СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1996 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Оно может быть использовано для изменения жидкостей и газов и в других отраслях народного хозяйства.

Известен способ измерения общих дебитов нефти и газа и устройство для измерения дебитов жидкостей и газовой нефтяных скважин [1] содержащее емкость, соединенную трубопроводами с клапанами с патрубками ввода газожидкостной смеси, вывода газа и жидкости, датчики уровня, измерители массы, плотномер, управляемые клапаны, входы и выходы из которых соединены с входами и выходами вычислительного устройства.

Недостатками известного способа и устройства являются:
невозможность непрерывного измерения дебита и учета скважинной продукции и установления ее газового фактора в отдельных скважинах;
невозможность осуществления контроля за работой отдельных скважин;
невозможность изучения режима работы скважин;
недостаточная точность измерения суммарного дебита отдельных фаз скважинной продукции.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость с гидроциклоном, установленными внутри нее успокоительными решетками, датчики нижнего и верхнего уровней, впускные и выпускные жидкостные линии [2]
Недостатками известного способа и устройства для его осуществления являются:
невысокая точность измерений и учета как жидкости, так и газа;
ограниченность области применения;
работа при неустановившихся режимах;
невозможность установления характера изменения поднимаемой из скважины газожидкостной смеси по компонентному составу во времени;
невозможность определения газового фактора нефти в скважинах.

Цель изобретения состоит в расширении функциональных возможностей.

Поставленная цель достигается тем, что в способе измерения дебита нефтяных скважин, заключающемся в разделении скважинной продукции на жидкую и газовую фазы и измерение количества жидкой (водонефтяной) фазы и газовой фазы отдельными порциями, измерение давления очередной порции жидкой фазы и давления и температуры очередной порции газа, измерение объема измерительной установки, подсчет количеств порции жидкой и газовой фаз и вычисление объема и массы как водонефтяной смеси, так и воды и нефти отдельно, а также количества газовой фазы в объемном и массовом выражении, согласно предлагаемому способу измерение объема и массы водонефтяной смеси, воды и нефти осуществляют непрерывно по каждой скважине отдельно с помощью индивидуальной измерительной установки и по всем скважинам суммарно за заданные периоды времени, измерение объема и массы газовой фазы осуществляют непрерывно или за заданные периоды времени всех скважин, подключенных к измерительной установке по измеренным объему и массе газовой фазы по отдельным скважинам определяют газовый фактор и давление, температуру очередных порций газа и жидкой фазы измеряют непрерывно при достижении заданного объема измерительной установки и осуществляют одновременно заполнение его новыми порциями жидкой фазы и газа и вытеснение их предыдущих порций подаваемых попеременно с противоположных сторон измерительной установки.

Поставленная цель достигается и тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее измеритель дебита, блок контроля и управления и узел измерения газа, включающий цилиндрический участок, датчика давления и температуры, впускные и выпускные линии, которые вместе с впускными и выпускными линиями измерителя дебита скважины соединены посредством соединительных трубопроводов с выходными трубопроводами согласно предлагаемому устройству снабжено дополнительными измерителями дебитов по количеству эксплуатируемых скважин, причем каждый из измерителей дебита выполнен из газосепарационной головки, вертикального цилиндpического трубопоршневого измерителя, состоящего из цилиндpического измерительного отсека с размещенным в нем разделительным поршнем, верхнего и нижнего детекторов положения поршня, верхнего и нижнего датчиков давления и впускных и выпускных линий, а узел измерения газа снабжен разделительным поршнем, размещенным внутри измерительного участка, двумя дефекторами крайних положений поршня и байпасной газовой линией, подсоединенной к выкидному трубопроводу, причем в газосепарационной головке установлены поплавковый регулятор уровня жидкости и газоотсекатель, а в каждом соединительном трубопроводе установлен трехходовый кран, подключенный к выходу блока управления и контроля, к входам которого подключены верхний и нижний датчики давления и детекторы верхнего и нижнего положения разделительных поршней измерителей дебитов, а также детекторы крайних положений разделительного поршня и датчики давления и температуры узла измерения газа.

Сопоставительный анализ заявляемых решений с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается непрерывным измерением дебитов жидкости и газа, непрерывным определением количества добываемой нефти, газа и воды в любое заданное время по каждой скважине и по всем скважинам, подключенным к групповой установке как в объемном, так и массовом выражениях, которые позволяют установить характеры изменения режимов подъема и подачи газожидкостной смеси, а в ней нефти, газа, воды в измерительные устройства.

Принципиальное отличие заявляемых решений заключается в том, что непрерывное измерение проходящих через устройство жидкости и газа отдельно производят пластовой энергией или скважинного оборудования, передаваемыми самой скважинной продукцией в разделительный поршень устройства и попеременным порционным заполнением и вытеснением как жидкости, так и газа с противоположных сторон за счет возвратно-поступательного движения поршня, осуществляемого попеременным переключением и изменением направления поступающей жидкости или газа, и измерением гидростатического давления и температуры очередной порции жидкой фазы, измерением давления и температуры очередной порции газа в отдельных трубных измерительных емкостях с заданным габаритными размерами: высотой и диаметром, определяемыми исходя из необходимой величины точности измерений.

Отличается и тем, что до раздельного измерения жидкости и газа в отдельных трубных измерителях осуществляют сепарацию газа от жидкости в отдельной трубной головке, в котором для предотвращения возможных порывов газа в измеритель жидкости, или наоборот жидкости в измеритель газа установлены регулятор уровня, каплеуловитель и газоперепускной клапан.

Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемые изобретения от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия".

На чертеже представлена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.

Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин состоит из вертикальных индивидуальных измерителей дебитов скважин и узла измерения газа. Индивидуальные измерители дебитов скважин содержат газосепарационную головку 1 с поплавковым регулятором уровня жидкости 2, газоотсекатель 3, цилиндрический трубопоршневой измеритель 4, состоящий из цилиндрического измерительного отсека 5 с размещенным в нем разделительным поршнем 6, верхнего и нижнего детекторов поршня 7 и 8, датчиков давления 9 впускных линий 10 и 11, выпускных линий 12 и 13, соединительных трубопроводов 14 с установленными на них трехходовыми кранами 15 и 16.

Узел измерения газа (газового фактора) скважин состоит из трубопоршневого измерителя газа с впускными линиями 17, 18 и выпускными линиями 19, 20, также включающего в себя цилиндрический измерительный участок 21 с размещенным в нем разделительным поршнем 22, детектора поршня 23 и 24, датчик давления 25, датчик температуры 26 и соединительные трубопроводы 27 с установленными на них трехходовыми кранами 28 и 29.

Соединительные трубопроводы для жидкости 14, для газа 27 и байпасная газовая линия 30 подсоединены к выкидному трубопроводу 31.

Способ осуществляют следующим образом. Газожидкостную смесь из отдельной скважины подают в газосепарационную головку 1, где она разделяется на жидкую и газовую фазы. Отделившуюся жидкость подают в цилиндрический поршневой измеритель 4 через одну из выпускаемых линий (например через линию 10). Поступающая жидкость принуждает перемещаться разделительный поршень 6 на противоположный конец цилиндрического измерительного отсека 5, вниз одновременно вытесняя ранее находящуюся там жидкость в выкидной трубопровод 31 через выпускаемую линию 13.

В момент заполнения измерительного отсека 5 определяют величину гидростатистического давления жидкости, и изменив направление потока, начинают подавать его в измерительный отсек 5 через впускаемую линию 11. Разделительный поршень 6 при этом вытесняет предыдущую порцию жидкости в выкидной трубопровод 31 и так далее.

Объем жидкой фазы скважинной продукции определяют следующим образом:
V_ж V_iж•n_ж
где V_iж объем жидкости одной порции (за 1 ход поршня)
n_ж количество порции (ходов поpшня)
V_iж h_отс•f_отс;
где h_отс высота цилиндpического измерительного отсека;
f_отс площадь поперечного сечения измерительного отсека
Плотность жидкости

где ΔP разность показаний верхнего и нижнего датчиков давлений (т.е. величина гидростатистического давления жидкости в измерительном отсеке).

После этого определяют компонентный состав жидкой фазы скважинной продукции

где V_н объем нефти
ρ_н плотность нефти, которая является постоянной для конкретного месторождения и определяется заблаговременно.

Далее определяют массы нефти и воды

Отделившийся газ из газосепарационной головки 1 под давлением, превышающим давление в выкидном трубопроводе 30 подают в узел измерения газа через одно из выпускаемых линий (например, через линию 18). При этом разделительный поршень 22, перемещаясь, вытесняет имеющийся в рабочей полости узла газ через одну из выпускаемых линий (через линию 19). В момент достижения крайнего положения поршня 22 измеряют давление и температуры газа и, изменив направление потока газа на противоположенное, начинают заполнять рабочую полость узла газом с другой стороны (через выпускаемую линию 17), вытесняя предыдущую порцию газа в выкидной трубопровод 30 через выпускаемую линию 20, и так далее.

1 Объем газа
V_г V_iг•n_г;
где V_iг объем газа одной порции (за один ход поршня)
h_г количество порций (ходов разделительного поршня)
Масса газа
M_г=ρ_г•V_г=P•F;
где Р давление газа;
F площадь поперечного сечения рабочей полости измерительной емкости газа
V объем рабочей емкости измерительной емкости отсюда

При необходимости предлагаемый способ позволяет измерять также общий дебит группы скважин, а также газовые факторы отдельных скважин (объем или масса газа, соответствующие объему или массе жидкой фазы скважинной продукции), для чего начало измерения газа совмещают с началом измерения жидкой фазы скважинной продукции.

Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом.

Скважинная продукция (газожидкостная смесь) из отдельной скважины поступает в газосепарационную головку 1, где она разделяется на жидкую и газовую фазы, откуда отделившаяся жидкость поступает в цилиндрическую измерительную емкость 4. Уровень жидкости в газосепараторе поддерживается при помощи поплавкового регулятора уровня 2, попадание которой (жидкости) из газосепаратора в газовую линию предотвращается при помощи газоотсекателя 3. Жидкость в измерительную емкость 5 может поступать как с ее нижней, так и с верхней стороны. Когда жидкость при помощи трехходового крана 15 направляется в измерительную емкость с нижней стороны, она постепенно проталкивает разделительный поршень 6 с уровня нижнего детектора положения 8 до уровня верхнего детектора поршня 7, одновременно при этом вытеснил жидкость, находящуюся над ним через трехходовой кран 16 в выкидной нефтепровод 30. После достижения разделительным поршнем 6 уровня верхнего детектора 7 фиксируется значение величины гидростатистического давления заполнившей измерительный отсек 5 жидкости и дается сигнал на переключение трехходового клапана 15. При этом жидкость направляется в измерительный отсек 5 с верхней стороны и одновременно переключается трехходовой кран 16, направив вытесняемую жидкость через нижнюю выкидную линию 13. На основе показаний датчиков давления количества ходов разделительного поршня и известных геометрических размеров измерительного отсека вычисляют объем и массу жидкой фазы скважинной продукции, а также нефти и воды по отдельности.

Газ из газосепарационной головки 1 через соединительный трубопровод 27 и трехходовой клапан 28 под давлением, превышающим давление в выкидном трубопроводе 30, поступает в трубопоршневой измеритель газа через одну из впускаемых линий 17 или 18, передвигая разделительный поршень 22 и по ходу отжимая ранее измерительный объем газа в выкидной трубопровод 31, а при достижении поршня 22 детектора 23 (или 24) по его сигналу измеряют датчиком давления 25 величину давления газа, а датчиком температуры 26-температуру газа. Затем переключается трехходовой кран 28 для изменения направления потока газа через измеритель газа на противоположное, повторяя таким образом возвратно-поступательные движения разделительного поршня 22 непрерывно в течение заданного периода измерения газа в объемном или массовом выражении на основе показаний датчиков давления, температуры, количества ходов разделительного поршня и геометрических размеров трубопоршневого измерительного узла. Для определения объема (или массы) газа, соответствующего объему (или массе) жидкой фазы скважинной продукции) т.н. "газового фактора") момент включения газа на измерение совмещают с моментом переключения направления потока жидкой фазы (т.е. с началом измерения объем или массы жидкой фазы скважинной продукции).

Назначение: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения: отделившуюся в газосепарационной головке жидкость через одну из впускных линий подают в поршневой измеритель. Разделительный поршень при этом перемещается на другой конец измерителя, вытесняя ранее имеющуюся там жидкость в выкидной трубопровод. В момент заполнения измерительного отсека определяют величину гидростатического давления жидкости. Изменив направление потока, подают жидкость в измерительный отсек с другой стороны. Подсчитывают количество порций жидкой и газовой фаз и вычисляют по приведенным математическим выражениям объем и массу жидкости, объем и массу нефти и массу воды. Отделившийся газ направляют в трубопоршневой узел измерения газа и измерение производят аналогично. Дополнительно измеряют еще и температуру газа в момент заполнения измерительного узла газом и определяют по приведенной зависимости объем и массу газа. Для определения газового фактора скважины начало измерения очередной порции жидкости совмещают с началом измерения газовой порции. 2 с.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин, заключающийся в разделении скважинной продукции на жидкую и газовую фазы и измерении количества жидкой (водонефтяной) фазы и газовой фазы отдельными порциями, измерении давления очередной порции жидкой фазы и давления и температуры очередной порции газа, измерении объема измерительной установки, подсчете количеств порций жидкой и газовой фаз и вычислении объема и массы водонефтяной смеси, воды и нефти отдельно, и количества газовой фазы в объемном и массовом выражении, отличающийся тем, что измерение объема и массы водонефтяной смеси, воды и нефти осуществляют непрерывно по каждой скважине отдельно с помощью индивидуальной измерительной установки и по всем скважинам суммарно за заданные периоды времени, измерение объема и массы газовой фазы осуществляют непрерывно или за заданные периоды времени всех скважин, подключенных к измерительной установке, по измеренным объему и массе газовой фазы по отдельным скважинам определяют газовый фактор и давление, температуру очередных порций газа и жидкой фазы, измеряют непрерывно при достижении заданного объема измерительной установки и осуществляют одновременно заполнение его новыми порциями жидкой фазы и газа и вытеснение их предыдущих порций, подаваемых попеременно с противоположных сторон измерительной установки. 2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее измеритель дебита, блок контроля и управления и узел измерения газа, включающий цилиндрический измерительный участок, датчики давления и температуры, впускные и выпускные линии, которые вместе с впускными и выпускными линиями измерителя дебита скважины соединены посредством соединительных трубопроводов с выходными трубопроводами, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительными измерителями дебитов по количеству эксплуатируемых скважин, причем каждый из измерителей дебита выполнен из газосепарационной головки, вертикального цилиндрического трубопоршневого измерителя, состоящего из цилиндрического измерительного отсека с размещенным в нем разделительным поршнем, верхнего и нижнего детекторов положения поршня, верхнего и нижнего датчиков давления и впускных и выпускных линий, а узел измерения газа снабжен разделительным поршнем, размещенным внутри измерительного участка, двумя детекторами крайних положений поршня и байпасной линией, подсоединенной к выкидному трубопроводу, причем в газосепарационной головке установлены поплавковый регулятор уровня жидкости и газоотсекатель, а в каждом соединительном трубопроводе установлен трехходовой кран, подключенный к выходу блока управления и контроля, к входам которого подключены верхний и нижний датчики давления, детекторы верхнего и нижнего положения разделительных поршней измерительной дебитов, детекторы крайних положений разделительного поршня и датчики давления и температуры узла измерения газа.