СПОСОБ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/34 E21B47/10 

Предлагаемое изобретение относится к области измерения дебита нефти, газа и воды нефтяных скважин передвижными установками и может быть использовано для определения газового фактора нефти при малых газосодержаниях поступающей к устью скважины продукции.

Известен способ измерения продукции нефтяной скважины, на базе замера скорости заполнения двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения от жидкости (Патент РФ №2082107 Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95, опубл. 20.06.97). Измеренное время заполнения емкостей позволяет программе рассчитать дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей рассчитать объемный 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.

Приведенный способ обладает недостатком, состоящим в присутствии в продукции диспергированных фаз воды и газа, являющихся причиной роста погрешности измерений. Помимо этого, в расчетах газового фактора не учитывается остаточное количество растворенного газа в нефти.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент RU №2504653 С1. Заявл. 30.07.2012, опубл. 20.01.2014). 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 дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин (Патент RU №2439316 С2. Заявл. 05.04.2010, опубл. 10.01.2012). Способ включает 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 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, применение данного способа для передвижного варианта установки измерения может занимать большой период времени в случае высокой вязкости добываемой продукции или малого количества свободного газа в жидкости, к примеру, высокой обводненности продукции или малом газовом факторе нефти.

Известны способ и устройство для измерения дебита нефти (Патент РФ №2236584 Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002, опубл. 20.09.2004). Они включают 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 и слива 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.

К недостаткам способа относится его малая эффективность при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. При добыче высоковязкой нефти значительно возрастает время вытеснения нефти из емкости, а также давление вытеснения. Кроме того, продолжительность измерений значительно возрастает при малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа. При минимальном газосодержании продукции скважины, что наблюдается при обводненности скважин 95…98%, время цикла опорожнения сепаратора от жидкости может составить многие часы, что недопустимо для проведения замеров.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ измерения продукции нефтяной скважины (Патент RU №2733954 С1. Заявл. 13.08.2019, опубл. 08.10.2020. БИ №28). 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 гидростатическому перепаду давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части. Прекращение налива жидкости в емкость сепаратора производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления. Последующий слив жидкости из сепаратора производят с повышением давления в емкости сепаратора установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.

Недостаток способа, выбранного в качестве прототипа, состоит в невозможности измерения остаточного количества растворенного газа в нефти, заполняющей сепаратор при замерах.

Кроме того, для повышения давления газа в сепараторе для обеспечения слива жидкости при малом газосодержании поступающей продукции требуется достаточно много времени. Наименьшее содержание свободного газа в добываемой продукции скважины имеет место на старых истощенных залежах при высокой обводненности пластовой жидкости.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение точности измерения массового дебита сырой нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа при малых значениях газосодержания нефти. Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем ввод продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, сепарацию в ней газа из нефти, измерение массового дебита сырой нефти по времени наполнения жидкостью калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, согласно изобретению, после кратковременной остановки скважины и подключения к ней измерительной установки производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпасную линию установки для восстановления структуры поступающей трехфазной продукции в манифольдную линию скважины и затем направляют продукцию в измерительную емкость через дроссель, поддерживающий давление на своем входе, равное давлению в манифольдной линии, а наполнение измерительной емкости производят с одновременным измерением счетчиком образующегося в нем избыточного объема поступающего свободного газа и выходящего из нефти растворенного газа при давлении в емкости, близким к атмосферному, и по достижению в емкости максимально заданного гидростатического перепада давления контроллер блока управления автоматически перекрывает поступление продукции в измерительную емкость, а газовый фактор нефти рассчитывают как отношение общего количества газа, измеренного счетчиком при наполнении емкости к массе вошедшей в емкость нефти за этот же период.

На чертеже представлена схема передвижной установки для реализации способа.

К скважине 1 подходит манифольдная линия 2 с разрывной задвижкой 3 и кранами 4 и 5. К кранам 4 и 5 передвижная установка подключается с помощью гибких рукавов 6 и 7 высокого давления. На входной линии 8 в измерительную емкость 9 установлены электромагнитный клапан 10, шаровый кран 11 с ручным приводом и дроссель, представляющий собой рущуюся пару: цилиндр 12 с глухим поршнем 13, снизу подпираемым пружиной 14. Нижняя торцевая часть цилиндра 12 линией 15 сообщена с байпасной линией 16, на которой установлен шаровый кран 17. Байпасе 16 соединен с манифольдом 2 скважины через гибкий рукав 7. Нижняя часть измерительной емкости 9 сливной линией 18 через кран 19 сообщена также с манифольдом 2 скважины.

Верхняя часть измерительной емкости 9 газовой линией 20 соединена с верхней частью датчика 21 перепада давления. Нижняя часть датчика 21 соединена со сливной линией 18. На газовой линии 20 установлены также вентили 22 и 23, последний из которых размещен на патрубке с установленным счетчиком газа 24. Управление переключением электромагнитного клапана 10 производится контроллером (на чертеже не показан). На чертеже показана также условно напорная линия 25 скважины.

Способ осуществляется следующим образом. Передвижная установка при временной остановке скважины 1 соединяется сманифольдной линией 2 с помощью гибких рукавов 6 и 7 через входной 4 и выходной 5 краны. В этот период измерительная емкость 9 находится под атмосферным давлением, краны 11, 17 и 19, а также вентили22 и 23 закрыты, а разрывная задвижка 3 на манифольде 2 открыта. После соединения передвижной установки с манифольдом 2 производят запуск скважины 1 в работу с откачкой продукции через разрывную задвижку 3 в напорную линию 25. Далее закрывают задвижку 3 и открывают краны 4, 5, а также кран 11. Одновременно открывают кран 17 и начинают перепускать продукцию скважины 1 по байпасной линии 16 в напорную линию 25 скважины. Необходимость перепуска продукции по байпасной линии 16 связана с восстановлением структуры потока трехфазной продукции в манифольдной линии 2 при остановке скважины перед последующим заполнением емкости 9. В противном случае в емкость при ее наполнении может поступать расслоившиеся в верхней части колонны насосно-компрессорных труб газ и далее нефть с небольшим количеством воды.

В этот же период давление в манифольдной линии 2 будет передаваться поршню 13 дросселя снизу и прижимать его к верхнему торцу цилиндра 12.

По истечении расчетного времени работы установки через байпасе 16 производят закрытие ручного крана 17 и запуск контроллера и программы работы передвижной установки. При этом откроется электромагнитный клапан 10 и продукция скважины 1 начнет поступать в емкость 9, отжав поршень 13 с пружиной 14 вниз своим давлением, превышающим давление в напорной линии 25. Одновременно открывают вентили 22 и 23 на газовой линии для измерения поступающего в емкость 9 газа счетчиком 24, а также измерения гидростатического перепада давления в емкости 9 датчиком 21. Создание гидравлических сопротивлений на входе продукции в емкость и доведение давления на входе перед дросселем до значения давления в напорной линии 25 за весь период наполнения емкости 9 необходимо в связи с атмосферным давлением в емкости 9 и неизбежным ускоренным ее наполнением продукцией, поступающей в манифольд 2 под давлением скважинного насоса (на чертеже не показан). Это привело бы к существенным ошибкам измерения параметров отбора продукции.

В период наполнения емкости 9 продукцией весь сепарируемый из нефти газ вместе с растворенным ранее газом измеряется счетчиком 24. Давление в емкости 9 при этом будет немного превышать атмосферное значение, достаточное для преодоления гидравлических сопротивлений в счетчике газа и в вентиле 23.

При достижении в емкости максимально заданного гидростатического перепада давления, измеряемого датчиком 21, контроллер по программе закроет электромагнитный клапан 10. Для продолжения работы скважины открывают кран 17 на байпасной линии 16 и закрывают кран 11. После достижения атмосферного давления в емкости 9 перекрывают вентили 22 и 23.

Программа контроллера по введенным заранее данным о плотности нефти и воды, а также обводненности продукции рассчитывает массу поступившей в емкость 9 нефти:

где: ΔP_max, ΔP_min - соответственно максимально и минимально заданные значения гидростатического перепада давления, Па;

ρ_н, ρ_в - соответственно плотности нефти и воды, кг/м³;

В - обводненность жидкости, дол. ед.;

D_ем - внутренний диаметр калиброванной части емкости, м;

- ускорение силы тяжести, м/с.

Массовый дебит сырой (обводненной) нефти составит:

где: Т - время наполнения емкости, с.

Расчет газового фактора нефти производится по формуле:

где:

V_сч - общее количество газа, включающее и растворенную часть, измеренное счетчиком и приведенное к стандартным условиям, м³.

Далее возможно повторение заполнения емкости 9 и измерения перечисленных параметров поступающей продукции для получения устойчивых средних величин. Для этого емкость 9 освобождают от продукции предыдущего измерения, к примеру, ее откачкой в напорную линию 25 дополнительным насосом.

Технико-экономическим преимуществом предложенного способа является простота и надежность его реализации, а также малые затраты времени на проводимые измерения.

Способ замера продукции нефтяной скважины и определения газового фактора нефти включает ввод продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, сепарацию в ней газа из нефти, измерение массового дебита сырой нефти по времени наполнения жидкостью калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости. После кратковременной остановки скважины и подключения к ней измерительной установки производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпасную линию установки для восстановления структуры поступающей трехфазной продукции в манифольдную линию скважины и затем направляют продукцию в измерительную емкость. Наполнение измерительной емкости производят с одновременным измерением счетчиком образующегося в нем избыточного объема поступающего свободного газа и выходящего из нефти растворенного газа при давлении в емкости, близком к атмосферному, и по достижении в емкости максимально заданного гидростатического перепада давления контроллер блока управления автоматически перекрывает поступление продукции в измерительную емкость. Газовый фактор нефти рассчитывают как отношение общего количества газа, измеренного счетчиком при наполнении емкости, к массе вошедшей в емкость нефти за этот же период. Обеспечивается повышение точности измерения массового дебита сырой нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа. 1 ил.

Способ замера продукции нефтяной скважины и определения газового фактора нефти, включающий ввод продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, сепарацию в ней газа из нефти, измерение массового дебита сырой нефти по времени наполнения жидкостью калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, отличающийся тем, что после кратковременной остановки скважины и подключения к ней измерительной установки производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпасную линию установки для восстановления структуры поступающей трехфазной продукции в манифольдную линию скважины и затем направляют продукцию в измерительную емкость через дроссель, поддерживающий давление на своем входе, равное давлению в манифольдной линии, а наполнение измерительной емкости производят с одновременным измерением счетчиком образующегося в нем избыточного объема поступающего свободного газа и выходящего из нефти растворенного газа при давлении в емкости, близком к атмосферному, и по достижении в емкости максимально заданного гидростатического перепада давления контроллер блока управления автоматически перекрывает поступление продукции в измерительную емкость, а газовый фактор нефти рассчитывают как отношение общего количества газа, измеренного счетчиком при наполнении емкости, к массе вошедшей в емкость нефти за этот же период.