СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК G01F1/00 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ автоматического измерения дебита нефти, состоящий в измерении уровня нефтяной жидкости и раздела фаз в сепараторе и по измеренным значениям определении содержания воды и нефти, добываемых из нефтяных скважин.

Данный способ реализован в устройстве, состоящем из измерительного сепаратора, опущенной в него трубы из немагнитного материала, двух поплавков с вмонтированными в них постоянными магнитами, которые могут перемещаться вдоль трубы в зависимости от уровня нефти и отстаиваемой воды в сепараторе, якоря, который на проволоке опускается в трубу, датчика уровня, блока измерения и управления и исполнительных механизмов, установленных на трубопроводах подачи жидкости в сепаратор и отвода из него, причем при заполнении сепаратора жидкостью до заданного уровня с помощью блока управления прекращается подача жидкости в сепаратор и вырабатывается сигнал "Измерение" и датчик уровня приводится в действие (перемещается якорь). Время от начала пуска до получения сигнала "Уровень воды" определяет высоту столба воды, а время меду сигналами "Уровень воды" и "Уровень нефти" высоту столба нефти в сепараторе. На основании этих сигналов в блоке измерения определяется объемное количество нефти и воды, добываемые с нефтяных скважин [1]
Однако данные способ и устройство не позволяют с требуемой частотой и точностью измерить весовой дебит нефти и пластовой воды, что приводит к понижению технико-экономических показателей добычи нефти.

Это связано с тем, что при отстаивании нефтяной эмульсии в измерительном сепараторе между чистой (обезвоженной) нефтью и отстаиваемой пластовой водой образуется промежуточный слой, содержащий 30-60% воды. В данном устройстве промежуточным слоем считается чистая нефть, что связано с большой погрешностью измерения.

Кроме того, поплавок межфазного уровня рассчитан с учетом средней плотности пластовой воды и при изменении плотности (минерализации) пластовой воды в широких пределах ( ρ_в 1,05-1,22 г/см³) он может остаться в водяном или промежуточном слое, что также является источником большой погрешности.

Кроме того, с увеличением устойчивости нефтяной эмульсии, увеличивается необходимое время ее отстоя и, следовательно, уменьшается частота измерения, что отрицательно отражается на технико-экономических показателях добычи нефти.

Наиболее близким к предлагаемому является способ измерения дебита нефти, состоящий в измерении перепада гидростатических давлений между двумя точками, расположенными в нижней части сепаратора, определения момента опорожнения сепаратора, перепада давлений, создаваемого на одинаковых высотах пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в специальной емкости, и нефтяной жидкостью в сепараторе по измеренному значению, с учетом плотностей пластовой воды и нефти, определение суточного весового дебита жидкости, нефти и пластовой воды по формуле [2]
Однако данный способ не позволяет измерить дебит чистой нефти и пластовой воды с заданной частотой и точностью в случае, когда производительности измеряемых скважин существенно отличаются.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является дебитор, содержащий измерительный сепаратор, пьезометрические датчики давления нефтяной жидкости, пластовой воды и нефти, два дифманометра, множительно-делительный блок, сигнализаторы уровня воды и нефти, клапаны наливной и сливной линий, блок управления и индикации, емкость для слива пластовой воды, преобразователь температуры, три перегородки, установленные внутри сепаратора с образованием полостей, в первой полости которого в нижней части сепаратора накапливается пластовая вода, во второй полости с верхнего слоя нефтяной жидкости накапливается чистая (обезвоженная) нефть, в третьей полости устанавливается сигнализатор уровня, причем отрицательные камеры обоих дифманометров соединены с пьезометрическими датчиками давления пластовой воды, входы множительно-делительного блока соединены с выходами дифманометров, а его выход с блоком управления и индикации, сигнализаторы уровня пластовой воды и чистой нефти соединены с входом блока управления и индикации, выходы которого соединены с клапанами отвода пластовой воды из сепаратора в емкость для слива пластовой воды, а чистой нефти и пластовой воды в общий коллектор, вход преобразователя температуры соединен с датчиком температуры, выход с блоком управления и индикации [2]
Однако это устройство при измерении дебита нефтяной жидкости, содержащей кинематически устойчивую нефтяную эмульсию, дают большую погрешность, так как во-первых, при переливе емкость заполняется нефтяной эмульсией, (содержащей 5-30% пластовой воды), не успевшей отстояться в течение цикла измерения (для отстоя таких эмульсий требуется несколько дней); во-вторых, по той же причине водяной слой в нижней части сепаратора может не образоваться и при этом емкость для пластовой воды заполнится нефтяной эмульсией.

Техническим результатом от использования изобретения является повышение технико-экономических показателей добычи нефти.

Это достигается тем, что в способе измерения, включающем заполнение антифризом специальной емкости до заданного уровня, заполнение сепаратора нефтяной жидкостью с одновременным измерением времени заполнения, измерение разности давлений, создаваемых столбами антифриза в специальной емкости и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожнение сепаратора, момент завершения которого определяют по равенству давлений в двух точках в нижней части сепаратора, и вычисление величины расхода по формуле
G_н= (1-α)ρ_н·g, (1)
G_в=g, (2)
σ= σ_н + σ_в, (3) сепаратор заполняют до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, дополнительно измеряют уровень нефтяной жидкости в сепараторе, а при вычислении расхода содержание водыα в нефтяной жидкости определяют по формуле
α 1- 1- + 1- + (ρ_в-ρ_н), (4)
V V₁ + V₂, (5)
V₁ πr₁² ˙h₁, (6)
V₂ π(r₂ r₁)² ˙h₂, (7) где V общий объем жидкости в сепараторе;
V₁ объем жидкости в кольцевом пространстве сепаратора;
V₂ объем жидкости в измерительной емкости;
G_н, G_в, G расход нефти, пластовой воды и нефтяной жидкости соответственно;
ρ_н, ρ_в, ρ_А плотности нефти, пластовой воды и антифриза соответственно;
h₁, h₂ уровень нефтяной жидкости в сепараторе и измерительной емкости;
ΔР перепад давлений между пьезометрическими столбами антифриза и нефтяной жидкости с высотой h₁;
r₁, r₂ радиус сепаратора и измерительной емкости соответственно;
τ- время заполнения сепаратора.

Технический результат также достигается тем, что устройство, содержащее сепаратор со сливной и наливной линиями, специальную емкость с наливной и сливной линиями, верхняя часть которой сообщена с газовой линией сепаратора, исполнительные механизмы, установленные на наливной, сливной и газовой линиях сепаратора и специальной емкости, пьезометрические датчики давления, установленные в нижней части сепаратора и специальной емкости и соединенные с входами двух дифманометров, сигнализатор уровня и блок управления, входы которого соединены с выходами дифманометров и сигнализатора уровня, а выходы с исполнительными механизмами и регистратором, снабжено измерительной емкостью, установленной внутри сепаратора коаксиально ему и связанной с его полостью через исполнительный механизм, вход которого соединен с дополнительным выходом блока управления, измерителем уровня, связанным с дополнительным входом блока управления, при этом сигнализатор уровня установлен в верхней части измерительной емкости, днище которой связано со сливной линией сепаратора.

На чертеже изображено предлагаемое устройство.

Нефтяная жидкость (НЖ) из скважин (не показаны), имеющих разные производительности, содержащая пластовую воду, нефть и газ, по трубопроводу 1 через исполнительный механизм 2 поступает в измерительную емкость 3 сепаратора, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газовая фаза из верхней части сепаратора 4 по трубопроводу 5 параллельно поступает в верхнюю часть цилиндрической вертикальной (специальной) емкости 6 и общий коллектор 7, а жидкая фаза в случае, когда к измерительной системе подключается малая дебитная скважина, накапливается в измерительной емкости 3 сепаратора, при этом исполнительный механизм 8 закрыт, а в случае, когда к измерительной системе подключена скважина с большим дебитом, одновременно накапливается и в измерительной емкости и кольцевом пространстве сепаратора. При этом исполнительный механизм 8 открыт. Момент поступления НЖ в сепаратор определяется на блоке 9 управления. При заполнении сепаратора в обоих случаях исполнительные механизмы (ИМ) 10, установленные в линиях отвода НЖ в коллектор 7, закрыты. Когда уровень НЖ в измерительной емкости 3 сепаратора 4 достигает заданной высоты h₂, по сигналу бесконтактного сигнализатора 11 уровня блок 9 управления закрывает ИМ 2 наливной линии и начинается цикл измерения, состоящий в измерении перепада давления в дифманометре 12, который отрицательной камерой соединен с датчиком 13, установленным в нижней части измерительной емкости сепаратора, а положительной камерой с датчиком 14, установленным в нижней части специальной емкости 6. При этом уровни нефтяной жидкости в измерительной емкости 3 и в специальной емкости 6 одинаковы и равны h₂.

Уровень в этих емкостях отсчитывается от точки установки датчиков 13 и 14. Измеренное значение перепада давления с выхода дифманометра 12 поступает в блок 9 управления.

Антифриз заполняется в емкость 6 следующим образом.

Заранее через линии 15 и открытый вентиль 16, закрытые вентили 17 и 18 заполняется антифриз. После заполнения емкости 6 закрывается емкость 16 и открывается вентиль 17. При этом уровень антифриза в емкости 6 за счет линии 19 устанавливается равным высоте h₂ (лишний объем антифриза выше уровня h₂ по линии 19 выбрасывается в коллектор 7) и давление над уровнями НЖ в сепараторе 4 и специальной емкости 6 выравнивается (по закону сообщающихся сосудов). Вентиль 18 используется тогда, когда возникает необходимость в замене старого антифриза в емкости 6 свежим антифризом. Как отмечалось выше, при измерении больших дебитов (когда подключаемая к циклу измерения скважина имеет большую производительность) открывают ИМ 2 и ИМ 8, при этом одновременно НЖ заполняется емкость 3 и кольцевое пространство 20 сепаратора, имеющего в несколько раз большую емкость, чем емкость 3. Когда уровень жидкости в емкости 3 достигает величины h₂ аналогично, как в предыдущем случае, закрывается ИМ 2 и начинается цикл измерения, при этом уровень жидкости в кольцевом пространстве 20 h₁, меньше, чем h₂, так как в пространство 20 попадают тяжелые составляющие (в основном отстоявшаяся вода в емкости 3) поступающей НЖ. Следует отметить, что кольцевое пространство 20 пусто и ИМ 8 закрыт только в тех случаях, когда измеряется дебит малодебитной скважины, а в остальных случаях ИМ 8 открыт. При этом по геологическим регламентным данным заранее определяется из охватываемых для измерения групп скважин, какие являются малодебитными, а какие имеют большую производительность, т.е. в блоке 9 управления скважины делятся на два класса и после измерения дебита скважин первого класса изменяется состояние ИМ 8 и измеряется дебит скважин второго класса. На основании сигналов, поступающих с дифманометра 12 и уровнемера 21, установленного в кольцевом пространстве для измерения h₁ с учетом плотностей воды ρ_в, нефти ρ_н и антифриза ρ_А, вводимых в блок управления вручную, по формулам в блоке 9 определяется (рассчитывается) весовой дебит НЖ, нефти и пластовой воды. Результаты измерения регистрируются в блоке регистрации. После измерения по сигналу, поступающему с блока 9, открывается исполнительный механизм 10 и начинается слив НЖ из сепаратора 4 в коллектор 7. Момент окончания слива определяется по информации, поступающей с дифманометра 23, отрицательная камера которого соединена с датчиком 24, расположенным в нижней части сепаратора, на некотором расстоянии выше датчика 13, а положительная камера с датчиком 13.

Формула (4), разработанная для данного способа, определяющая содержанием воды в НЖ, выводится следующим образом.

Для бинарных систем (таковой является НЖ) плотность определяется по следующему аналитическому выражению:
ρ_нж α˙ρ_в + (1 α) ρ_н. (8)
Данное выражение можно написать в следующем виде:
ρ_нж α˙ρ_в + (1 α) ρ_н + ρ_А ρ_А, (9) также можно выразить в следующем виде:
ρ₁ + ρ₂ (10)
По закону сообщающихся сосудов
ρ₁˙h₁ ρ₂ ˙h₂ (11)
Отсюда
ρ_н= ρ₂ (12)
Перепад давлений, создаваемый на одинаковых высотах (на высоте h₂) пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в емкости, и НЖ в сепараторе, по закону гидростатики можно определить по следующей формуле:
( ρ_A ρ₂) ˙g˙h₂ ΔP. (13)
Отсюда
ρ₂= (14)
Подставив (14) в (12), (12) в (10), а (10) в (9), после соответствующих преобразований получим формулу (4), т.е.

^α=
Принцип работы способа и устройства для его осуществления, представленного на чертеже, заключается в следующем.

В начале по линии 15 через вентиль 16 емкость 6 заполняется антифризом плотностью ρ_А. При заполнении емкости вентили 17 и 18 закрыты и емкость 6 находится под атмосферным давлением. После заполнения емкости вентиль 16 закрывается, а вентиль 17 открывается. При этом излишек антифриза выше отметки h₂ за счет ее гидростатического давления через линию 19 и трубопровод 5 переливается в коллектор 7. В начале цикла по единичному сигналу "1", выбранному блоком 9, открывается ИМ 2, и по линии 1 подключается скважина к измерительному сепаратору 4 и одновременно включается таймер для учета времени заполнения.

Если подключаемая скважина малодебитная, то в линии, соединяющей блок 9 с ИМ 8, имеется нулевой сигнал "0" и ИМ 8 закрыт.

В случае, когда подключаемая скважина имеет большой дебит, то на указанной линии имеется единичный сигнал "1" и ИМ 8 открыт.

В первом случае заполняется только измерительная емкость 3, а во втором случае кроме емкости 3 также заполняется кольцевое пространство 20 сепаратора 4. Начинается слив НЖ. При этом И 10 закрыт. Когда уровень НЖ в емкости 3 доходит до отметки h₂ по сигналу бесконтактного сигнализатора 11 уровня закрывается И 2, отключается таймер (часовой механизм). По перепаду давлений ΔР, создаваемому на одинаковых высотах h₂ пьезометрическими столбами антифриза в емкости 6 и НЖ в емкости 3, и сигналу, поступающему с уровнемера 21 с учетом плотностей пластовой воды ρ_в, нефти ρ_н и антифриза ρ_А, полученных в результате анализа, вводимых в блок управления вручную и записываемых в ППЗУ блока 9, по формулам (1)-(7) в блоке 9 определяется (рассчитывается) весовой дебит НЖ, нефти и пластовой воды. Результат передается в вышестоящую ступень и регистрируется там в блоке 22 регистрации. После передачи результатов расчета в верхнюю ступень по единичному сигналу "1", поступающему с блока 9, открывается ИМ 10 и начинается опорожнение сепаратора.

Использование: в нефтедобыче. Сущность изобретения: заполняют антифризом специальную емкость до заданного уровня, заполняют нефтяной жидкостью до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, измеряют время заполнения сепаратора, уровень нефтяной жидкости в сепараторе и перепад давлений, создаваемый столбом антифриза и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожняют сепаратор, а расход нефти, воды и нефтяной жидкости определяют по формуле. Устройство содержит сепаратор 4, измерительную емкость 3, специальную емкость 6, исполнительные механизмы 2, 8 и 10, вентили 16, 17 и 18, дифманометры 12 и 23, три датчика 13, 14, 24 давления, блок 9 управления, блок 22 регистрации, трубопровод 1, наливную 15 и сливную 19 линии, трубопровод 5, коллектор 7. 2 с. п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ измерения дебита нефти, включающий заполнение антифризом специальной емкости до заданного уровня, заполнение сепаратора нефтяной жидкостью с одновременным измерением времени заполненения, измерение разности давлений, создаваемых столбами антифриза в специальной емкости и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожнение сепаратора, момент завершения которого определяют по равенству давлений в двух точках в нижней части сепаратора, и вычисление величины расхода нефти σ_н и пластовой воды σ_в по формулам


отличающийся тем, что сепаратор заполняют до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, дополнительно измеряют уровень нефтяной жидкости в сепараторе, а при вычислении расхода содержание воды α в нефтяной жидкости определяют по формуле

где ρ_н,ρ_в,ρ_a соответственно плотности нефти, пластовой воды и антифриза;
h₁, h₂ соответственно уровень нефтяной жидкости в сепараторе и измерительной емкости;
v₁ объем жидкости в кольцевом пространстве сепаратора;
v общий объем жидкости в сепараторе;
ΔP перепад давлений между пьезометрическими столбами антифриза и нефтяной жидкости с высотой h₁;
g ускорение свободного падения;
τ время заполнения сепаратора. 2. Устройство для измерения дебита нефти, содержащее сепаратор со сливной и наливной линиями, специальную емкость с наливной и сливной линиями, верхняя часть которой сообщена с газовой линией сепаратора, исполнительные механизмы, установленные на наливной, сливной и газовой линиях сепаратора и специальной емкости, пьезометрические датчики давления, установленные в нижней части сепаратора и специальной емкости и соединенные с входами двух дифманометров, сигнализатор уровня и блок управления, входы которого соединены с выходами дифманометров и сигнализатора уровня, а выходы с исполнительными механизмами и регистратором, отличающееся тем, что оно снабжено измерительной емкостью, установленной внутри сепаратора коаксиально ему и связанной с его полостью через исполнительный механизм, вход которого соединен с дополнительным выходом блока управления, измерителем уровня нефтяной жидкости в сепараторе, связанным с дополнительным входом блока управления, при этом сигнализатор уровня установлен в верхней части измерительной емкости, днище которой связано со сливной линией сепаратора.