СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ Российский патент 2022 года по МПК E21B47/00 E21B43/34 G01N30/00 G01N33/28 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды передвижными замерными установками.

Измерение дебитов нефти, газа и воды на объектах добычи нефти производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (Патент РФ на изобретение №2082107, заявл. 18.05.95 г., опубл. 20.06.97 г.). По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.

Недостаток способа 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.

Известна установка для определения дебита продукции скважины (Патент РФ на изобретение №2133826, заявл. 05.01.1998 г., опубл. 27.07.1999 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 способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент РФ на изобретение №2504653, заявл. 30.07.2012 г., опубл. 20.01.2014 г.). Способ включает заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производится закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка 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 реализация способа осложнена применением компрессора, производительность которого, при прочих равных, условиях зависит от давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Общим недостатком рассмотренных аналогов и прототипа является невозможность измерения остаточного количества растворенного газа в нефти. Описанные способы и устройства измеряют лишь количество свободно выделившегося газа из нефти при давлении в выкидном коллекторе нефтяной скважины. В то же время в нефти может оставаться еще достаточное количество растворенного газа, которое не учитывается в расчетах газового фактора.

Известны способ и устройство для определения растворенного газа в нефти (Патент РФ на изобретение №2541378, заявл. 14.12.2012 г., опубл. 20.06.2014 г.). Способ включает в себя отбор пробы нефти под давлением, ввод в прибор калиброванного объема нефти и создание заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведение системы в термодинамические равновесия при различных давлениях и температурах и получения опытных данных для построения зависимости остаточного газового фактора от температуры и давления для каждого месторождения нефти.

Способ обладает недостатком, состоящим в недопустимости наличия водной фазы продукции пласта в отбираемой пробе нефти. Практическое отсутствие в воде растворенного газа приводит к значительной погрешности в измерении растворенного газа в нефти. Следует отметить, что в подавляющем большинстве случаев в отбираемых пробах нефти будет присутствовать вода в объемах, доходящих до 98% к объему отбираемой жидкости.

Известны способ и устройство для измерения дебита нефти (Патент РФ на изобретение №2236584, заявл. 17.12.2002 г., опубл. 20.09.2004 г.). Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости, а дебита свободного газа по скорости опорожнения емкости от ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.

Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью предварительного измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости, а также присутствием в пробе нефти пластовой воды, не позволяющей корректно производить измерения растворенного газа в нефти.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ измерения продукции нефтяной скважины, реализуемый в патенте РФ на полезную модель №168317 (заявл. 21.07.2016 г., опубл. 30.01.2017 г.), согласно которому для измерения количества оставшегося количества растворенного газа в нефти производят отбор жидкости из основной емкости в малую емкость, ее перекрытие от основной и замер счетчиком количества выделившегося газа при снижении давления в малой емкости до атмосферного значения.

Способ обладает недостатком, состоящим в малой точности измерения растворенного газа при высокой обводненности продукции пласта. Небольшое содержание нефти и большой объем отобранной в малую емкость пластовой воды будут являться причиной чрезвычайно малых объемов поступления растворенного на счетчик.

Технической результатом заявляемого изобретения является обеспечение возможности измерения свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины значительного количества пластовой воды.

Поставленный технический результат решается описываемым способом, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости.

Новым является то, что в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти, причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым.

На фиг. 1 показана гидравлическая часть схемы реализации способа.

К выкидному коллектору 1 скважины (на фиг. 1 не показана) с краном 2 с помощью входного 3 и выходного 4 кранов подключена измерительная емкость 5 передвижной установки. Нижняя часть емкости 5 линией 6 соединена с трехходовым краном 7 с электроприводом, который с одной стороны также сообщен с коллектором 1 линией 8 и выходным краном 4, а с другой стороны - газовой линией 9 с верхней частью измерительной емкости 5.

В емкости установлены верхний 10 и нижний 11 датчики гидростатических уровней жидкости. В нижней части емкости 5 расположен приемный патрубок 12 для слива жидкости, а в верхней части емкости 5 -приемный патрубок 13 для отвода сепарированного газа.

К верхней части емкости 5 подведена линия 14 после входного крана 3. Управление включениями трехходового крана 7 осуществляется контроллером блока управления 15 по сигналам датчиков 10 и 11 гидростатического давления. В непосредственной близости к емкости 5 установлена отстойная камера 16, верхняя часть которой соединена через кран 17 с верхним уровнем калиброванной части емкости 5, расположенным непосредственно под уровнем расположения датчика 10. Кроме того, верхняя часть отстойной камеры 16 соединена также через кран 17 и линию 18 с газовой линией 9. В верхнюю часть камеры 16 через кран 19 подведена линия подачи деэмульгатора. В нижней части отстойной камеры 16 установлены сливные краны 20 и 21. Отстойная камера 16 соединена с калиброванной частью емкости 5 на разных уровнях с помощью крана 22. Кран 21 соединен с прибором 23 для измерения растворенного газа в нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Соединение передвижной установки производится при закрытых кранах 3 и 4 и открытом кране 2. Для проведения измерений производят открытие кранов 3 и 4 и закрытие крана 2. Через входной кран 3 и линию 14 продукция скважины направляется в верхнюю часть емкости 5.

Отсепарированная жидкость, стекая вниз, заполняет калиброванную часть емкости 5 между уровнями расположения датчиков 11 и 10, при этом фиксируется время заполнения емкости 5 от датчика 11 до датчика 10. В период заполнения емкости 5 жидкостью трехходовой кран 7 перекрывает сливную линию 6 и одновременно соединяет линии 9 и 8. В период заполнения емкости 5 продукцией скважины отсепарированный газ отводится по линиям 9 и 8 в выкидной коллектор скважины 1. По времени заполнения емкости 5 жидкостью от датчика 11 до датчика 10 программа блока управления рассчитывает дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси).

После того, как уровень жидкости подойдет к верхнему датчику 10 емкости 5, блок управления 15 подает команду на переключение трехходового крана 7 на слив жидкости из емкости 5 в коллектор через линии 6 и 8. Одновременно трехходовой кран 7 перекроет линию 9 отвода газа из емкости 5.

В этом цикле измерения накапливающийся в верхней части емкости газ будет оттеснять уровень жидкости вниз. Время опорожнения калиброванной части емкости 5 от жидкости будет пропорционально дебиту поступающего в емкость 5 вместе с жидкостью свободного нефтяного газа. При этом дебит газа определяется делением объема калиброванной части емкости 5 на время опорожнения емкости 5 от жидкости.

В момент достижения уровнем жидкости в емкости 5 датчика 10 в цикле наполнения емкости продукцией производят открытие крана 22 для наполнения отстойной камеры 16 продукцией пласта с верхнего слоя заполняющей емкость 5 жидкости. В верхнем слое жидкости содержание водной фазы будет минимальным. Заполнение отстойной камеры 16 продукцией пласта производят при открытом кране 17 в целях выравнивания давлений в емкости 5 и отстойной камере 16. Далее в камеру 16 вводят деэмульгатор и выдерживают некоторое время для расслоения в ней нефти и воды.

В последующем перекрывают кран 22 и сливают жидкость под давлением из камеры 16 через кран 20. Во избежание снижения давления в отстойной камере 16 слив жидкости производят при очень малом расходе, т.е. практически отдельными каплями. Кроме того, для поддержания давления в камере 16 слив жидкости из нее производят при открытом кране 17.

После появления в сливаемой жидкости нефти кран 20 перекрывают и через кран 21 отбирают пробу нефти также под давлением в прибор 23 для определения растворенного газа. Отбор пробы через кран 21 также снижает риск попадания воды в пробу из патрубка, расположенного выше крана 20. Такая процедура отбора пробы нефти позволяет практически полностью исключить попадание в нее водной фазы продукции пласта.

Газовый фактор нефти в предложенном способе рассчитывается уже с учетом дополнительного количества растворенного газа в нефти, измеренного прибором.

Измерение гидростатического перепада давления жидкости в емкости 5 по показаниям датчиков 10 и 11 гидростатических уровней жидкости в емкости 5 при заданных плотностях нефти и воды позволяет рассчитать обводненность продукции и дебиты нефти и воды.

Технико-экономическими преимуществами заявляемого способа являются возможность измерения растворенного газа в нефти, а также простота и высокая надежность работы замерной установки.

С ноября 2015 г. были проведены измерения газового фактора нефти (свободного и растворенного), дебита и обводненности жидкости по заявляемому способу на двух скважинах АО "Шешмаойл" и 13 скважинах Заречного месторождения АО «Геотех». Дебиты жидкости скважин, измеренные по заявляемому способу, и данные по геологическому отчету в целом имеют одинаковый порядок. Исключение составляет скважина 3222 из-за высокой вязкости добываемой продукции (более 2500 мПа⋅с). На скважине 64 не получилось измерить газовый фактор нефти в связи с предельно высокой обводненностью жидкости (95%). Измерения газового фактора на скважинах 75, 78 и 2150 показали различия в сравнении с геологическими данными, хотя дебиты скважин и обводненность близки по значениям. Выполненный объем измерений газового фактора нефти, дебитов и обводненности скважин показал работоспособность заявляемого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды передвижными замерными установками. Технической результатом является обеспечение возможности измерения свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины значительного количества пластовой воды. Предложен способ измерения газового фактора нефти, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости. При этом в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти. Причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым. 1 ил.

Способ измерения газового фактора нефти, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, заполнение с заданной периодичностью водонефтяной смесью отстойной камеры, верхняя часть которой соединена с линией отвода газа из емкости, измерение растворенного газа в нефти путем ее отбора из емкости, отличающийся тем, что в конце цикла заполнения калиброванной части емкости продукцией скважины производят отбор водонефтяной смеси под давлением в отстойную камеру с верхнего уровня калиброванной части емкости, после чего в камеру вводят деэмульгатор для расслоения водонефтяной смеси с последующим сливом под давлением отслоившейся воды из нижней части отстойной камеры до момента появления в сливаемой жидкости нефти, которую далее также под давлением отбирают в прибор для определения растворенного газа в нефти, причем в период слива жидкостей из отстойной камеры кран для отбора нефти из калиброванной части емкости оставляют перекрытым.