя давления связан с двухпороговым компаратором, выход которого соединен с входами электромагнитного клапана и регистратора, который выполнен в виде генератора опорной частоты, триггера, двух схем И, двух двоичных счетчиков и цифрового делителя, при этом выход компаратора соединен с триггером и через последовательно соединенные первую схему И и первый двоичный счетчик - с первым входом цифрового делителя, выход генератора опорной частоты соединен со вторым входом первой схемы И и первым входом второй схемы И, выход которой через второй двоичный счетчик соединен со вторым входом цифрового делителя, а выход триггера соединен со вторым входом второй схемы И.

Описание изобретения к патенту

Изобретения относятся к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к измерению дебита нефтедобывающих скважин.

Известен способ измерения дебита нефтедобывающих скважин с помощью автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа "Спутник АМ-40" [1]. В данном способе измерение дебита нефтедобывающих скважин основано на накоплении жидкости в буллите (сепараторе). Режим накопления жидкости в буллите необходим для обеспечения постоянной скорости протекания жидкости через счетчик ТОР-1-50, погрешность измерения которого 2,5% достигается при потоке жидкости через счетчик в пределах от 1,6·10 ^-3 до 8,3·10^-3 м ³/с. Измерение дебита нефтедобывающих скважин осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Количество жидкости, прошедшей через счетчик за время измерения, зависит от дебита измеряемой скважины. Недостатками указанного способа и устройства являются необходимость применения измерителя количества жидкости с вторичным устройством, что приводит к усложнению и снижению надежности всего устройства, большое время измерения, особенно низкодебетных скважин.

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту является способ измерения дебита скважин и устройство для его осуществления [2], заключающийся в периодическом пропускании потока жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа, через измерительное устройство при постоянных пределах перепада давления в измерительной линии и снятии с него показаний, характеризующих дебит скважины. Измерение дебита скважины производят по количеству времени протекания потока в пределах установленных перепадов давления. Описанный способ позволяет производить измерение дебита скважин по суммарному количеству времени нескольких циклов протекания потока жидкости при его периодическом пропускании из сепаратора при постоянных перепадах давления за время измерения. Это возможно ввиду постоянства гидравлических характеристик гидравлического тракта данного измерительного устройства. Недостатком указанного способа и устройства является длительность времени измерения, особенно низкодебитных скважин, так как измерение дебита скважин осуществляют по суммарному количеству времени нескольких циклов протекания потока жидкости и невысокой точности измерения, за счет использования механического клапана-регулятора перепада давления, т.к. от точности срабатывания клапана-регулятора зависит стабильность скорости потока жидкости через него, а значит, и точность измерения.

Целью изобретения является повышение точности измерения и уменьшение времени измерения дебита скважин.

Поставленная цель достигается тем, что по способу измерения дебита скважины, заключающемуся в периодическом пропускании потока жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа, через измерительное устройство при постоянных пределах перепада давления в измерительной линии и снятии с него показаний, характеризующих дебит скважин, измерение дебита скважины производят по отношению времени протекания потока жидкости через клапан в пределах установленных перепадов давления к времени цикла измерения, определяемого суммой времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через клапан. На чертеже (см. фиг.1) показана схема измерительного устройства, реализующего предлагаемый способ.

Предлагаемое устройство состоит из сепаратора 1 с входным патрубком 2 и выходными линиями для газа 3 и жидкости 4. В сепараторе установлен поплавок 5, связанный с газовой заслонкой 6. Между выходной линией 4 и коллектором 7 установлен электромагнитный клапан (ЭМК) 8 и дифференциальный измеритель давления 9, выход которого связан с двухпороговым компаратором 10. Сигнал с выхода двухпорогового компаратора 10 поступает на ЭМК 8 и регистратор 11, состоящий из генератора опорной частоты 12, триггера 13, двух схем И 14 и 15, двух двоичных счетчиков 16, 17 и цифрового делителя 18.

Устройство работает следующим образом. Поступающая в сепаратор 1 продукция скважины повышает в нем давление, которое воздействует на дифференциальный измеритель давления 9, сравнивающий давление в сепараторе 1 и в коллекторе 7. При достижении перепада давления заданного значения Р_верх. (см. фиг.2) срабатывает двухпороговый компаратор 10, открывается ЭМК 8 и давление в сепараторе 1 падает до тех пор, пока перепад давления не достигнет значения Р_ниж. В этот момент сработает двухпороговый компаратор 10 и ЭМК 8 закроется. За это время импульсы с генератора опорной частоты 12 через первую схему И 14 поступают на первый двоичный счетчик 16. Количество импульсов, поступивших на первый счетчик 16, пропорционально времени прохождения жидкости через ЭМК 8. По спаду импульса с выхода двухпорогового компаратора 10, т.е. при достижении перепада давления Р _ниж., сработает триггер 13, и через вторую схему И 15 начинают поступать импульсы с генератора опорной частоты 12 на вход второго двоичного счетчика 17 (до тех пор, пока перепад давления опять не достигнет Р_ниж., т.е. не закончится цикл измерения), количество которых пропорционально сумме времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через ЭМК 8. Таким образом, на выходе цифрового делителя 18 будет число пропорционально отношению времени протекания потока жидкости через ЭМК 8 в пределах установленных перепадов давления к времени цикла измерения, определяемого суммой времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через ЭМК 8. Дебит скважины можно рассчитать по формуле: Q=86400·V·S·t _и/Т=к·t_и/Т, где Q - дебит скважины за одни сутки, V - средняя скорость жидкости через ЭМК (м/с), которая зависит от Р_верх. и Р _ниж., S - площадь сечения пропускного отверстия ЭМК (м ²), 86400 - количество секунд в сутках, t _и - время прохождения жидкости через ЭМК (с), Т - длительность цикла измерения (с), к - константа.

Предлагаемые способ и устройство обладают следующими преимуществами: уменьшается время измерения до одного цикла измерения, повышается точность измерения за счет использования высокоточного дифференциального измерителя давления и ЭМК.

Источники информации

1. Нефтепромысловое оборудование: Справочник /под ред. Е.И.Бухаленко - М.: Недра, 1990 г., 559 с.

2. Патент РФ № 2072041, МПК ⁶, Е21В 47/10, 1992.