СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В СКВАЖИНАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2019 года по МПК E21B47/10 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин.

Замер продукции нефтяных скважин в большинстве случаев производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Известна установка для измерения нефти, газа и воды в продукции нефтяной скважины / патент RU №168317 U1. Установка для измерения продукции нефтяной скважины. Заявл. 21.07.2016. Опубл. 30.01.2017 /. Установка включает измерительную емкость с калиброванной частью, верхний и нижний датчики положения уровней жидкости, линии подачи продукции скважины в сепаратор, отвода газа и жидкости из него, а также трехходовой кран для переключения слива жидкости на отбор газа и наоборот. При достижении уровнем жидкости в измерительной емкости верхнего датчики блоком управления подается сигнал приводу трехходового крана на слив жидкости, а при достижении нижнего датчика - на отвод газа из верхней части измерительной емкости.

Известна также установка для определения дебита продукции скважины / Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.98 г. Опубл. 27.07.99 г. / Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.

Однако приведенные аналоги имеют существенный недостаток, заключающийся в сложности проведения измерений при малом содержании свободного газа в поступающей в измерительную емкость продукции скважины. При полном отсутствии свободного газа в продукции измерение дебитов становится невозможным.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды / Патент RU №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012 г. Опубл. 20.01.2014 г. /. Для измерения дебита жидкости производят заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производят закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.

Однако применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Известен способ измерения дебита газа, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения / Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97 г. /. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют дебит свободной газовой фазы. Недостаток устройства состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин / патент RU №2439316 С2. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 10.01.2012 /, включающий поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор и разделение в нем газа и нефти. Далее осуществляют последовательный отбор из сепаратора нефти и газа с замером их количества с помощью поплавка и трехходового переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. Переключение потоков нефти и газа осуществляется за счет повышения давления на каждую из сторон двустороннего поршня переключателя потока при запирании поплавком выходов нефти и газа из сепаратора в верхнем и нижнем концах вертикальной перфорированной трубы.

Недостаток способа состоит в том, что при повышении давления в сепараторе происходит сжатие газовой фазы и задержка срабатывания переключателя потока. Это, в свою очередь, приводит к значительной погрешности измерения времени налива и слива нефти, а также достоверности проводимых измерений.

Кроме того, недостатком способа является невозможность проведения измерений при малых количествах попутного нефтяного газа или его отсутствии в жидкости, например, при замерах продукции высокообводненных скважин. Малые количества попутного нефтяного газа приводят к значительному росту периода измерения его расхода, измеряемому многими часами, а при полном отсутствии свободного газа в жидкости - к потере работоспособности установки и невозможности замера дебитов нефти и воды из-за отсутствия возможности опорожнения измерительной емкости от жидкости после ее заполнения.

Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебитов нефти, воды и газа при различных содержаниях свободного газа в измеряемой продукции, в том числе при его полном отсутствии.

Решение поставленной технической задачи достигается тем, что в известном способе измерения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и переключение потоков нефти и газа с помощью поршня, согласно изобретению, в калиброванной части емкости герметично размещают поршень, в котором при достижении им верхнего крайнего положения под действием напора поступающей продукции открывается проходной канал, позволяющий далее поршню двигаться вниз под собственным весом, превышающим сопротивления его движению, и пропуская через себя измеряемую среду, а при достижении им крайнего нижнего положения под действием силы тяжести поршня проходной канал перекрывается и поршень начинает движение вверх под напором поступающей снизу в измерительную емкость продукции скважины, при этом общий дебит продукции скважины рассчитывают по времени движения поршня от крайнего нижнего до крайнего верхнего положений и объему, описываемому поршнем за этот период, а количественный состав измеряемой продукции определяют путем отбора ее пробы по высоте калиброванной части измерительной емкости в пробоотборную камеру при достижении крайнего верхнего положения поршня в емкости, последующего ее слива из нижней точки камеры и замера объемов сливаемых нефти и воды, а также их плотности, при этом объем газовой фазы в продукции рассчитывают вычитанием объемов обеих жидкостей из всего внутреннего объема камеры.

На рис. 1, 2 и 3 представлены схемы реализации способа.

Измерительная емкость 1 подключена к коллектору 2 скважины с помощью входной 3 и выходной 4 линий через задвижки 5 и 6, между которыми в коллекторе 2 установлена разрывная задвижка 7. В верхней и нижней точках измерительной емкости установлены патрубки 8 для отвода продукции скважины и 9 для ввода продукции. Внутри измерительной емкости 1 герметично размещен поршень 10 с выполненным внутри центральным проходным каналом 11. Внутри канала 11 размещены направляющая втулка 12 с отверстиями, шток 13 с конусообразным запорным элементом 14.

К измерительной емкости 1 (рис. 1 и 2) с помощью полых перемычек 15 закреплена труба 16, в которую герметично по всей высоте входит пробоотборная камера 17 с отверстиями 18, совпадающими по вертикали с отверстиями 19 перемычек 15 в измерительной емкости 1. В верхнюю часть трубы 16 герметично входит ось камеры 17 с наружным указательным флажком 20 положения камеры 17 относительно трубы 16. Труба 16 в нижней части имеет сливной кран 21. В верхней и нижней частях емкости 1 размещены упоры 22 и 23 крайних положений поршня 10. Верхняя перемычка 15 соединена с емкостью 1 таким образом, что при крайнем верхнем положении поршня 10 эта перемычка располагается непосредственно под нижним торцом поршня 10 и сообщается с полостью емкости 1. Нижняя перемычка 15 располагается непосредственно над упором 23. В нижнюю часть емкости 1 входит линия с краном 24 для периодического удаления из емкости шлама.

Упоры 22 и 23 крайних положений поршня 10 имеют электрические контакты (на рисунках не показаны), фиксирующие положения поршня для расчета общего дебита продукции скважины с помощью программы блока управления 25.

Способ осуществляется следующим образом.

На рис. 1 показан цикл движения поршня 10 вверх с перекрытым каналом 11 конусной частью 14 штока 13. Поступающая в измерительную емкость 1 продукция скважины через задвижку 5, линию 3 и патрубок 9 под собственным напором перемещает поршень 10 с перекрытым каналом 11 вверх. В течение всего этого цикла происходит накопление поступающей продукции в подпоршневой зоне измерительной емкости, и чем больше общий дебит скважины, тем меньше промежуток времени ее заполнения. По времени движения поршня 10 от нижней до верхней мертвой точек, а также величине объема, описываемого поршнем за это время, программой рассчитывается общий дебит продукции скважины. В цикле движения поршня 10 вверх поступившая ранее в надпоршневую область продукция будет вытесняться поршнем 10 в коллектор 2 через патрубок 8, линию 4 и открытую задвижку 6.

При достижении поршнем 10 крайнего верхнего положения патрубок 8 заставит шток 13 переместиться вниз, открыв канал 11. После этого поршень 10 начнет падать вниз (рис. 3) под собственным весом, преодолевая сопротивления в паре трения «поршень - цилиндр измерительной емкости 1».

В период падения поршня 10 поступающая в измерительную емкость 1 через патрубок 9 продукция скважины проходит в надпоршневую область через канал 11 и отверстия направляющей втулки 12. В этом цикле движения поршня измерения не производятся.

Дойдя до крайнего нижнего положения поршня 10, запорный элемент 14 упрется в патрубок 9 и за счет силы тяжести поршня переместится вверх относительно поршня 10 и перекроет центральный проходной канал 11. Далее под напором поступающей в емкость 1 продукции поршень 10 начнет перемещаться вверх и циклы будут повторяться.

Масса поршня 10 подбирается с расчетом преодоления сопротивлений трения при его падении. В обоих циклах движения поршня 10 расположение пробоотборной камеры 17 в трубе 16 устанавливается таковым, что отверстия 18 камеры не совпадают с отверстиями 19 перемычек 15 во избежание входа жидкости из емкости 1 в камеру 17.

Для определения количественного состава продукции, входящей в подпоршневую область измерительной емкости 1 при достижении поршнем 10 крайнего верхнего положения производят поворот пробоотборной камеры 17 вокруг своей оси до совпадения отверстий 18 и 19. Поворот камеры 17 с помощью наружного флажка 20 производят на короткое время, достаточное для массообмена в полости камеры 17 и получения распределения газа, нефти и воды в ней, аналогичного распределению этих фаз в измерительной емкости 1 согласно закону о сообщающихся сосудах. После этого камеру вновь поворачивают на прежний угол для отсечения отобранного объема продукции от полости емкости 1. Период открытия и последующего закрытия камеры 17 непродолжителен и может составить всего 2…3 секунды. Далее производят слив под атмосферным давлением продукции скважины из камеры 17 в измерительный сосуд для замера объемов нефти, воды, а также их плотности. При этом в период слива жидкость дегазируется, и небольшое количество свободного нефтяного газа отводится в атмосферу.

По измеренным объемам нефти и воды рассчитывается также объем газа, отобранного в камеру 17, путем вычитания измеренных объемов жидкостей из полного объема камеры 17.

Рассчитанные, таким образом, соотношения объемов нефти, газа и воды будут полностью соответствовать аналогичным соотношениям в калиброванной части емкости 1 благодаря отборам измеряемых сред в камеру 17 из емкости 1 сразу с нескольких уровней.

Располагая общим дебитом продукции скважины по полученному соотношению фаз, легко рассчитываются объемные дебиты скважины нефти, газу и воде. Объемные дебиты нефти и воды переводятся в массовые дебиты по измеренным плотностям жидкостей, отобранных из камеры 17.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемого способа является возможность измерения дебитов нефти, газа и воды при любом содержании свободного газа в продукции скважины, а также простота и высокая точность замеров благодаря применению объемных методов измерения параметров.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебитов нефти, воды и газа при различных содержаниях свободного газа в измеряемой продукции, в том числе при его полном отсутствии. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и переключение потоков нефти и газа с помощью поршня. При этом поршень герметично размещают в калиброванной части емкости, в котором при достижении им верхнего крайнего положения под действием напора поступающей продукции открывается проходной канал, позволяющий далее поршню двигаться вниз под собственным весом, превышающим сопротивления его движению, и пропуская через себя измеряемую среду. При достижении им крайнего нижнего положения под действием силы тяжести поршня проходной канал перекрывается и поршень начинает движение вверх под напором поступающей снизу в измерительную емкость продукции скважины. При этом общий дебит продукции скважины рассчитывают по времени движения поршня от крайнего нижнего до крайнего верхнего положений и объему, описываемому поршнем за этот период. Количественный состав измеряемой продукции определяют путем отбора ее пробы по высоте калиброванной части измерительной емкости в пробоотборную камеру при достижении крайнего верхнего положения поршня в емкости, последующего ее слива из нижней точки камеры и замера объемов сливаемых нефти и воды, а также их плотности, при этом объем газовой фазы в продукции рассчитывают вычитанием объемов обеих жидкостей из всего внутреннего объема камеры. 3 ил.

Способ измерения дебитов нефти, газа и воды в скважинах нефтяных месторождений, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и переключение потоков нефти и газа с помощью поршня, отличающийся тем, что в калиброванной части емкости герметично размещают поршень, в котором при достижении им верхнего крайнего положения под действием напора поступающей продукции открывается проходной канал, позволяющий далее поршню двигаться вниз под собственным весом, превышающим сопротивления его движению, и пропуская через себя измеряемую среду, а при достижении им крайнего нижнего положения под действием силы тяжести поршня проходной канал перекрывается и поршень начинает движение вверх под напором поступающей снизу в измерительную емкость продукции скважины, при этом общий дебит продукции скважины рассчитывают по времени движения поршня от крайнего нижнего до крайнего верхнего положений и объему, описываемому поршнем за этот период, а количественный состав измеряемой продукции определяют путем отбора ее пробы по высоте калиброванной части измерительной емкости в пробоотборную камеру при достижении крайнего верхнего положения поршня в емкости, последующего ее слива из нижней точки камеры и замера объемов сливаемых нефти и воды, а также их плотности, при этом объем газовой фазы в продукции рассчитывают вычитанием объемов обеих жидкостей из всего внутреннего объема камеры.