СПОСОБ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ Российский патент 1994 года по МПК G01F3/16 

Изобретение относится к нефтепромысловому делу и может быть использовано при добыче геотермальных вод.

Известен способ определения газового фактора флюида как отношения измеренных объемов газа и жидкости, выводимых скважиной в единицу времени [1] .

Недостатком указанного способа является то, что определение газового фактора производят после разделения исходного флюида на газовый и жидкостный потоки и измерения производительности отдельных потоков соответствующими приборами, например дифманометрами.

При небольшом количестве скважин измерение производительности отдельной скважины по жидкости производят путем тарировки устройства, в котором производится сепарация (отделение газа) флюида [1].

И в этом случае остается необходимость раздельного измерения производительности по газу, а значит, и снаряжение линии, по которой отводится газ, соответствующими измерительными приборами.

Наиболее близким является способ количественной оценки газожидкостной смеси, включающий подачу смеси в мерную емкость, разделение ее на газовую и жидкостную фазы и измерение расхода каждой фазы [2].

Недостатком известного способа является недостаточная информативность, так как не определяется газовый фактор.

Цель изобретения - повышение информативности за счет дополнительного определения газового фактора.

Цель достигается тем, что при подаче смеси определяют ее давление и температуру, при изменении расхода каждой фазы доводят уровень жидкости в мерной емкости до верхнего предела, прекращают отвод газа в атмосферу, увеличивают отвод жидкости и измеряют время τ₁ ее истечения от верхнего до нижнего предела, обеспечивая постоянное давление газа в мерной емкости, открывают выход газа в атмосферу, прекращают отвод жидкости из мерной емкости и измеряют время τ₂ наполнения мерной емкости жидкостью от нижнего до верхнего предела, в газовый фактор вычисляют по формуле
ГФ=K , где Р, Т - давление и температура двухфазной смеси;
ρ_o , ρ_t - плотность жидкости соответственно при нормальных условиях и при условиях, в которых производится измерение;
K = .

Cпособ осуществляется следующим образом.

Определяется газовый фактор путем обратного деления дебита жидкости, определенного как скорость наполнения объема дегазатора сепаратора, ограниченного датчиками верхнего и нижнего уровней (ДВУ и ДНУ), за некоторое время на дебит газа, выделенного из жидкости за это же время, дебит газа определяется на стационарном режиме работы скважины на том же оборудовании по вновь установившемуся давлению при увеличении выпуска жидкости из него за время ее источника от ДВУ до ДНУ.

Измерение дебита жидкости очевидно: на стационарном режиме в емкость дегазатор-сепаратор, имеющий ДВУ и ДНУ, поступает флюид и измеряется время наполнения емкости от ДНУ до ДВУ. Дебит равен
gt = , м³/c, где S - площадь поперечного сечения емкости, м²;
h - расстояние между датчиками, м;
τ₂ - время заполнения объема между ДНУ и ДВУ, с.

Затем, увеличивая дебит отводимой из дегазатора жидкости, например, дополнительной заслонкой, установленной в нижней его части, и закрыв кран газоотвода, начинают выпуск жидкости из емкости. При достижении уровня ДВУ начинают отсчет времени. Регулируя открытие задвижки, отводящей жидкость из емкости, и заслонки, добиваются, чтобы снижение уровня происходило при постоянном давлении, особенно вблизи ДНУ. На уровне ДНУ отсчет времени прекращают.

Дебит газа определяется следующим образом:
v = = , м³/c, где τ₁ - время опорожнения объема жидкости, заключенного между ДВУ и ДНУ, с.

Далее объемы приводятся к н.у.

v_o = , м³/c.

Исходя из того, что масса жидкости постоянна, можно записать
g_t ˙ ρ_t = g_o ˙ ρ_o ;
g_o = = , м³/c.

Газовый фактор равен
ГФ = = = , м³/м³. Для воды, поскольку ρ₁₀₀o _C отличается от ρ₂₀o C меньше, чем на 5%, можно упростить
ГФ = , т.е., зная температуру жидкости и давление и замерив время наполнения и опорожнения заданного объема, можно вычислить газовый фактор флюида.

На чертеже представлено устройство, реализующее предлагаемое ТР.

Устройство состоит из емкости 1, где происходит разделение фаз, патрубка для отвода газа с вентилем 2, патрубка для отвода жидкости, снабженного задвижкой 3, патрубком для увеличения отвода жидкости с заслонкой 4, входного патрубка с задвижкой 5 и двух датчиков верхнего и нижнего уровней. Скважина с помощью задвижки 5 подключается к емкости 1, которая имеет связь с атмосферой через вентиль 2, с нагрузкой через задвижку 3, со сбросным амбаром через заслонку 4.

Рассмотрим работу устройства при измерении газового фактора геотермальных вод. Устройство работает как дегазатор, который может быть использован для измерения газового фактора.

В стационарном режиме уровень воды в дегазаторе поддерживается на определенной высоте за счет установившегося давления газов над уровнем воды и равенства масс входящих и выходящих в дегазатор масс газов и воды. Исходные данные для расчета газового фактора определяются в следующем порядке.

Доводят уровень воды в дегазаторе по ДВУ, для чего, если он выше ДВУ, приоткрывают или задвижку 3, или заслонку 4, если уровень ниже ДВУ, то прикрывают задвижку 3, при достижении ДВУ закрывают вентиль отвода газа и открывают полностью заслонку, начинают отсчет времени.

Начавшееся снижение уровня воды в дегазаторе регулируют отводом воды задвижкой 3 таким образом, чтобы оно происходило при постоянном давлении, особенно при приближении к ДНУ.

По достижении ДНУ засекают время τ₁ и давление, закрывают заслонку 4 и задвижку 3, открывают вентиль отвода газов и вновь начинают отсчет времени, но уже для наполняющейся емкости.

При достижении ДВУ засекают время τ₂ открывают задвижку 3 и выводят дегазатор на стационарный режим работы.

Использование: при добыче геотермальных вод. Сущность изобретения: в способе количественной оценки газожидкостной смеси, включающем подачу смеси в мерную емкость, разделение ее на газовую и жидкостную фазы и измерение расхода каждой фазы, при подаче смеси определяют ее давление и температуру, при измерении расхода каждой фазы доводят уровень жидкости в мерной емкости до верхнего предела, прекращают отвод газа в атмосферу, увеличивают отвод жидкости и измеряют время ее истечения от верхнего до нижнего предела, обеспечивая постоянное давление газа в мерной емкости, открывают выход газа в атмосферу, прекращают отвод жидкости из мерной емкости и измеряют время наполнения мерной емкости жидкостью от нижнего до верхнего предела и вычисляют газовый фактор. 1 ил.

СПОСОБ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ, включающий подачу смеси в мерную емкость, разделение ее на газовую, и жидкостную фазы и измерение расхода каждой фазы, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности за счет дополнительного определения газового фактора, при подаче смеси определяют ее давление и температуру, при измерении расхода каждой фазы доводят уровень жидкости в мерной емкости до верхнего предела, прекращают отвод газа в атмосферу, увеличивают отвод жидкости и измеряют время τ₁ ее истечения от верхнего до нижнего предела, обеспечивая постоянное давление газа в мерной емкости, открывают выход газа в атмосферу, прекращают отвод жидкости из мерной емкости и измеряют время τ₂ наполнения мерной емкости жидкостью от нижнего до верхнего предела, а газовый фактор вычисляют по формуле
ГФ=K
где P, T - давление и температура двухфазной смеси;
ρ_o , ρ_t - плотность жидкости соответственно при нормальных условиях и при условиях, в которых производится измерение;
K = .