СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА Российский патент 2013 года по МПК E21B47/10 E21B43/34 

Описание патента на изобретение RU2499136C1

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (как отдельных, так и кустов) и лицензионных участков в системах герметизированного сбора.

Известен способ измерения количества нефти и нефтяного газа, включающий подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы, отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно, измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии, в котором газовая и жидкостная линии соединяются соответственно с газопроводом и нефтепроводом /Патент RU 2284211 C2 МПК B01D 19/00 (2006.01). Заявл. 2004.06.10. Опубл. 2006.09.27/.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная тем, что в нем с увеличением количества нефтяного газа приходится увеличивать объем газожидкостного сепаратора. Обычно на кусте скважин дают большое количество нефтяного газа (более 2500 м3/сутки) 1-2 скважины. Поэтому приходится все оборудование для измерения количества нефтяного газа на таком кусте выбирать из расчета большого количества нефтяного газа, хотя оно требуется только для 1-2 скважин. Дополнительно приходится прокладывать отдельные нефтепровод и газопровод.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ измерения количества нефти и нефтяного газа, включающий подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы, отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно, измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии, соединение газовой и жидкостной линий в нефтегазопроводе /Патент RU 2342528 C1, МПК E21B 47/10 (2006.01), E21B 43/38 (2006.01) Заявл. 2007.03.23. Опубл. 2008.12.27. Бюл. №36/.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная тем, что в нем с увеличением количества нефтяного газа приходится увеличивать объем газожидкостного сепаратора. Обычно на кусте скважин дают большое количество нефтяного газа (более 2500 м3/сутки) 1-2 скважины. Поэтому приходится все оборудование для измерения количества нефтяного газа на таком кусте выбирать из расчета большого количества нефтяного газа, хотя оно требуется только для 1-2 скважин.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности. Указанная цель достигается тем, что в способе измерения количества нефти и нефтяного газа, включающем подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы, отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно, измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии, соединение газовой и жидкостной линий в нефтегазопроводе, определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонент и вычисляют его молярную массу, полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. Кроме того, в некоторых случаях в газовом патрубке может производиться измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. Кроме того, в некоторых случаях в жидкостной линии может производиться измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа.

Определение химического состава газа, массовых или объемных доли входящих в него компонент позволяют вычислить его молярную массу, что позволяет повысить точность расчетов, что обеспечивает повышение эффективности.

Отвод части нефтяного газа из полости, образованной внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб, по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод позволяет уменьшить количество нефтяного газа, поступающего в газожидкостный сепаратор, что обеспечивает возможность уменьшения его объема, т.е. способствует повышению эффективности. Таким образом, полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб, выполняет функцию газового сепаратора первой ступени.

Измерение в газовом патрубке количества нефтяного газа позволяет определить общее количество нефтяного газа как сумму количеств нефтяного газа, проходящих по газовой линии и газовому патрубку, что позволяет повысить эффективность работы.

Осуществление ввода нефтяного газа из газового патрубка в нефтегазопровод со стороны газовой части после расслоения продукции скважин на газовую и жидкую фазы позволяет снизить возможность перемешивания жидкой и газовой фаз, что обеспечивает повышение эффективности. Как широко известно, перемешивание в нефтегазопроводе жидкой и газовой фаз может привести к повышению стойкости водонефтяной эмульсии, что нежелательно для подготовки нефти.

Измерение в жидкостной линии количества остаточного свободного нефтяного газа позволяет повысить эффективность за счет учета количества остаточного свободного нефтяного газа.

Измерение в жидкостной линии количества растворенного газа позволяет повысить эффективность за счет учета количества растворенного нефтяного газа.

Поддержание при вводе нефтяного газа из газового патрубка в газовую линию в полости, образованной внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб, давления не ниже, чем в месте ввода в газовую линию позволяет исключить возможность обратного перетекания нефтяного газа, что повышает эффективность работы.

Поддержание при вводе нефтяного газа из газового патрубка в нефтегазопровод в полости, образованной внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб, давления не ниже, чем в месте ввода в нефтегазопровод позволяет исключить возможность обратного перетекания нефтяного газа, что повышает эффективность работы.

Один из вариантов выполнения устройства для осуществления способа измерения количества нефти и нефтяного газа показан на рисунке 1.

Устройство для осуществления способа измерения количества нефти и нефтяного газа включает устье скважины 1 с насосно-компрессорной трубой 2, к которой подсоединен продуктопровод 3 с задвижкой 4. Продуктопровод 3 соединен с сепарационным устройством 5 колонны 6. В нижней части колонны 6 расположен датчик для измерения количества сырой нефти 7. К нижней части колонны 6 подсоединен трубопровод 8. К верхней части колонны 6 подсоединен газопровод 9 с счетчиком количества газа 10. Газопровод 9 соединен с трубопроводом 8. Газовая линия 11 с задвижкой 12 и счетчиком количества газа 13 соединена с полостью между внутренней поверхностью обсадной колонны скважины 1 и наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы 2. Другой конец газовой линии 10 соединен с трубопроводом 7.

Устройство для осуществления способа измерения количества нефти и нефтяного газа работает следующим образом. Продукция нефтяной скважины 1 из насосно-компрессорной трубы 2 при открытой задвижке 4 по продуктопроводу 3 поступает в сепарационное устройство 5 колонны 6. В сепарационном устройстве 5 происходит деление продукции скважины 1 на водонефтяную эмульсию (сырую нефть) и нефтяной газ, которые под действием гравитационной силы поступают соответственно в нижнюю и верхнюю части колонны 6. Количество сырой нефти замеряется датчиком для измерения количества сырой нефти 7. Затем сырая нефть вытекает в трубопровод 8. Датчик для измерения количества сырой нефти 7 может быть оснащен опцией по измерению количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерению количества растворенного газа. Тогда на входе в жидкостную линию 8 при помощи датчика для измерения количества сырой нефти 7 производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. Из верхней части колонны 6 нефтяной газ поступает в газопровод 9, в котором осуществляется замер его количества при помощи счетчика количества газа 10. Затем нефтяной газ из газопровода 8 поступает в трубопровод 8. Нефтяной газ, скопившийся в полости между внутренней поверхностью обсадной колонны скважины 1 и наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы 2, по газовой линия 11 при открытой задвижке 12 поступает в газопровод 8, при этом его количество замеряется счетчиком количества газа 13. Дополнительно в газовой линии 11 за счет оснащения счетчика количества газа 13 опциями по измерению температуры и/или давления может осуществляться измерения температуры и/или давления газа. Суммарное количество нефтяного газа определяется путем сложения показаний счетчиков количества газа 10 и 13. В газопроводе 8 отбирают пробы газа, по которым определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонент и вычисляют его молярную массу.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность работы замерных устройств при нефтедобыче.

Похожие патенты RU2499136C1

название год авторы номер документа
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС 2014
  • Николаев Олег Сергеевич
RU2571124C2
УСТАНОВКА ДЛЯ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 1999
  • Князев М.А.
  • Башлыков Ю.М.
  • Дударев В.В.
  • Аньшин В.В.
RU2160866C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2021
  • Арно Олег Борисович
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Кущ Иван Иванович
  • Мухаметчин Ришат Ренатович
  • Сопнев Тимур Владимирович
  • Пономарев Александр Иосифович
RU2760183C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И БЛОЧНАЯ КОМПЛЕКСНАЯ СИСТЕМА УСТАНОВОК ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 1999
  • Тимашев А.Т.
  • Габдрахманов Н.Х.
  • Тимашева А.А.
  • Хамидуллин Ф.Х.
RU2189439C2
ПОДВОДНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПЛАТФОРМА 2019
  • Васильев Богдан Юрьевич
  • Шелудченко Елена Евгеньевна
  • Бахаев Павел Константинович
RU2727206C1
ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМАЯ НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА 2015
  • Николаев Олег Сергеевич
RU2578078C2
СПОСОБ СБРОСА ПОПУТНО-ДОБЫВАЕМЫХ ВОДЫ И ГАЗА ПО ОТДЕЛЬНОСТИ НА КУСТАХ СКВАЖИН НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2019
  • Ахметгалиев Альберт Ринатович
  • Лащев Денис Михайлович
RU2713544C1
НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 2017
  • Сазонов Юрий Апполоньевич
  • Мохов Михаил Альбертович
  • Франков Михаил Александрович
  • Туманян Хорен Артурович
RU2674042C1
НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА 2015
  • Николаев Олег Сергеевич
RU2574641C2
СПОСОБ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ 2017
  • Рудолф, Виктор
  • Фирузи, Махшид
  • Гринвей, Брент
RU2735593C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 499 136 C1

Реферат патента 2013 года СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула изобретения RU 2 499 136 C1

1. Способ измерения количества нефти и нефтяного газа, включающий подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы, отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно, измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии, соединение газовой и жидкостной линий в нефтегазопроводе, отличающийся тем, что определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонент и вычисляют его молярную массу, полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод.

2. Способ измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающийся тем, что в газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления.

3. Способ измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающийся тем, что в жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2013 года RU2499136C1

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА 2007
  • Шаякберов Валерий Фаязович
RU2342528C1
Скважина-сепаратор 1980
  • Гарушев Александр Рубенович
  • Завертайло Михаил Михайлович
  • Власов Виктор Арамович
  • Ефименко Борис Владимирович
  • Белгов Анатолий Алексеевич
SU972062A1
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин 1988
  • Скворцов Анатолий Петрович
  • Чуринов Михаил Иванович
  • Рузанов Владимир Алексеевич
SU1553661A1
Способ определения компонентного состава продукции газоконденсатной скважины 1989
  • Козлова Людмила Васильевна
  • Михальков Петр Васильевич
SU1659636A1
УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ ЖИДКОСТИ 1992
  • Минин Михаил Иванович
RU2085728C1
Плетьевой путеукладчик-реконструктор 1941
  • Сыров А.Е.
SU61344A1
RU 2010106775 A, 27.08.2011
WO 2011060494 A1, 26.05.2011.

RU 2 499 136 C1

Авторы

Газаров Аленик Григорьевич

Шаякберов Валерий Фаязович

Даты

2013-11-20Публикация

2012-03-19Подача