УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения дебита жидкости, газа и нефти в продукции, добываемой из нефтяной скважины.

Известно, что точное и достоверное измерение количества извлекаемой из недр нефти является одной из острых проблем нефтяной отрасли. Введение с 1 марта 2006 г. национального стандарта «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005) призвано навести порядок в эксплуатации нефтяных месторождений.

Известна установка для измерения продукции скважин (патент РФ №2057922, кл. Е21В 47/00 от 10.04.96. Бюл. №10), содержащая две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях, а сепарационная емкость выполнена в виде отдельного блока, один выход из которого сообщен с трубопроводом, соединяющим измерительные емкости в верхней части, а другой выход из сепарационной емкости соединен через переключатель потока с трубопроводом, соединяющим измерительные емкости в нижней части. Установка позволяет определить дебит жидкости, газовый фактор жидкости, обводненность продукции скважины и далее расчетом определяются дебит нефти и воды, газовый фактор нефти.

Данный аналог обладает рядом недостатков, одним из которых является циклический характер процесса измерения, что отрицательно влияет на точность и достоверность полученных результатов. Кроме того, недостатком этой установки является ограниченность диапазона определений при выбранных размерах измерительных емкостей. Максимальный дебит жидкости можно определить только при соответствующих размерах измерительных емкостей. А увеличение размеров измерительных емкостей приводит к увеличению затрат при изготовлении и при эксплуатации установки. Пропускная способность по газу тоже зависит от размеров измерительных емкостей.

Наиболее близкой по технической сущности является установка для определения дебита продукции (патент RU №2190096). Установка содержит микропроцессор, две измерительные емкости, сообщенные между собой в верхних частях газопроводом, а в нижних частях трубопроводом и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях. Снизу к измерительным емкостям через переключатель потока подключена сепарационная емкость, подключенная сверху к обводному газопроводу, соединенному через обратный клапан с газопроводом и через расходомер и регулятор расхода газа со сборным коллектором. Между переключателем потока и сборным коллектором установлен насос откачки, производительность которого выше производительности замеряемых скважин.

К недостаткам установки-прототипа следует отнести недостаточную точность, обусловленную следующими факторами. Все измерительные элементы установки-прототипа имеют жесткую настройку и не предусматривают перенастройку в процессе измерения. Между тем состав анализируемого потока не является величиной постоянной и может изменяться в процессе измерения, в частности, может колебаться в достаточно широком диапазоне количество растворенного в нефти газа и количество воды. Отсутствие динамической адаптивности регистрирующих устройств, обеспечиваемой обратной связью между ними и средствами для замера, отрицательно сказывается на точности измерения. Кроме того, в устройстве-прототипе прямыми измерениями определяют только время заполнения измерительных емкостей, гидростатическое давление в них и объем выделившегося газа. Остальные параметры определяются расчетным путем с использованием осредненных величин, допущений и т.п., причем при определении газовой составляющей учитывается только свободный газ и совершенно не принимается во внимание газ, растворенный в нефти и воде. Более того, разделение жидкой фракции на нефть и воду вообще не предусмотрено.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение точности определения состава газожидкостной смеси, поступающей из скважины за счет обеспечения динамической адаптивности регистрирующих элементов заявляемого устройства к фактическому у состава анализируемого потока и условиям измерения, при одновременном упрощении конструкции устройства и повышения его надежности.

Поставленная задача решается тем, что установка для измерения дебита нефтяной скважины, содержащая сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с трубопроводами нефти, воды и газа, при этом трубопровод газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора, а трубопровод воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора, в отличие от прототипа снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции, при этом трубопровод нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с модулем коррекции, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды, причем модуль коррекции представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры, причем выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером.

При анализе патентной и научно-технической литературы авторами не обнаружено аналогичного решения как по исполнению, так и по выполняемым функциям, что дает основание считать заявляемое техническое решение соответствующим критерию «новизна». В то же время данное решение не является очевидным, поскольку здесь реализован новый подход к определению дебита скважины. Действительно, помимо того, что устройство предполагает учет не только свободного газа, отделенного в сепараторе, но и остаточного газа, как растворенного в нефти, так и свободного, данное устройство позволяет учитывать изменение концентрации составляющих компонентов в процессе измерения и производить адекватную поднастройку второго расходомера в соответствии с текущими характеристиками потока. Эта функция обусловливает новый взгляд на процесс измерения дебита скважин и является изобретательским шагом в этой области.

На фиг.1 изображена блок-схема заявляемого устройства, на фиг.2 - блок-схема модуля коррекции, на фиг.3 - вид ультразвуковых импульсов в модуле коррекции.

Заявляемая установка содержит трубопровод 1, по которому газожидкостная смесь из скважины поступает в сепаратор 2. В сепараторе осуществляется расслоение ГЖС на газовую составляющую 3 и жидкую составляющую, состоящую из нефти 4 и воды 5.

Соответственно сепаратор 2 имеет три выходных трубопровода - газа, нефти и воды. К верхней части сепаратора 2 присоединен трубопровод газа 6 и в нем установлен первый расходомер 7, соединенный с устройством управления, контроля и отображения (не показано). Поскольку условия проведения измерений могут быть различными и отличными от нормальных (1 атм, 20°С), сепаратор снабжен датчиками давления 8 и температуры 9. Жидкая фаза, которая скапливается в нижней части сепаратора, по трубопроводу 10 подается в гомогенизатор 11 и через второй расходомер 12 в модуль коррекции 13. В нижней части сепаратора 2 имеется трубопровод 14, соединенный через клапан сброса воды 15 с третьим расходомером 16. Модуль коррекции 13 (см. фиг.2) представляет собой корпус 17 с последовательно расположенными в нем двумя зонами - зоной измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18 и зоной измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19. Зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18 содержит расположенные напротив друг друга источник 20 и приемник 21 ультразвукового излучения, выход которого соединен через устройство управления, измерения и контроля, в качестве которого использована ПЭВМ (не показана) со вторым расходомером. Зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19 представляет собой область с высокочастотным полем, созданным пластинами конденсатора 22. Перед областью с высокочастотным полем и после этой области расположены датчики температуры 23 и 24, также связанные через ПЭВМ со вторым расходомером. Модуль коррекции 13 информационно связан обратной связью 25 со вторым расходомером 12. Кроме того, второй выход модуля коррекции соединен с клапаном сброса воды 15.

Заявляемое устройство работает следующим образом. Анализируемая газожидкостная смесь из магистрали по трубопроводу 1 направляется в сепаратор 2. При этом для повышения эффективности сепарации газа вход в сепаратор предпочтительно выполнить тангенциальным. В этом случае обеспечивается закрутка потока, при которой жидкая фаза концентрируется у стенок сепаратора, а газовая составляющая 3 у центра, поднимается вверх и по трубопроводу 6 направляется на первый расходомер 7, откуда удаляется за пределы устройства. Таким образом получают данные о количестве свободного газа в анализируемом потоке. Жидкая составляющая анализируемого потока, состоящая из нефти 4 и воды 5, концентрируется в нижней части сепаратора, при этом вода, как более тяжелая, скапливается на дне и по трубопроводу 14 через клапан сброса воды попадает на третий расходомер 16. Выше пласта воды 5 в сепараторе располагается нефть 4, а точнее эмульсия из нефти, воды, остаточного газа, как свободного, так и растворенного. Эта эмульсия по трубопроводу 10 подается на гомогенизатор 11, где происходит перемешивание этой эмульсии до однородной массы, которая поступает на второй расходомер 12, который настроен с учетом наличия в потоке газа и воды, взятых в осредненных значениях. Далее поток поступает на блок коррекции 13, в котором определяется фактическое текущее содержание газа и воды в потоке, значения которых по линии обратной связи 25 поступают на второй расходомер для коррекции его показателей. Работа модуля коррекции 13 осуществляется следующим образом. Анализируемый поток поступает на вход модуля и попадает в зону измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18, который содержит расположенные диаметрально друг напротив друга источник 20 и приемник 21 ультразвукового излучения. Расстояние между ними равно L (см. фиг.3). Т - период ультразвуковых колебаний, τ - период следования ультразвуковых импульсов (определяется скважностью импульсов). Время τ должно быть больше времени прохождения ультразвуковым импульсом расстояния L от источника 20 до приемника 21. Распространение ультразвуковых волн должно происходить перпендикулярно потоку, в этом случае эффект Допплера будет нулевым и не будет вносить погрешность в измерения. Известно, что скорость распространения механических колебаний (в данном случае звука) в жидкости зависит от ее упругости, т.е. сжимаемости, которая в свою очередь зависит от количества газа в ней. Чем больше газа в жидкости, тем выше ее сжимаемость и ниже скорость звука. В данном случае время τ должно быть больше времени прохождения звуковым импульсом расстояния L от источника 20 до приемника 21. Поскольку расстояние L невелико, то период следования ультразвуковых импульсов будет достаточно малым и период звуковых колебаний Т должен быть очень небольшим. Эти условия можно выполнить, использовав ультразвуковые колебания. Замеряя время прохождения звуковым сигналом фиксированного расстояния L, вычисляют количество газа в анализируемом потоке. В случае, если количество газа в потоке больше или меньше среднего значения, на которое был предварительно настроен второй расходомер 12, по линии обратной связи 25 подают соответствующий сигнал на второй расходомер 12 и осуществляют коррекцию его показаний. Анализируемый поток далее попадает в зону измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19. В начальной части этой зоны производят измерение температуры анализируемого потока с помощью первого датчика температуры 23. Далее поток попадает в область высокочастотного электромагнитного поля, источником которого могут быть пластины конденсатора 22 (или катушки индуктивности). Вода, присутствующая в анализируемом потоке, обладает электропроводностью из-за большого количества растворенных в ней солей. За счет возникновения вихревых токов Фуко, проходя область высокочастотного электромагнитного поля, она нагревается, причем степень нагрева пропорциональна электропроводности потока, иными словами содержанию в нем воды. Второй датчик температуры 24 замеряет температуру анализируемого потока на выходе из области высокочастотного электромагнитного поля. На основе разности температур определяют количество воды в анализируемом потоке. В случае если анализируемый поток состоит в основном из воды, открывается линия, соединяющая модуль коррекции 13 с клапаном сброса воды 15, и она отводится через третий расходомер 16. Данные с расходомеров и датчиков модуля коррекции, а также датчиков давления и температуры в сепараторе передаются в блок управления, фиксации и отображения информации, в качестве которого использована ПЭВМ (на фиг. не показана). Помимо вычисления конкретного количества нефти, газа (как свободного, так и остаточного - свободного и растворенного) и воды, происходит приведение результатов измерения к нормальным условиям (давление 1 атм и температура 20°С), как этого требует национальный стандарт «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения дебита жидкости, газа и нефти в продукции, добываемой из нефтяной скважины. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения состава газожидкостной смеси, поступающей из скважины за счет обеспечения динамической адаптивности регистрирующих элементов устройства к фактическому составу анализируемого потока (АП) и условиям измерения при одновременном упрощении конструкции установки и повышении ее надежности. Для этого установка содержит сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом (ТП) подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с ТП нефти, воды и газа. При этом ТП газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора. Причем ТП воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора. Дополнительно установка снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции (МК). При этом ТП нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой - через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с МК, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды. Причем МК представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в АП, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в АП в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры. Выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером. 3 ил.

Установка для измерения дебита нефтяной скважины, содержащая сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с трубопроводами нефти, воды и газа, при этом трубопровод газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора, а трубопровод воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора, отличающийся тем, что она снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции, при этом трубопровод нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой - через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с модулем коррекции, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды, причем модуль коррекции представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры, причем выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером.