СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2004 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам определения дебита нефтяных скважин без предварительной сепарации газа из продукции скважины.

Известен способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости [1], в котором газожидкостную смесь (ГЖС) из скважин направляют в измерительную калибровочную емкость, в которой ее подвергают сепарации, замеряют гидростатическое давление нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления после достижения их стабильности, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости при достижении газожидкостной смесью фиксированных уровней, отключают подачу ГЖС в измерительную калибровочную емкость, осуществляют ее сброс из измерительной емкости, а дебит нефти нефтяных скважин по жидкости в массовых единицах расхода определяют по разности гидростатических давлений и времени заполнения измерительной емкости. При этом разность гидростатических давлений определяют между их величинами, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления.

Не умоляя достоинства известного способа, отметим, что он продолжителен из-за операции выделения газа из ГЖС. Кроме того, газ сепарировать полностью в скважинных условиях не представляется возможным.

Известны также ″Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления″ [2], включающий подачу продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в измерительную калиброванную емкость, вытеснение из нее ГЖС перемещаемым под действием ГЖС поршнем в выкидную линию при подходе поршня к одному из концов измерительной емкости, фиксирование датчиком положения поршня и передачу сигнала в вычислительный блок в виде микропроцессора (контроллера), отсчитывающего время заполнения измерительной емкости с ГЖС, подачу сигнала на исполнительные механизмы для переключения изменения направления потока, т.е. подачи ГЖС на другой конец измерительной емкости через впускную линию и закрывания клапанов электромагнитного действия и обработка результатов измерений по заданному алгоритму и программе вычислительным блоком, куда предварительно вводят плотность нефти и воды - заранее известные величины для данного месторождения (прототип).

Его недостатком, как и у аналога, является большая продолжительность измерительных работ, которая связана с операцией сепарации газа, он не обеспечивает также достаточную надежность и точность, поскольку в них не предусмотрена предварительная очистка продукции скважины перед подачей ее в измерительную емкость. Кроме того, определение гидростатического давления продукции скважины при вертикальном расположении измерительной емкости вызывает ряд трудностей, связанных с точной центровкой ее относительно строго вертикально установленной оси, с усложнением ее конструкции и необходимостью применения сложного оборудования.

Задачей настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим подачу продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в калиброванную герметичную измерительную емкость через впускную линию и вытеснение ее в выкидную линию с помощью разделительного поршня при его возвратно-поступательном движении под напором поступающей ГЖС с противоположных сторон измерительной емкости, фиксирование датчиками положения поршня и передачу сигнала в блок управления при его подходе к одному из концов измерительной емкости, подсчет количества порций жидкой фазы при многократных непрерывных циклах и вычисление объема и массы ее, отдельно воды и нефти.

Новым является то, что перед началом работы измерительную емкость устанавливают на эксцентричную относительно ее оси горизонтально установленную трубчатую ось, с возможностью кругового поворота, и, сместив центр тяжести емкости, ее устанавливают на датчик веса, например, на тензодатчик для фиксации общей массы измерительной емкости с поршнем с фиксированным в ней значением ГЖС и передачи ее в виде электрического сигнала в память блока управления, при этом подачу ГЖС в измерительную емкость и выпуск ее осуществляют через концы эксцентрично установленной оси, а перед подачей ГЖС в измерительную емкость ее предварительно пропускают через фильтр, причем измерительную работу ведут без предварительной сепарации газа в измерительной емкости, при этом ее внутренние поверхности предварительно покрывают составом, предотвращающим отложение парафина.

Кроме того, способ отличается и тем, что в блок управления перед началом работы предварительно вносят массу измерительной емкости с поршнем, ее объем, а также плотность нефти и воды как известные постоянные величины для данного нефтяного месторождения, включая и алгоритм вычисления дебита скважины, отдельно для нефти и воды, а в качестве разделительного поршня используют упругий шар из эластичного материала, причем для скважин с большим дебитом, например, от 50 до 100 тонн и более в сутки измерительную емкость выбирают U-образной или торообразной формы.

Представленные чертежи поясняет суть изобретения, где на фиг.1 схематически изображена установка для осуществления способа, общий вид; на фиг.2 - вид на А фиг.1, в частичном разрезе.

Установка для измерения дебита нефтяной скважины содержит герметичную и калиброванную измерительную емкость 1 цилиндрической формы, покрытую изнутри составом для предотвращения отложения парафина, с размещенным разделительным поршнем 2 в виде шара, выполненного из упругого эластичного материала. Емкость может быть выполнена и другой формы, например, U-образной или торообразной. На концевых участках емкости снаружи установлены датчики 3 и 4 положения поршня. Измерительная емкость смонтирована на металлическом основании 5 с помощью двух опор 6 и 7 горизонтально на трубчатой оси 8, эксцентрично установленной относительно оси емкости, и жестко закрепленной на концевых фланцах 9 и 10. Ось 8 состоит из двух частей, вмонтированных на концевых фланцах 9 и 10 и насаженных на шарикоподшипники 11 опор 6 и 7. Таким образом, емкость имеет возможность кругового вращения, и она снабжена датчиком веса, например тензодатчиком 12, электрически связанным с блоком управления 13, включающим контроллер 14 (процессор) и дисплей 15. Установка снабжена также фильтром 16 для очистки продукции скважины от механических примесей, установленным на линии 17 подачи продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в переключатель потока, выполненный в виде гидрораспределителя 18 с приводом 19. Линии впуска и выпуска 20 и 21, которые взаимозаменяют друг друга при попеременной подаче ГЖС в измерительную емкость, вмонтированы с возможностью сообщения с выкидной линией 22 через гидрораспределитель 18. Линии впуска и выпуска 21 соответственно гидравлически связаны с трубчатой эксцентричной осью. Тензодатчик 12, привод 19 гидрораспределителя, а также датчики 3 и 4 положения поршня подключены с помощью электрической связи 23, 24 и 25 соответственно к блоку управления 13.

Установка при необходимости может быть снабжена влагомером 26 и может быть выполнена в стационарном или передвижном исполнении. В последнем случае ее монтируют на шасси автомобиля типа ″ГАЗ-3308″, а ее емкость при этом выполняют U-образной или торообразной формы. Такая форма емкости удобна при транспортировании и при измерении дебита скважин от 50 до 100 тонн в сутки и более.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед началом работы в память блока управления 13 (см. фиг.1) вводят следующие данные: массу измерительной емкости с поршнем, ее объем как постоянные величины, а также плотность нефти и воды как известные величины для данного нефтяного месторождения.

Далее измерительную емкость 1 путем поворота смещают от центра тяжести и устанавливают на тензодатчик 12, как это изображено на фиг.2. Продукция скважины в виде газожидкостной смеси поступает в фильтр 16 и через трубопровод 17, очищенная от механических примесей, - в гидрораспределитель 18, оттуда через одну из впускных линий 20 или 21 к одному из концов измерительной емкости через трубчатую ось 8, эксцентрично установленную относительно ее оси, без предварительной сепарации газа. Под действием напора ГЖС разделительный поршень 2 начинает перемещаться в поступательном направлении. С этого момента, например, датчик 3, если поршень 2 будет находиться в зоне его действия, подает сигнал в блок управления на начало отсчета времени. Он, перемещаясь, одновременно начинает вытеснять ранее находящуюся там ГЖС в выкидной трубопровод 22 через линию 21 и гидрораспределитель 18 и при достижении разделительного поршня - к другому датчику 4, последний подает сигнал в блок управления на окончание отсчета времени. На этом первый цикл измерения заканчивается, и тензодатчик 12 подает сигнал в блок управления 13, согласно которому он определяет суммарную массу ГЖС с измерительной емкостью по заранее заданному алгоритму (программе). При этом одновременно срабатывает привод гидрораспределителя и последний переключает поток ГЖС на другую линию 21, через которую ГЖС поступает на другой конец измерительной емкости, далее цикл повторяется. Так автоматически гидрораспределителем попеременно, изменив направление потока в непрерывном режиме, осуществляется многократный цикл измерения дебита скважины. При определении массового расхода ГЖС в память блока управления вводят следующее математическое выражение:

где М_ж - массовый расход ГЖС по среднему значению за несколько циклов измерения, кг (тонна);

М_к - масса измерительной емкости, величина постоянная, кг;

М_т - масса измерительной калиброванной емкости с жидкостью, зафиксированная в момент срабатывания датчика положения;

Т_ц - время прохождения поршнем внутри емкости от одного ее конца до другого, час (мин.);

Т_ц=Т₂-Т₁,

t₁, t₂ - время начала и окончания цикла измерения, зафиксированные контроллером.

Для определения объемного расхода жидкости в вычислительный блок вводят следующую формулу:

где W_в - содержание воды в нефти, среднесуточное значение, в %.

При отсутствии в компоновке установки влагомера в вычислениях применяют коэффициент w_в, определенный по результатам лабораторных анализов, введенных в память контроллера в виде уставки;

ρ_н - плотность нефти, т/м³;

ρ_в - плотность воды, т/м³.

При этом для определения расхода газа в память контроллера при необходимости вводят следующую формулу:

V_г - расход газа, м³;

V_к - объем измерительной емкости, м³;

V_ж - объем жидкости в измерительной емкости, м³,

При небольшом объеме измерительной емкости, например вместимостью 50-60 л, из-за малого содержания газа при вычислениях дебита скважины им можно пренебречь.

Для уменьшения погрешности измерительных работ внутренние поверхности измерительной емкости покрывают составом, предотвращающим отложение парафина, а в качестве разделительного поршня используют шар из эластичного материала. Для скважин с большим дебитом, например от 50 до 100 тонн и более в сутки, измерительную емкость выбирают U-образной или торообразной формы.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем: способ позволяет уменьшить погрешность измерения, снизить влияние на изменения режимов работы скважины и возмущения потока газожидкостной смеси, повысить надежность работы за счет сокращения количества узлов и элементов измерительного устройства и снизить стоимость реализации способа, которая осуществляется полностью в автоматическом режиме.

Используемая литература:

1. Патент РФ №2183267, 7 Е 21 В 47/10, Б.И. №16, 2002 г.

2. Патент РФ №2069264, 6 Е 21 В 47/10, Б.И. №32, 1996 г. (прототип).

3. Патент РФ №2059067, 6 Е 21 В 47/10, Б.И. №12, 1996 г.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является уменьшение погрешности измерения, снижение влияния на изменения режимов работы скважины и возмущения потока газожидкостной смеси (ГЖС), повышение надежности работы и снижение стоимости реализации способа. Для этого способ включает подачу продукции скважины в виде ГЖС в калиброванную герметичную измерительную емкость (ИЕ) через впускную линию и вытеснение ее в выкидную линию с помощью разделительного поршня (РП) при его возвратно-поступательном движении под напором поступающей ГЖС с противоположных сторон ИЕ, фиксирование датчиками положения РП и передачу сигнала в блок управления при его подходе к одному из концов ИЕ, подсчет количества порций жидкой фазы при многократных непрерывных циклах и вычисление объема и массы ее, отдельно воды и нефти. Причем перед началом работы ИЕ устанавливают на эксцентричную относительно ее оси горизонтально установленную трубчатую ось с возможностью кругового поворота. Сместив центр тяжести ИЕ, ее устанавливают на датчик веса для фиксации общей массы измерительной емкости с поршнем с фиксированным в ней значением ГЖС, и передачи ее в виде электрического сигнала в память блока управления. При этом подачу ГЖС в ИЕ и выпуск ее осуществляют через концы эксцентрично установленной осью. Перед подачей ГЖС в ИЕ ее предварительно пропускают через фильтр. Причем измерительную работу ведут без предварительной сепарации газа в измерительной емкости. Внутренние поверхности ИЕ предварительно покрывают составом, предотвращающим отложение парафина. В блок управления перед началом работы предварительно вносят массу ИЕ с РП, ее объем, а также плотность нефти и воды, как известные постоянные величины для данного нефтяного месторождения, включая и алгоритм вычисления дебита скважины, отдельно для нефти и воды. В качестве РП используют упругий шар из эластичного материала. Для скважин с большим дебитом, например, от 50 до 100 тонн и более в сутки ИЕ выбирают U-образной или торообразной формы. 4 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ определения дебита нефтяной скважины, включающий подачу продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в калиброванную герметичную измерительную емкость через впускную линию и вытеснение ее в выкидную линию с помощью разделительного поршня при его возвратно-поступательном движении под напором поступающей ГЖС с противоположных сторон измерительной емкости, фиксирование датчиками положения разделительного поршня и передачу сигнала в блок управления при его подходе к одному из концов измерительной емкости, подсчет количества порций жидкой фазы при многократных непрерывных циклах и вычисление объема и массы ее, отдельно воды и нефти, отличающийся тем, что перед началом работы измерительную емкость устанавливают на эксцентричную относительно ее оси, горизонтально установленную трубчатую ось, с возможностью кругового поворота и, сместив центр тяжести емкости, ее устанавливают на датчик веса, например на тензодатчик для фиксации общей массы измерительной емкости с разделительным поршнем с фиксированным в ней значением ГЖС, и передачи ее в виде электрического сигнала в память блока управления, при этом подачу ГЖС в измерительную емкость и выпуск ее осуществляют через концы эксцентрично установленной трубчатой оси, причем перед подачей ГЖС в измерительную емкость ее предварительно пропускают через фильтр, при этом измерительную работу ведут без предварительной сепарации газа в измерительной емкости.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что внутренние поверхности измерительной емкости предварительно покрывают составом, предотвращающим отложение парафина.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в блок управления перед началом работы предварительно вносят массу измерительной емкости с разделительным поршнем, ее объем, а также плотность нефти и воды, как известные постоянные величины для данного нефтяного месторождения, включая и алгоритм вычисления дебита скважины, отдельно для нефти и воды.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве разделительного поршня используют упругий шар из эластичного материала.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для скважин с большим дебитом, например 50 - 100 т и более в сутки, измерительную емкость выбирают U-образной или торообразной формы.