способ измерений дебита продукции скважин

Формула изобретения

1. Способ измерений дебита продукции скважин, включающий разделение продукции скважины в сепарационной емкости, установленной на весоизмерительное устройство, на газ и жидкость, накопление жидкости в сепарационной емкости с одновременным отводом газа из сепарационной емкости через счетчик газа, определение времени накопления в сепарационной емкости жидкости от нижнего до верхнего фиксированных значений массы сепарационной емкости и объема газа, прошедшего через счетчик газа, за это же время, отключение сепарационной емкости от скважины, откачку жидкости из сепарационной емкости, измерения обводненности жидкости поточным влагомером нефти и расчет производительности по жидкости, нефти и газу, содержащихся в продукции скважины, отличающийся тем, что после отключения сепарационной емкости от скважины канал отвода газа из сепарационной емкости закрывается и определяются масса накопленной в сепарационной емкости жидкости М_Ж0, абсолютная температура Т ₀, абсолютное давление P₀ и объем V₀ газа, находящегося в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз, жидкость из сепарационной емкости откачивается порциями, после откачки каждой i-й порции жидкости определяются масса жидкости М_Жi, оставшейся в сепарационной емкости, абсолютная температура Т_i, абсолютное давление Р_i и объем V_i газа, находящегося в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз, а дебит газа вычисляется после откачки n порций жидкости с учетом количества растворенного в накопленной жидкости газа, масса которого определяется путем экстраполяции до значений абсолютного давления 101325 Па и абсолютной температуры 293,15 К кривой дегазации, построенной в соответствии с выражением



где - масса растворенного газа, способного выделиться из жидкости массой М_Ж0, при абсолютном давлении Р_i и абсолютной температуре Т_i, кг;

i - порядковый номер откачанной порции жидкости, i [1; n];

n - количество откачиваемых порций жидкости;

P_k и P_k-1 - значения абсолютных давлений газа соответственно после откачивания k-й и (k-1)-й порций жидкости, Па;

T_k и T_k-1 - значения абсолютных температур газа соответственно после откачивания k-й и (k-1)-й порций жидкости, К;

V_k и V_k-1 - значения объемов, занимаемых газом в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз, соответственно после откачивания k-й и (k-1)-й порций жидкости, м³;

R=8,314 - универсальная газовая постоянная, Дж/(моль·К);

µ - молярная масса газа, кг/моль;

М_Ж0 - масса жидкости, накопленной в сепарационной емкости для дегазации, кг;

M_Жk - масса жидкости, оставшаяся в сепарационной емкости после откачивания k-й порции жидкости, кг.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после откачки каждой порции жидкости организуется замкнутая циркуляция оставшейся в сепарационной емкости жидкости через сепарационную емкость.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерения обводненности жидкости производятся в процессе ее замкнутой циркуляции через сепарационную емкость.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что замкнутая циркуляция жидкости через сепарационную емкость осуществляется до стабилизации отношения абсолютного давления к абсолютной температуре газа в сепарационной емкости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к измерениям и может быть использовано при оперативном учете дебитов продукции скважин.

Известен способ измерений дебита продукции скважин, реализованный в измерительных установках типа «АСМА», включающий разделение продукции скважины в сепарационной емкости, установленной на весоизмерительное устройство, на газ и жидкость, накопление жидкости в сепарационной емкости с одновременным отводом газа из сепарационной емкости через счетчик газа, определение времени накопления в сепарационной емкости жидкости от нижнего до верхнего фиксированных значений массы сепарационной емкости и объема газа, прошедшего через счетчик газа, за это же время, отключение сепарационной емкости от скважины, откачку жидкости из сепарационной емкости, измерения обводненности жидкости поточным влагомером нефти и расчет производительности по жидкости, нефти и газу, содержащихся в продукции скважины. В этом способе измерения дебита продукции скважин производятся циклично в автоматическом режиме. Единичный цикл измерений начинается с момента начала поступления продукции скважины в сепарационную емкость. В сепарационной емкости происходит разделение продукции скважины на составляющие ее фазы (газ и жидкость) при рабочих значениях термодинамических параметров процесса, накопление жидкости и вытеснение газа в измерительную линию. Система сбора и обработки метрологической информации измеряет время накопления в сепарационной емкости жидкости от нижнего до верхнего фиксированных значений массы сепарационной емкости, объем вытесненного из сепарационной емкости газа за это же время. По окончании перечисленных операций происходит отключение сепарационной емкости от скважины, при помощи насоса жидкость из емкости откачивается, в процессе откачки измеряется обводненность жидкости поточным влагомером нефти, производится расчет значения суточных дебитов нефти, газа и жидкости и единичный цикл измерений на этом завершается. [Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-400-300». Руководство по эксплуатации. 40200.00.00.00.00.000 РЭ].

Поскольку разделение продукции скважины на составляющие ее фазы (газ и жидкость) в рассмотренном способе происходит при рабочих значениях термодинамических параметров процесса, то накапливаемая в емкости жидкость содержит некоторое количество растворенного газа, который не учитывается при вычислениях суточного дебита газа. В этой связи недостатком указанного способа является высокая погрешность определения дебита газа из-за отсутствия учета количества растворенного в жидкости газа.

Другим недостатком рассмотренного способа является высокая погрешность измерений дебита нефти. Это связано с тем, что дебит нефти определяется исходя из обводненности жидкости, измеренной поточным влагомером нефти при откачке жидкости из сепарационной емкости, а присутствие в жидкости газа снижает метрологические характеристики поточных влагомеров нефти.

Техническим результатом от использования изобретения является уменьшение погрешности определения дебита газа за счет учета количества растворенного в жидкости газа и уменьшение погрешности определения дебита нефти за счет снижения погрешности измерений обводненности жидкости поточным влагомером нефти.

Это достигается тем, что в способе измерений дебита продукции скважин, включающем разделение продукции скважины в сепарационной емкости, установленной на весоизмерительное устройство, на газ и жидкость, накопление жидкости в сепарационной емкости с одновременным отводом газа из сепарационной емкости через счетчик газа, определение времени накопления в сепарационной емкости жидкости от нижнего до верхнего фиксированных значений массы сепарационной емкости и объема газа, прошедшего через счетчик газа, за это же время, отключение сепарационной емкости от скважины, откачку жидкости из сепарационной емкости, измерения обводненности жидкости поточным влагомером нефти и расчет производительности по жидкости, нефти и газу, содержащихся в продукции скважины, после отключения сепарационной емкости от скважины, канал отвода газа из сепарационной емкости закрывается и определяются масса накопленной в сепарационной емкости жидкости М_Ж0, абсолютная температура Т₀, абсолютное давление Р ₀ и объем V₀ газа, находящегося в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз, жидкость из сепарационной емкости откачивается порциями, после откачки каждой i-ой порции жидкости определяются масса жидкости М_Жi, оставшейся в сепарационной емкости, абсолютная температура Т_i , абсолютное давление P_i и объем V_i газа, находящегося в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз, а дебит газа вычисляется после откачки n-порций жидкости с учетом количества растворенного в накопленной жидкости газа, масса которого определяется путем экстраполяции до значений абсолютного давления 101325 Па и абсолютной температуры 293,15 К кривой дегазации, построенной в соответствии с выражением:

,

где - масса растворенного газа, способного выделиться из жидкости массой М_Ж0 при абсолютном давлении P_i и абсолютной температуре T_i, кг;

i - порядковый номер откачанной порции жидкости, i [l; n];

n - количество откачиваемых порций жидкости;

Р_k и P_k-1 - значения абсолютных давлений газа, соответственно, после откачивания k-ой и k-1-ой порции жидкости, Па;

T_k и Т_k-1 - значения абсолютных температур газа, соответственно, после откачивания k-ой и k-1-ой порции жидкости, К;

V_k и V_k-1 - значения объемов, занимаемых газом в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз соответственно после откачивания k-ой и k-1-ой порции жидкости, м³ ;

R=8,314 - универсальная газовая постоянная, Дж/(моль·К);

µ - молярная масса газа, кг/моль;

М_Ж0 - масса жидкости, накопленной в сепарационной емкости для дегазации, кг;

М _Жk - масса жидкости, оставшаяся в сепарационной емкости после откачивания k-ой порции жидкости, кг.

Кроме того, после откачки каждой порции жидкости организуется замкнутая циркуляция оставшейся в сепарационной емкости жидкости через сепарационную емкость.

Кроме того, измерения обводненности жидкости производятся в процессе ее замкнутой циркуляции через сепарационную емкость.

Кроме того, замкнутая циркуляция жидкости через сепарационную емкость осуществляется до стабилизации отношения абсолютного давления к абсолютной температуре газа в сепарационной емкости.

На чертеже представлена схема устройства, позволяющего осуществить заявляемый способ измерений дебита скважин.

Устройство состоит из входного трубопровода 1 с трехходовым краном 2, соединенным с байпасным трубопроводом 3 и подающим трубопроводом 4 сепарационной емкости 5, оснащенной уровнемером 6, весоизмерительным устройством 7, датчиком давления газа 8 и датчиком температуры газа 9, измерительной линии газа 10, содержащей счетчик газа 11 и запорный кран 12, измерительной линии жидкости 13, содержащей насос 14, поточный влагомер нефти 15 и трехходовой кран 16, циркуляционного крана 17, обратного клапана 18 и выходного трубопровода 19.

Объем сепарационной емкости 5 предварительно откалиброван.

Трехходовой кран 2 может находиться в положении, при котором соединяются его выходы «а» и «б» (положение «а-б»), и в положении, при котором соединяются его выходы «а» и «в» (положение «а-в»). Трехходовой кран 16 может находиться в положении, при котором соединяются его выходы «г» и «д» (положение «г-д»), и в положении, при котором соединяются его выходы «г» и «е» (положение «г-е»).

Режим измерений реализован следующим образом. В начальный момент циркуляционный кран 17 закрыт, запорный кран 12 закрыт, трехходовой кран 2 находится в положении «а-в», а трехходовой кран 16 - в положении «г-е». Продукция скважины (на чертеже не указана) направляется по входному трубопроводу 1 через трехходовой кран 2, байпасный трубопровод 3, выходной трубопровод 19 в нефтесборный трубопровод (на чертеже не показан). Обратный клапан 18 предотвращает поступление продукции скважины в измерительные линии 10 и 13. При этом весоизмерительным устройством 7 измеряется масса порожней емкости М_ПЕ.

Единичный цикл измерений начинается с момента начала поступления продукции скважины в сепарационную емкость. Для этого трехходовой кран 2 переводится в положение «а-б», запорный кран 12 открывается, и продукция скважины по подающему трубопроводу 4 поступает в сепарационную емкость 5. В сепарационной емкости 5 происходит разделение продукции скважины на составляющие ее фазы (газ и жидкость). Выделяющийся в процессе сепарации газ из сепарационной емкости 5 отводится по измерительной линии газа 10, через счетчик газа 11, запорный кран 12, обратный клапан 18 в выходной трубопровод 19, а жидкость накапливается в сепарационной емкости 5. При этом система сбора и обработки метрологической информации (на чертеже не показана) по показаниям весоизмерительного устройства 7 измеряет время заполнения сепарационной емкости 5 жидкостью от нижнего до верхнего фиксированного значений массы сепарационной емкости 5, а счетчик газа 11 - количество проходящего через него свободного газа за это же время.

После заполнения сепарационной емкости 5 жидкостью по сигналу весоизмерительного устройства 7 трехходовой кран 2 переводится в положение «а-в», а запорный кран 12 закрывается. После этого измеряются масса сепарационной емкости 5 с накопленной в ней жидкостью М_Е0 весоизмерительным устройством 7, давление газа датчиком давления газа 8 и температура газа датчиком температуры газа 9, по показаниям уровнемера 6 определяется объем V₀ газа, находящегося в сепарационной емкости 5 над поверхностью раздела фаз, и в систему сбора и обработки метрологической информации (на чертеже не показана) записываются значения объема V₀ газа, абсолютного давления газа Р₀, абсолютной температуры газа Т ₀ и массы накопленной жидкости М_Ж0, рассчитанной по выражению:

где М_Ж0 - масса накопленной жидкости, кг;

М_Е0 - масса сепарационной емкости с накопленной жидкостью, кг;

М_ПЕ - масса порожней сепарационной емкости, кг.

Затем трехходовой кран 16 переводится в положение «г-д», и насосом 14 из сепарационной емкости 5 откачивается порция жидкости. Масса откачанной насосом 14 порции жидкости контролируется весоизмерительным устройством 7. В результате откачки порции жидкости увеличивается объем, занимаемый газом в сепарационной емкости, давление газа в емкости 5 над поверхностью раздела фаз снижается, и начинается процесс выделения растворенного газа из жидкости, а, следовательно, будет увеличиваться масса газа, находящегося в сепарационной емкости 5 над уровнем раздела фаз. Процесс выделения растворенного газа будет сопровождаться увеличением давления газа в сепарационной емкости 5. Интенсификация выделения газа из жидкости обеспечивается циркуляцией жидкости через сепарационную емкость 5. Для этого трехходовой кран 16 переводится в положение «г-е», циркуляционный кран 17 открывается, и жидкость насосом 14 из сепарационной емкости 5 по измерительной линии жидкости 13, через поточный влагомер нефти 15, трехходовой кран 16, циркуляционный кран 17, подающий трубопровод 4 многократно прокачивается через сепарационную емкость 5. В процессе циркуляции жидкости производятся измерения ее обводненности поточным влагомером нефти 15. Многократное прокачивание через поточный влагомер нефти 15 жидкости с удалением из нее в сепарационной емкости высвобождающегося газа обеспечивает более точные измерения обводненности жидкости. Циркуляцию прекращают, когда стабилизируется отношение (Р₁ и Т₁ - соответственно абсолютное давление и абсолютная температура газа в сепарационной емкости 5 после откачки первой порции жидкости), вычисленное по результатам измерений датчиками 8 и 9.

После прекращения циркуляции жидкости определяется масса М_Ж1 жидкости, оставшейся в сепарационной емкости после откачки первой порции жидкости, давление и температура газа в сепарационной емкости 5 при помощи датчика давления газа 8 и датчика температуры газа 9, по показаниям уровнемера 6 определяется объем V₁ газа, находящегося над поверхностью раздела фаз в сепарационной емкости 5 после откачки первой порции жидкости, и в систему сбора и обработки метрологической информации (на чертеже не показана) записываются значения объема V₁ газа, абсолютного давления газа Р₁, абсолютной температуры газа T₁ и массы жидкости М_Ж1, рассчитанной по выражению:

где М_Ж1 - масса жидкости, оставшейся в сепарационной емкости после откачки первой порции, кг;

М_Е1 - масса сепарационной емкости с жидкостью, оставшейся в ней после откачки первой порции, кг;

М_ПЕ - масса порожней сепарационной емкости, кг.

Таких последовательных откачиваний порций жидкости в общем случае может быть n. Дебит газа вычисляется после откачки n-порций жидкости с учетом количества растворенного в накопленной жидкости газа. Масса растворенного в накопленной жидкости газа определяется путем экстраполяции до значений абсолютного давления 101325 Па и абсолютной температуры 293,15 К кривой дегазации, построенной в соответствии с выражением:

,

где - масса растворенного газа, способного выделиться из жидкости массой М_Ж0, при абсолютном давлении P_i и абсолютной температуре T_i, кг;

i - порядковый номер откачанной порции жидкости, i [l; n];

n - количество откачиваемых порций жидкости;

Р_k и P_k-1 - значения абсолютных давлений газа соответственно после откачивания k-той и k-1-ой порции жидкости, Па;

T_k и Т_k-1 - значения абсолютных температур газа соответственно после откачивания k-той и k-1-ой порции жидкости, К;

V_k и V_k-1 - значения объемов, занимаемых газом в сепарационной емкости над поверхностью раздела фаз соответственно после откачивания k-ой и k-1-ой порции жидкости, м³ ;

R=8,314 - универсальная газовая постоянная, Дж/(моль·К);

µ - молярная масса газа, кг/моль;

М_Ж0 - масса жидкости, накопленной в сепарационной емкости для дегазации, кг;

М _Жk - масса жидкости, оставшаяся в сепарационной емкости после откачивания k-ой порции жидкости, кг.

Дебит жидкости вычисляется на основе измеренного системой сбора и обработки метрологической информации значения времени накопления в сепарационной емкости 5 жидкости от нижнего до верхнего фиксированных значений массы сепарационной емкости, а дебит нефти - на основе рассчитанного значения дебита жидкости и измеренного поточным влагомером нефти обводненности жидкости.

После завершения описанных операций трехходовой кран 16 переводится в положение «г-д», циркуляционный кран 17 закрывается, включается насос 14 и оставшаяся жидкость выкачивается из сепарационной емкости 5 через обратный клапан 18, выходной трубопровод 19 в нефтесборный трубопровод (на чертеже не показан). На этом единичный цикл измерений завершается.

Использование предлагаемого способа измерений дебита продукции скважин обеспечивает уменьшение погрешности определения дебита газа за счет учета количества растворенного в жидкости газа и уменьшение погрешности определения дебита нефти за счет снижения погрешности измерений обводненности жидкости поточным влагомером нефти.