СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2018 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин путем прямых измерений массы водонефтяной смеси без учета пластовой воды и объема свободного нефтяного газа при стандартных условиях с использованием измерительных установок, например АГЗУ-120М [1], ССМ [2], КТСУ-ИУ [3], Мера-ММ.31 [4], ГЗУ ГКС [5] и др.

При измерении установками дебита продукции нефтяной скважины происходит ее разделение на водонефтяную смесь и свободный нефтяной газ в сепараторе. По заданному алгоритму управления измерительной установкой накопленная в сепараторе водонефтяная смесь и свободный газ периодически или непрерывно (для газа) поступают в общий коллектор.

При сборе продукции нефтяной скважины в общий коллектор с использованием измерительных установок производятся измерения следующих параметров:

- массы и плотности водонефтяной смеси с помощью кориолисового расходомера-счетчика (массомера);

- объема свободного нефтяного газа с помощью расходомера-счетчика;

- температуры водонефтяной смеси с помощью датчика температуры;

- объемной доли пластовой воды в водонефтяной смеси с помощью поточного влагомера;

- времени цикла измерения продукции скважины.

Дополнительно лабораторными стандартизованными методами производятся измерения плотности пластовой воды и газа при стандартных условиях. Значения этих параметров вводятся в блок обработки информации измерительных установок в качестве условно-постоянных величин.

На основе результатов измерений блоком обработки информации измерительных установок производят вычисления следующих параметров продукции нефтяных скважин:

- массового расхода и массы водонефтяной смеси;

- массового расхода и массы нефти в водонефтяной смеси;

- объемного расхода и объема нефтяного газа в стандартных условиях,

а также расчет суточной производительности продукции нефтяных скважин.

Недостатком известного способа измерения дебита продукции нефтяных скважин, используемого в указанных измерительных установках, является дополнительная погрешность измерения, возникающая при определении массы водонефтяной смеси из-за наличия в ней свободного (не отсепарированного) газа, который представляет собой мелкодисперсный свободный газ, занимающий определенный объем в объеме водонефтяной смеси.

Результаты промысловых испытаний измерительных сепарационных установок показали, что объем свободного газа после сепарации в водонефтяной смеси может достигать до 10% [6] от объема сепарационной емкости.

Для измерительных сепарационных установок установлен предел допускаемою содержания свободного газа в водонефтяной смеси - 4% [7].

Требования к объемному содержанию свободного газа в водонефтяной смеси после сепаратора в описаниях типа средств измерения перечисленных выше измерительных установок не приводятся. Исключение составляет измерительная установка типа КТС-ИУ (ООО «БОЗНА», г. Бугульма), где установлен предел 2%.

Применяемые в измерительных сепарационных установках продукции нефтяных скважин для определения массы водонефтяной смеси и объема воды кориолисовые счетчики-расходомеры (массомеры) и поточные влагомеры имеют допускаемые погрешности измерения, величины которых нормированы для жидкостей без содержания свободного газа.

Нормирование относительной погрешности кориолисовых счетчиков-расходомеров по каналу измерения массы, как правило, не превышает ±0,1%, а по каналу измерения плотности абсолютная погрешность не более ±2 кг/м³ (по заказу - до ±0,5 кг/м³).

Абсолютная погрешность современных поточных влагомеров не превышает ±0,7%, что необходимо для выполнения требований национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Исследования кориолисового счетчика-расходомера фирмы «Йокогава» типа «Rotamass» показали, что последствия содержания газа в водовоздушной смеси при измерении массы и плотности непредсказуемы в диапазоне расходов жидкости, используемых при эксплуатации. При этом при малых размеров пузырьков газа возникает отрицательная дополнительная погрешность, а при больших размерах пузырьков газа - положительная дополнительная погрешность [8].

Результаты исследования метрологических характеристик кориолисового счетчика-расходомера фирмы «Endress + Houser» типа «Promass 83F» в зависимости от объемного содержания свободного газа в жидкости проведены в таблице 1 [9].

Результаты исследования метрологических характеристик другого типа кориолисового расходомера-счетчика приведены в таблице 2 [10].

Применяемые в измерительных установках продукции нефтяных скважин поточные влагомеры также подвержены влиянию свободного газа. При содержании свободного газа до 4% дополнительная погрешность поточных влагомеров может превышать допускаемую погрешность поточных влагомеров, определенную по водонефтяной смеси без содержания свободного газа [11].

Таким образом, реальные погрешности измерения кориолисовых расходомеров-счетчиков и поточных влагомеров при наличии свободного нефтяного газа в водонефтяной смеси могут намного превышать нормированные допускаемые погрешности и тем самым не позволяют реализовать требования к измерительным установкам по точности измерений массы водонефтяной смеси и массы нефти без учета воды, установленные в ГОСТ Р 8.615-2005.

В известном принятом за прототип способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь, измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа, выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа над установленным уровнем, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений объема нефтяного газа, массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси [6].

Однако способ не позволяет удалить остаточный газ из состава водонефтяной смеси после сепарации при измерениях массы водонефтяной смеси и объемной доли воды, выполняемых непосредственно кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами, для исключения дополнительных погрешностей измерения из-за содержания свободного газа в водонефтяной смеси. За счет этого недостатка гомерительные сепарационные установки, реализующие известный способ, могут иметь недопустимо высокие погрешности измерений водонефтяной смеси в продукции нефтяных скважин.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа.

Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе измерения дебита продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь, измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа, выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений объема нефтяного газа, массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси, согласно изобретению по истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости, водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки, измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Кроме того, устанавливают в жидкостной линии измерения перед кориолисовым расходомером-счетчиком и поточным влагомером насос откачки с производительностью, обеспечивающей максимальный выход остаточного газа из водонефтяной смеси в сепарационной калиброванной емкости. Причем объем остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости после откачки водонефтяной смеси, приведенный к стандартным условиям, определяют по формуле

где V_p - объем остаточного газа, равный объему сепарационной калиброванной емкости от индикатора уровня до дна;

Р_p, Т_p - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости;

Р_o, Т_o - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в стандартных условиях;

К - коэффициент сжимаемости остаточного газа.

Дебит по объему нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, Q, определяют по формуле

где V_г - объем нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям за время измерения, м³,

t - время измерения объема нефтяного газа, ч.

На чертеже приведена схема устройства для осуществления предлагаемого способа.

Устройство включает вертикальную сепарационную калиброванную емкость 8, в которой установлены датчик температуры 2, датчик давления 3 и индикатор уровня 4. На трубопроводе подачи продукции нефтяных скважин 14 в сепарационную емкость 8 установлен кран 1. На линии измерения газа установлены: кран 5, расходомер-счетчик газа 6, обратный клапан 7. На линии измерения жидкости установлены: кран 9, насос откачки 10, кориолисовый расходомер-счетчик 11, поточный влагомер 12, обратный клапан 13. Выходы линии измерения газа и линии измерения жидкости направлены в выходной коллектор 15.

Устройство работает следующим образом.

Продукция нефтяной скважины поступает по трубопроводу 14 в вертикальную сепарационную калиброванную емкость 8, при этом кран 1 на трубопроводе подачи продукции нефтяных скважин 14 и кран 5 на линии измерения газа открыты, кран 9 на линии измерения жидкости закрыт. В сепарационной калиброванной емкости 8 продукция нефтяной скважины разделяется на водонефтяную смесь и отсепарированный свободный нефтяной газ, который измеряется расходомером-счетчиком газа 6 в открытой линии измерения газа. При достижении водонефтяной смесью уровня в сепарационной калиброванной емкости 8, на котором установлен индикатор уровня 4, подается сигнал на закрытие крана 1 и подача продукции нефтяной скважины по трубопроводу 14 прекращается. После чего начинается выдержка водонефтяной смеси установленное время. За установленное время выдержки из водонефтяной смеси в сепарационной калиброванной емкости 8 выделяется свободный нефтяной газ в пространство над уровнем водонефтяной смеси. По окончании времени выдержки закрывается кран 5 и открывается кран 9, одновременно включается насос откачки 10 в линии измерения жидкости. По мере откачки насосом откачки 10 водонефтяной смеси из сепарационной калиброванной емкости 8 уровень водонефтяной смеси снижается от заданного индикатором уровня 4 до дна. Это приводит к снижению давления в сепарационной калиброванной емкости 8 над уровнем водонефтяной смеси и способствует выходу остаточного газа из водонефтяной смеси. Производительность насоса откачки 10 устанавливают в зависимости от обеспечения максимального выхода из водонефтяной смеси остаточного газа. По окончании откачки всей водонефтяной смеси из сепарационной калиброванной емкости 8 насосом откачки 10 кран 9 закрывают, измеряют давление и температуру остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости 8 соответственно датчиками 2 и 3. Объем выделенного остаточного газа водонефтяной смеси, приведенный к стандартным условиям, в сепарационной калиброванной емкости 8 после откачки водонефтяной смеси определяют по формуле

где V_p - объем остаточного газа, равный заданному объему сепарационной калиброванной емкости от индикатора уровня до дна;

Р_p, Т_p - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости;

Р_o, Т_o - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в стандартных условиях;

К - коэффициент сжимаемости остаточного газа.

По результатам измерений и вычислений определяется масса водонефтяной смеси (сырой нефти), масса нефти (масса сырой нефти без учета воды) и объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям с учетом объема выделенного остаточного газа, и дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа. Причем суточный дебит по объему нефтяного газа определяется по формуле

где V_г - объем нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям за время измерения, м³,

t - время измерения объема нефтяного газа, ч.

Таким образом, предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин.

Источники информации

1. Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-120М. Описание типа средства измерений. 2010 г.

2. Установки измерительные ССМ. Описание типа средства измерений. 2009 г.

3. Установки измерительные КТС-ИУ. Описание типа средства измерений. 2007 г.

4. Установки измерительные Мера-ММ.31. Описание типа средства измерений. 2013 г.

5. Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС. Описание типа средства измерений. 2014 г.

6. Патент РФ №2386811.

7. Методическое руководство по исследованию сепарационных установок. РД 39-0147103-352-89.

8. Кравченко В., Риккен М. Измерение расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока. Применение кориолисовых расходомеров в свете выхода ГОСТ 8.615-2005. Законодательная и прикладная метрология. М.: Издательство стандартов, 2006 г. №4.

9. М.С. Немиров, П.И. Лукманов. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерения газожидкостных потоков. Приборы. 2010, №6.

10. М. Генри, М. Томбас, М. Замора, Ф. Жоу, Р. Казимиро. Измерение расхода трехфазного потока на основе кориолисового расходомера при добыче нефти и газа. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО ВНИИОЭНТ, 2013, №3.

11. Вороненко А.В., Аверин В.В., Ушаткин Д.Е. Погрешность измерения влагосодеражния в СВЧ диапазоне. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО ВНИИОЭНТ, 2014, №5.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа. Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь. Измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа. Выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси. По истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки. Измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

1. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на нефтяной газ и водонефтяную смесь, измеряют объем нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа, выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части нефтяного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений объема нефтяного газа, массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси, отличающийся тем, что по истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости, водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки, измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного нефтяного газа и определяют объем остаточного нефтяного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси.

2. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающийся тем, что устанавливают в жидкостной линии измерения перед кориолисовым расходомером-счетчиком и поточным влагомером насос откачки с производительностью, обеспечивающей максимальный выход остаточного газа из водонефтяной смеси в сепарационной калиброванной емкости.

3. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающийся тем, что объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси определяют по формуле

где V_p - объем остаточного газа, равный заданному объему сепарационной калиброванной емкости от индикатора уровня до дна;

Р_р, Т_р - давление и температура остаточного газа в сепарационной емкости;

P_o, T_o - давление и температура остаточного газа в стандартных условиях;

К - коэффициент сжимаемости остаточного газа.

4. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающийся тем, что дебит по объему нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, определяют с учетом объема остаточного газа по формуле

,

где V_г - объем нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям за время измерения, м³,

t - время измерения объема нефтяного газа, ч.