СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК G01F3/18 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти и в случаях, когда необходимо измерять количество нефти, газа и воды в многофазном потоке.

Известен способ измерения газожидкостного потока путем разделения на фазы и измерения жидкости и газа самостоятельными измерительными приборами [1]
Недостатком этого способа измерения является узкий диапазон измерения используемых стандартных средств измерений и необходимость специальной подготовки измеряемых сред.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ измерения расхода газожидкостного потока, сущность которого заключается в том, что периодически изменяют направление подачи контролируемого потока в измерительную камеру, выполненную в виде двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, определяют время заполнения и время опорожнения цилиндров, по которым определяют расходы жидкости и газа в общем потоке [2]
Недостатком этого способа является то, что он не позволяет определить раздельно количества нефти и воды в жидкой фазе потока.

Техническим результатом от использования изобретения является обеспечение возможности определения количества компонентов продукции скважины нефти, газа и воды единым способом на одном устройстве с достаточной для практики точностью независимо от величины плотностей нефти и воды и содержания свободного газа.

Это достигается тем, что продукцию скважины предварительно разделяют на газ и жидкость в рабочих условиях, жидкость подают в измерительные цилиндры через переключатель потока, а газ подают в измерительные цилиндры через верхний соединительный трубопровод, в момент заполнения жидкостью каждого измерительного цилиндра определяют по высоте столба жидкости величину коэффициента отражения электромагнитных волн и, используя известные величины отражения электромагнитных волн в чистой нефти и воде различной диэлектрической проницаемостью, рассчитывают количество нефти и воды в каждом заполненном измерительном цилиндре.

На чертеже представлено устройство для реализации способа.

Устройство включает подводящий трубопровод 1, газосепаратор 2, трубопровод для жидкости 3, трубопровод для газа 4, переключатель потока жидкости 5, соединительные трубопроводы 6 и 7, измерительные цилиндры 8 и 9, регистраторы уровней жидкости и обводненности нефти в измерительных цилиндрах 10 и 11, контроллер 12.

Способ реализуется следующим образом.

Продукция скважины в виде газожидкостной смеси поступает по подводящему трубопроводу 1 в газосепаратор 2, где газ и жидкость разделяются в рабочих условиях, жидкость по трубопроводу 3, переключатель потока 5 и соединительные трубопроводы 6 и 7 последовательно поступает то в измерительный цилиндр 8, то в измерительный цилиндр 9. Для определенности рассмотрим, когда жидкость поступает в измерительный цилиндр 8. В каждом измерительном цилиндре фиксируется нижний и верхний уровни жидкости.

После начала заполнения вначале жидкость достигает установленного нижнего уровня в измерительном цилиндре 8, при этом регистратор уровня жидкости 10 подает сигнал в контроллер 12 и включается отсчет времени заполнения измерительного цилиндра 8. При достижении установленного верхнего уровня жидкости подаются сигналы регистратором уровней жидкости 10 и контроллер 12 прекращает отсчет времени заполнения и выдает команду на привод переключателя 5, привод поворачивает переключатель и жидкость начинает поступать в другой измерительный цилиндр 9. Начиная с этого момента, жидкость из измерительного цилиндра 8 вытесняется газом, накопившемся в измерительном цилиндре 9. При этом контроллер 12 ведет отсчет времени опорожнения измерительного цилиндра 8 от жидкости, т.е. при измерении уровня жидкости от установленного верхнего до установленного нижнего уровня. При заполнении и опорожнении измерительного цилиндра 9 выполняются все эти операции и так происходит при каждом заполнении измерительных цилиндров. В момент достижения верхнего уровня жидкости в каждом измерительном цилиндре производится определение коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости и по заданной программе и алгоритму контроллером 12 определяется количество нефти и воды в каждом измерительном цилиндре. Например, пусть коэффициент отражения электромагнитных волн в чистой нефти K_н, в воде K_в. Измерением нашли, что средний коэффициент отражения электромагнитных волн по высоте столба эмульсии в измерительном цилиндре K_э, а объем всей жидкости в измерительном цилиндре V_ж. Тогда при известных параметрах К_н, K_в, и V_ж и найденному измерением значению К_ж, имеем
V_ж•К_ж=V_н•K_н+V_в•K_в,
где
V_ж=V_н+V_в.

Отсюда находим


Здесь измеряемой величиной является только К_ж, а остальные параметры определяются заранее и как постоянные величины вводятся в алгоритмы расчета.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет определить количество нефти, газа и воды в продукции скважины. Предварительное разделение газа и жидкости до измерительных цилиндров создает благоприятные условия для измерения количества жидкости и газа, устраняется необходимость выжидания всплытия последних пузырей газа из жидкости, повышается точность регистрации уровня жидкости за счет уменьшения волнения поверхности, устраняется влияние пузырьков газа при измерении количества нефти и воды в измерительном цилиндре. Предлагаемый способ позволяет измерять количество всех трех компонентов потока в широком диапазоне изменения расходов независимо от величин плотностей нефти и воды с достаточной для практики точностью. Такая возможность измерения количества компонентов продукции скважины позволяет организовать автоматическую систему управления, обеспечивающую рациональную работу нефтедобывающей скважины.

Использование: определение количества нефти, газа и воды, извлекаемых из пласта, при добыче нефти. Сущность изобретение: продукцию скважины предварительно разделяют на газ и жидкость в рабочих условиях, жидкость подают в измерительные цилиндры через переключатель потока, а газ подают в измерительные цилиндры через верхний соединительный трубопровод, в момент заполнения жидкостью каждого измерительного цилиндра определяют по высоте столба жидкости величину коэффициента отражения электромагнитных волн и рассчитывают количество нефти и воды в каждом заполненном измерительном цилиндре. 1 ил.

Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважины, включающий периодическое изменение направления подачи потока в измерительную камеру, выполненную в виде вертикальных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, определение расхода жидкости и газа в общем потоке по времени заполнения и опорожнения цилиндров, отличающийся тем, что продукцию скважины предварительно разделяют на газ и жидкость, жидкость подают в измерительные цилиндры через переключатель потока, а газ подают в измерительные цилиндры через верхний соединительный трубопровод, определяют величину коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в момент заполнения жидкостью каждого измерительного цилиндра и рассчитывают количество нефти и воды в каждом заполненном измерительном цилиндре.