СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВКАХ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Известна групповая замерная установка (ГЗУ) - устройство, реализующее поочередный способ измерения дебита скважин одним сепаратором и одним расходомером, содержащая механизм переключения скважин, общий трубопровод (выходной), сепаратор и средства измерений объема нефти: измерительную установку, счетчик и др. (Исаакович Р.Я., Логинов В.И. Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с. 314-323).

Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем ее подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин (общее количество которых может достигать 25) по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтактной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявить снижение дебита и простои скважин.

Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Кроме того, измерительный трубопровод и общий выходной коллектор узла переключения скважин соединены через отводящие трубопроводы разъемами с передвижной измерительной установкой для исследования скважин (патент РФ №2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10).

Недостатком аналога является отсутствие непрерывного измерения дебита нефтяных скважин, а также циклический характер измерений дебита одной скважины, что отрицательно сказывается на технологических режимах работы скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ измерения дебита нефти (Патент №2328597, Е21В 47/10 (2006.01), G01F 1/74 (2006.01), включающий подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти лабораторным способом и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки, а также отличающийся тем, что при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.

Недостатком прототипа способа является сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер.

Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение.

Технический результат: создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Технический результат достигается за счет того, что водогазонефтяная эмульсия, собираемая по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита газа и водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти, при этом измерения и расчеты возможны только в период подключения выкидного трубопровода к измерительной системе, а для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний, измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение трубы, скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде виброакустических шумов, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы в соответствии с описанием патента RU 2531036 от 09.04.2013, составляют уравнения зависимости скорости звука каждой фазы от давления и температуры, уравнение скорости звука для воды дополняют зависимостью от солености воды, при этом полученные уравнения записывают в расчетный блок, измеряют давление и температуру в трубопроводе, измеряют соленость воды, измеряют и записывают амплитуды и частоты колебаний трубы, по которой протекает многофазная жидкость, измеряемый диапазон частот делят на части соответствующие каждой фазе, в каждой из частей после применения быстрых преобразований Фурье выделяют максимальные значения амплитуд и соответствующие им частоты и вычисляют объемный расход каждой фазы жидкости по формуле:

где Q - объемный расход отдельной фазы многофазной жидкости, м³/с;

R - радиус трубы, м;

F - максимальная частота вибрации в выделенном для отдельной фазы диапазоне, 1/с;

А - максимальная амплитуда колебаний на частоте F, м;

К - безразмерный коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности протекания многофазной жидкости по трубопроводу при калибровке виброакустического датчика на трубопроводе;

С - скорость звука в измеряемой фазе многофазной жидкости, рассчитанная по эмпирическим зависимостям от давления и температуры, а для воды дополнительно от солености.

На основе данной зависимости рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки.

Отметим, что из общеизвестных источников информации (в том числе и патентных) не выявлены способы, идентичные предлагаемому, и/или способы с совокупностью существенных признаков (в том числе и отличительных), эквивалентных совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения и проявляющих такие же новые свойства, позволяющие достичь требуемого технического результата при реализации. Это позволяет утверждать, что предлагаемое техническое решение ново, неочевидно, промышленно применимо и соответствует критериям изобретения.

Существо изобретения поясняется рисунками. На рис. 1 представлена схема реализации способа измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках с использованием виброакустических датчиков, на рис. 2 - график измерения дебита нефтегазовой скважины в групповой замерной установке с использованием виброакустических датчиков.

Заявляемый способ содержит групповую замерную установку 2, трубопроводы 4 выкидных линий скважин с установленными на них виброакустическими датчиками 6, каждая из которых связана с системой измерения дебита фаз ГЗУ посредством трубопроводов, трубопроводы 1 линии сбора продукции скважин, а также каналами передачи данных 3 из системы измерения дебита ГЗУ и передачи данных 7 из виброакустических датчиков в блок обработки данных 6 для сбора, хранения и передачи информации.

Заявленный способ реализован следующим образом: на выкидном трубопроводе нефтегазовой скважины установлен виброакустический датчик, в свою очередь являющийся источником сигнала для многофазного расходомера DIP. Электронная схема многофазного расходомера DIP преобразует аналоговый сигнал виброакустического датчика в цифровой, производит вычисления по заданным формулам и обеспечивает сбор, хранение и передачу информации о дебите каждой фазы в АСУ ТП для дополнения и сравнения с информацией о фазовом дебите от измерительной системы ГЗУ.

Испытания проводились в условиях ГЗУ «ОЗНА-МАССОМЕР», принадлежащей ООО «Лукойл - Западная Сибирь» (г. Когалым), на скважине 26Р в период с 5 по 10 апреля 2013. Результаты измерений приведены на рис. 2.

Сопоставление измерений многофазным расходомером DIP» с измерениями ГЗУ «ОЗНА-МАССОМЕР» показало расхождение дебитов по фазам не более 5%, а результаты измерений имеют систематическую погрешность, наличие которой не вызывает превышение требований ГОСТ Р 8.615-2005. Сравнение результатов измерений количества газа многофазным расходомером DIP с метрологическими требованиями ГОСТ Р 8.615-2005 показало, что все параметры удовлетворяют требованиям стандарта.

Преимуществом заявляемого способа является непрерывный контроль значений дебитов всех фаз одновременно с сохранением точности измерений и соответствием требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

Список используемых источников

1. Исаакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983.

2. Патент №2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10. ПЕРЕДВИЖНАЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

3. Патент №2328597, Е21В 47/10 (2006.01), G01F 1/74 (2006.01). СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ.

4. Патент №2489685. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита газа и водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти, при этом измерения и расчеты возможны только в период подключения выкидного трубопровода к измерительной системе, отличающийся тем, что для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний, измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки.