СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПО ЖИДКОСТИ Российский патент 2002 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для измерения количества жидкости (в массовых единицах расхода) в газожидкостных смесях (ГЖС) нефтедобывающих скважин.

Известен способ [1] измерения дебита нефтяной скважины, реализованный в работе установки для определения дебита продукции скважины, в котором использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). В известном способе массу вытесненной жидкости определяют с использованием преобразователя гидростатического давления, при этом при заполнении измерительной емкости измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего. По известной вместимости измерительной емкости и времени заполнения определяют дебит скважины. Однако этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от процесса сепарации газа от нефти, проходящей во время измерения дебита в емкости. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает способностью вспенивания при сепарации.

Наиболее близким аналогом к заявляемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату, принятым за прототип, является способ [2] измерения дебита нефтяных скважин по жидкости (нефть, вода), в котором ГЖС от нефтяной скважины направляют в измерительную калиброванную емкость с гидроциклонной головкой, оснащенную нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления. В данном способе при достижении уровнем ГЖС нижнего датчика уровня начинают отсчет времени наполнения измерительной емкости, а при достижении уровнем ГЖС верхнего датчика уровня отсчет времени прекращают. По значению разности гидростатических давлений на нижнем и верхнем преобразователях давления, установленных на фиксированных уровнях, и времени наполнения калиброванного участка измерительной емкости определяют дебит скважины по жидкости (нефть, вода).

Недостатком прототипа является низкая точность измерения дебита по жидкости (нефть, вода), обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в измерительной калиброванной емкости. При попадании ГЖС в калиброванную измерительную емкость вследствие того, что диаметр измерительной емкости больше диаметра подводящего к ней трубопровода, начинается более интенсивное выделение из нефти растворенного в ней газа. Выделяющийся газ в виде пузырьков, поднимающихся вверх к зеркалу сепарации, заполняет пузырьками газа измеряемый гидростатический столб жидкости. Наличие в измеряемом гидростатическом столбе поднимающихся пузырьков газа и их направленное движение вверх, т.е. против давления измеряемого гидростатического столба жидкости, не позволяет с необходимой точностью измерить величину его давления, поэтому в подавляющем большинстве случаев измерения по прототипу величина гидростатического давления оказывается существенно заниженной. Неточность измерения величины гидростатического давления и обуславливает низкую точность измерения дебита нефтяной скважины по прототипу.

Для нефтяных скважин, продукция которых склонна к вспениванию, значительная величина погрешности измерения массового расхода не позволяет использовать известный по прототипу способ для измерения массового расхода для широкого круга скважин. Это, в свою очередь, ограничивает область использования известного способа для широкого круга нефтяных скважин, особенно с высоким газовым фактором.

В основу изобретения положена задача разработать способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, в котором замеряют и фиксируют величины давлений гидростатическими преобразователями давления на заданных уровнях и сбрасывают газожидкостную смесь только после достижения стабильности гидростатических давлений, а их разность определяют между величинами гидростатических давлений, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, что повышает точность измерения дебита нефтяных скважин.

Задача решается тем, что предлагается способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, включающий подачу газожидкостной смеси в измерительную калиброванную емкость из скважин, ее сепарацию, замер гидростатического давления нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращение отсчета времени после заполнения измерительной калиброванной емкости при достижении газожидкостной смесью фиксированных уровней, отключение подачи газожидкостной смеси в измерительную калиброванную емкость, ее сброс из измерительной калиброванной емкости и определение дебита нефтяных скважин по жидкости в массовых единицах расхода по разности гидростатических давлений и времени заполнения калиброванной измерительной емкости, в котором согласно изобретению замеряют и фиксируют величины гидростатических давлений нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления только после достижения их стабильности, затем осуществляют сброс газожидкостной смеси, а разность гидростатических давлений определяют между их величинами, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления.

На чертеже изображена схема реализации способа по изобретению, на которой ГЖС подают в измерительную калиброванную емкость 1 по входному патрубку 2, на котором установлен электроклапан 3, позволяющий подавать ГЖС в емкость 1 или прекращать ее подачу. Измерительная калиброванная емкость 1 одновременно является и сепаратором, в котором растворенный газ выделяют из нефти и подают в газовую линию 4. Сброс порции измеренной жидкости (нефть, вода) осуществляют через трубопровод 5 посредством электроклапана 6. На измерительной калиброванной емкости 1 установлены нижний 7 и верхний 8 гидростатические преобразователи давления.

Схема работает в автоматическом режиме от микропроцессорного контроллера 9.

Способ осуществляют следующим образом. При открытом электроклапане 3 ГЖС подают в измерительную калиброванную емкость 1 из нефтяной скважины (нефтяная скважина на чертеже не показана) по входному патрубку 2. При заполнении жидкостью (нефть, вода) измерительной калиброванной емкости 1 ее подвергают сепарации, из нефти выделяется растворенный в ней газ, который удаляют из емкости 1 через газовую линию 4.

При достижении уровнем жидкости (нефть, вода) нижнего 7 гидростатического преобразователя давления через микропроцессорный контроллер 9 начинают отсчет времени наполнения измерительной калиброванной емкости 1. Одновременно микропроцессорным контроллером 9 осуществляют непрерывное измерение величины гидростатического давления всего столба жидкости (нефть, вода) в емкости 1 с использованием нижнего 7 гидростатического преобразователя давления. При дальнейшем росте уровня жидкости (нефть, вода) в емкости 1 и достижении его заданного значения h_зад, измеряемого верхним 8 гидростатическим преобразователем давления, через микропроцессорный контролер 9 прекращают подачу ГЖС в емкость 1 путем переключения электроклапана 3, установленного на нефтепроводе 2.

При этом коллектор измеряемой нефтяной скважины переключают на общий сборный коллектор нефтяных скважин, эта часть гидравлической схемы на чертеже не показана.

Одновременно с отключением ГЖС от емкости 1 через микропроцессорный контролер 9 прекращают отсчет времени заполнения емкости 1. Через микропроцессорный контролер 9 также осуществляют непрерывное измерение величины гидростатического давления столба жидкости в емкости 1 с использованием верхнего 8 гидростатического преобразователя 8 давления. После прекращения подачи ГЖС в емкость 1 сепарация газа, т.е. выход из нефти растворенного в ней газа, продолжается.

Выделяющийся газ в виде пузырьков поднимается вверх к зеркалу сепарации, и наибольшая часть газовых пузырьков концентрируется в верхней части уровня. Наличие в измеряемом гидростатическом столбе поднимающихся вверх пузырьков газа приводит к нестабильности показаний величин гидростатических давлений, измеряемых гидростатическими преобразователями 7 и 8 давления, и не позволяет в данный момент с необходимой точностью измерить их числовое значение. С высокой точностью величина гидростатического давления столбов жидкости (нефти, воды) может быть измерена только после завершения процесса сепарации, т.е. после прекращения выхода газовых пузырьков и концентрации их в измеряемом гидростатическом столбе. Для решения этой задачи измерение и контроль стабилизации (постоянства) величин гидростатических давлений, замеренных гидростатическими преобразователями 7 и 8 давления, осуществляют по программе через микропроцессорный контроллер 9.

При достижении стабильности (постоянства) величин давлений, замеренных гидростатическими преобразователями 7 и 8 давления, что говорит о завершении процесса сепарации в емкости 1, через микропроцессорный контроллер определяют разницу величин стабильного значения нижнего 7 и верхнего 8 гидростатических преобразователей давления. Как известно, из-за концентрации газовых пузырьков в верхней части уровня жидкости (нефть, вода) в продукции большинства нефтяных скважин образуется стойкая пена. Стойкость этой пены (или время ее жизни) может измеряться часами. Из-за наличия в верхнем уровне жидкости (нефть, вода) в емкости 1 пены величина гидростатического давления, измеряемая верхним 8 гидростатическим преобразователем давления, не является представительной (по плотности) по отношению ко всему столбу, измеряемому нижним 7 гидростатическим преобразователем давления.

Поэтому вычитание непредставительной части (с заниженным значением) гидростатического столба, замеренного верхним 8 гидростатическим преобразователем давления из всего гидростатического столба, замеренного нижним 7 гидростатическим преобразователем давления, практически исключает значительную погрешность из-за наличия пены в верхней части емкости 1. Дебит скважин по жидкости (нефть, вода) в массовых единицах расхода определяют по разности гидростатических давлений, замеренных нижним 7 и верхним 8 гидростатическими преобразователями давления, и времени заполнения калиброванной измерительной емкости 1.

Предлагаемый способ за счет автоматического контроля процесса завершения сепарации в измерительной емкости 1 позволяет существенно повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в массовых единицах расхода. Одновременно предлагаемый способ позволяет существенно расширить сферу применения его для различных нефтяных скважин, включая и нефтяные скважины, продукция которых имеет склонность к вспениванию, образуя пену высокой стойкости. Изобретение позволяет и для этого вида скважин достичь высокой точности измерения дебита по жидкости.

Источники информации
1. Патент РФ на изобретение 2133826 С1, кл. 6 Е 21 В 47/00, 1999.

2. Авт. св. СССР на изобретение 1553661 А1, кл. 5 Е 21 В 47/10, 1990.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при измерении количества жидкости в газожидкостных смесях. В способе газожидкостную смесь из скважин направляют в измерительную калиброванную емкость, в которой ее подвергают сепарации, замеряют гидростатическое давление нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления. При этом ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости. Отсчет времени прекращают после заполнения измерительной калиброванной емкости при достижении газожидкостной смесью фиксированных уровней. При этом отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную калиброванную емкость. Величины гидростатических давлений замеряют и фиксируют нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления только после достижения их стабильности, после чего осуществляют сброс газожидкостной смеси из измерительной калиброванной емкости. Дебит нефтяных скважин по жидкости определяют в массовых единицах расхода по разности гидростатических давлений и времени заполнения калиброванной измерительной емкости, при этом разность гидростатических давлений определяют между их величинами, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления. Изобретение позволяет повысить точность измерения дебита нефтяных скважин, включая скважины, продукция которых склонна к вспениванию. 1 ил.

Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости, в котором газожидкостную смесь из скважин направляют в измерительную калиброванную емкость, в которой ее подвергают сепарации, замеряют гидростатическое давление нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращают отсчет времени после заполнения измерительной калиброванной емкости при достижении газожидкостной смесью фиксированных уровней, отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную калиброванную емкость, осуществляют ее сброс из измерительной калиброванной емкости, а дебит нефтяных скважин по жидкости в массовых единицах расхода определяют по разности гидростатических давлений и времени заполнения калиброванной измерительной емкости, отличающийся тем, что замеряют и фиксируют величины гидростатических давлений нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления только после достижения их стабильности, затем осуществляют сброс газожидкостной смеси, а разность гидростатических давлений определяют между их величинами, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления.