Способ отбора проб жидкости из добывающих скважин Российский патент 2024 года по МПК G01N1/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам отбора жидких проб текущей жидкости.

Известен способ отбора проб жидкости из трубопровода (патент RU №2640341, МПК G01N 1/10, F17D 3/10, опубл. 27.12.2017, Бюл. №36), при котором в основном трубопроводе размещают пробозаборное устройство, осуществляют обвязку пробозаборного устройства с основным трубопроводом при помощи обводной линии от основного трубопровода, прокачивают под воздействием избыточного давления часть потока основного трубопровода через пробозаборное устройство и последовательно соединенную с ним обводную линию от основного трубопровода, соединяют обводную линию от основного трубопровода с автоматическим пробоотборником, каналом и пробозаборным элементом, устанавливают диспергатор и пробозаборный элемент для ручного отбора пробы за пробозаборным элементом для автоматического отбора пробы по ходу потока обводной линии от основного трубопровода, обвязку элементов выполняют из условия увеличения перепада давления в канале, связывающем обводную линию от основного трубопровода с автоматическим пробоотборником, по сравнению с перепадом давления, создаваемого за счет скоростного напора потока обводной линии от основного трубопровода или за счет скоростного напора потока основного трубопровода, осуществляют отбор пробы автоматическим пробоотборником из этого канала, осуществляют ручной отбор пробы из потока обводной линии от основного трубопровода, причем обвязку элементов выполняют с формируемым трансформированием поперечного сечения потока или его части на участке отбора пробы при условии, чтобы при горизонтальном направлении хода жидкости средняя ширина проходного сечения трубопровода в горизонтальной плоскости была меньше средней высоты проходного сечения трубопровода в вертикальной плоскости, а при вертикальном направлении хода жидкости площадь поперечного сечения прохода потока или его части уменьшалась по ходу движения жидкости.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности взятия достоверных проб многофазной жидкости при периодической ее прокачке, так как не учитывается гравитационное расслоение на фазы во время остановки, и отсутствие защиты окружающей среды из-за отсутствия сборного газопровода, исключающего выбросы выделившегося газа в атмосферу.

Известен также способ отбора проб жидкости из трубопровода (патент RU №2206881, МПК G01N 1/10, опубл. 20.06.2003, Бюл. №17), при котором осуществляют соединение автоматического пробоотборника и трубопровода каналом и отбор точечных проб автоматическим пробоотборником из этого канала, при котором часть жидкости из канала периодически, минуя пробосборник, поступает в автоматический пробоотборник для обеспечения необходимой гидравлики на движущихся элементах автоматического пробоотборника при его работе, а затем вытесняется из автоматического пробоотборника, отличающийся тем, что вытесняемая часть жидкости из автоматического пробоотборника, не поступающая в пробосборник, направляется непосредственно в трубопровод, минуя канал, из которого производится отбор пробы.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности взятия достоверных проб многофазной жидкости при периодической ее прокачке, так как не учитывается гравитационное расслоение на фазы во время остановки, и отсутствие сброса газа из-за отсутствия сборного газопровода, что исключает исключает полный набор пробоотборной емкости.

Наиболее близким является способ отбора проб жидкости из трубопровода (патент RU № 2259551, МПК G01N 1/10, опубл. 27.08.2005, Бюл. №24), при котором осуществляют соединение автоматического пробоотборника и трубопровода каналом, отбор автоматическим пробоотборником через этот канал порций проб, при котором их транспортируют через систему полостей в автоматическом пробоотборнике, причем отбор пробы осуществляют при транспортировке порций проб через каналы из условия сохранения коэффициента сжимаемости жидкости и отсутствия накопления газовой фазы в полостях автоматического пробоотборника.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности взятия достоверных проб многофазной жидкости при периодической ее прокачке, так как не учитывается гравитационное расслоение на фазы во время остановки, и отсутствие защиты окружающей среды из-за отсутствия сборного газопровода, исключающего выбросы выделившегося газа из пробосборника в атмосферу.

Техническим результатом является создание способа отбора проб жидкости из добывающих скважин, позволяющего отбирать достоверные пробы многофазной жидкости (водогазонефтяной смеси) при периодическом ее отборе из добывающих скважины с учетом гравитационного расслоения во время остановки, а также сбор выделившегося газа из установки и пробосборника в герметичный сборный газопровод.

Техническим решением является способ отбора проб жидкости из добывающих скважин, включающий соединение автоматического пробоотборника, оснащенного пробосборником, с колонной труб, по которой подается жидкость, каналом для автоматического обора проб и сброса части пробы через обводной линию в общий трубопровод, перекачивающий жидкость, минуя канал, из которого производится отбор пробы, причем пробосборник оснащают для вывода воздуха и газа сверху газоотводной трубкой.

Новым является то, что колонну труб оснащают снизу глубинным насосом и спускают в скважину в интервал отбора скважинной жидкости, насос на устье скважины соединяют с блоком управления, обеспечивающим периодический отбор насосом жидкости, предварительно проводят лабораторный анализ жидкости для определения объема выделяемой нефти за время периодического простоя насоса, колонну труб на устье соединяют с общим трубопроводом и выше оснащают автоматическим пробоотборником с датчиком давления, верхним газоотводом с газовым клапаном, каналом и обводной трубкой, при этом газоотвод и газоотводную трубку, дополнительно оснащенную своим газовым клапаном, сообщают с герметичным газопроводом, а обводная трубка и канал выполнены суммарным поперечным сечением меньше поперечного сечения колонны труб и оснащены соответствующими автоматическими задвижками, функционально связанными с блоком управления и датчиком давления для обеспечения последовательного открытия после включения насоса и стравливания газа из пробоотборника и закрытия после остановки насоса, сначала открывается задвижка обводной трубки для отвода жидкости в объеме 2-4 объемов отстоявшейся нефти, а потом – канала для отбора проб, причем задвижку канала настраивают для импульсной работы для отбора порциями по 8-10 мл жидкости.

На чертеже изображена схема реализации способа отбора проб жидкости из добывающих скважин.

Установка для реализации способа отбора проб жидкости из добывающих скважин устанавливается и настраивается в следующей последовательности.

Колонну труб 1 оснащают снизу глубинным насосом 2 (например, электроцентробежный насос – ЭЦН, роторный насос - РН, героторный насос – ГРН или т.п.) и спускают в скважину 3 в интервал отбора скважинной жидкости, насос 2 на устье скважины соединяют кабелем 4с блоком управления (БУ) 5, обеспечивающим периодический отбор насосом 2 жидкости (водогазонефтяной смеси). Интервал отбора в скважине 3 работы, интервалы периодических работы (t_р) и простоя (t_п) насоса 2 определяют технологи для наиболее эффективной добычи нефти с жидкостью насосом 2 из пласта (не показан) – авторы на это не претендуют. Полученную из скважины 3 жидкость направляют в лабораторию, где проводят ее анализ для определения объема выделяемой нефти (V_н) за время периодического простоя (t_п) насоса 2. Колонну труб 1 на устье скважины 3 соединяют патрубком 6 с общим трубопроводом 7, перекачивающий жидкость, выше которого располагают автоматический пробоотборником 8 с пробосборником 9 датчиком давления 10, верхним газоотводом 11 с газовым клапаном 12, каналом 13, сообщающим пробоотборник 8 с пробосборником 9, и обводной линии 14, сообщающей верх пробоотборника 8 с общим трубопроводом 7. Канал 13 предназначен для автоматического обора проб из пробоотборника 8 в промосборник при помощи автоматической задвижкой 15, обводная линия 14 – для сброса части пробы при помощи автоматической задвижки 16 из пробоотборника 8 в общий трубопровод 7, минуя канал 13. При этом пробосборник 9 оснащают газоотводной трубкой 17 с дополнительным газовым клапаном 18. Газоотвод 11 и газоотводную трубку 17 сообщают с герметичным газопроводом 19. Обводная линия 14 и канал 13 выполнены суммарным поперечным сечением меньше поперечного сечения колонны труб 2 для исключения срыва потока жидкости (захвата газа при интенсивно его выделении из жидкости обводной линии 14 и каналом 13) в пробоотборнике 8. Автоматические задвижки 15 и 16 функционально связанны с БУ 5 и датчиком давления 10 (показано условно штриховой линией) для обеспечения последовательного открытия после включения насоса 2 и стравливания газа через газоотвод 11 с газовым клапаном 12 из пробоотборника 8 и закрытия после остановки насоса 2. Сначала открывается задвижка 16 обводной линии 14 для отвода жидкости в объеме 2-4 объемов отстоявшейся нефти, а потом – задвижка 15 канала 13 для отбора проб жидкости бед отстоявшейся нефти. Из практики известно, чтобы гарантировано исключить захват нефти из пробоотборника 8 в пробосборник 9 из него нужно выкачать как минимум 2 объема выделившейся нефти (V_н), однако из-за времени открытия и закрытия задвижки 16 отбор может доходить и до 4-х объемов. Больше сливать (сбрасывать в общий трубопровод 7) нерационально, так как на качество отбора пробы это не влияет. Причем задвижку 15 канала 13 настраивают для импульсной работы в течение отбора для отбора порциями по 8–10 мл жидкости из пробоотборника 8. Как показала практика при порции менее 8 мл отбирается только пристеночный слой жидкости в пробоотборнике 8, где большое влияние смачиваемости (гидрофобность или гидрофильность) стенок пробоотборника 8, что дает не корректный результат, 10 мл – это погрешность из-а времени на открытия и закрытия задвижки 15, даже при маленьком поперечном сечении канала 13. Импульсная работа задвижки 15 позволяет получить усреднённою (интегральную) пробу во время всей работы насоса 2. Благодаря чему, как показала практика) точность анализов проб повышается на 4-12 % (чем больше по времени работает насос 9, тем точность возрастает).

Время задержки после открытия задвижки 16 для перед открытием задвижки 15 определяют следующим образом.

Из гидродинамики известно, что при сопоставимых длинах патрубка 6 и обводной линии 14 жидкость распределяется прямо пропорционально площади поперечного сечения:

(1)

где Q₁₄ – объем перекачиваемой жидкости по обводной линии 14 в секунду, м³/с;

Q – производительность насоса 2, м³/ч;

S₆ – площадь поперечного сечения патрубка 6, м²;

S₁₄ – площадь поперечного сечения обводной линии 14, м².

Причем объем сброса части пробы (V) должен быть равен 2-4 объемам выделившейся нефти (V_н):

(2)

где V – объем сброса части пробы по обводной линии 14 в секунду, м³;

V_н – объем выделившейся нефти за время периодического простоя (t_п), м³;

А объем перекачиваемой жидкости (Q₁₄) по обводной линии 14 в секунду равен:

(3)

где Q₁₄ – объем перекачиваемой жидкости по обводной линии 14 в секунду, м³/с;

V – объем сброса части пробы по обводной линии 14 в секунду, м³;

t₁₆ – время задержки после открытия задвижки 16, с.

Из формул (1), (2) и (3) получаем следующую зависимость:

(4)

где Q – производительность насоса 2, м³/ч;

S₆ – площадь поперечного сечения патрубка 6, м²;

S₁₄ – площадь поперечного сечения обводной линии 14, м²;

V_н – объем выделившейся нефти за время периодического простоя, м³;

t₁₆ – время задержки после открытия задвижки 16, с.

Время задержки после открытия задвижки 16 (t₁₆) закладывают в блок задержки 20, обеспечивающий последовательное открытие: сначала задвижки 16, а через время задержки после открытия задвижки 16 (t₁₆) – задвижки 15 для заполнения пробосборника 9.

Предварительный слив нефти через обводную линию 14 в общий трубопровод 7 перед отбором проб снижает точность анализов (без слива на 3-5% показывает больше нефти, чем есть на самом деле).

Время открытия задвижки 15 канала 13 при импульсной работе определяют по формулам:

(5)

где Q₁₃ – объем перекачиваемой жидкости по каналу 13 в секунду, м³/с;

Q – производительность насоса 2, м³/ч;

S₆ – площадь поперечного сечения патрубка 6, м²;

S₁₄ – площадь поперечного сечения обводной линии 14, м²;

S₁₃ – площадь поперечного сечения канала 13, м².

Причем объем порции пробы (V_пр):

(6)

где V_пр – объем порции пробы, м³;

А объем перекачиваемой жидкости (Q₁₄) по каналу 13 в секунду равен:

(7)

где V_пр – объем порции пробы, м³;

Q₁₃ – объем перекачиваемой жидкости по каналу в секунду, м³/с;

t₁₅ – время открытия задвижки 15, с.

Из формул (5), (6) и (7) получаем следующую зависимость:

(8)

где Q – производительность насоса 2, м³/ч;

S₆ – площадь поперечного сечения патрубка 6, м²;

S₁₄ – площадь поперечного сечения обводной линии 14, м²;

Q₁₃ – объем перекачиваемой жидкости по каналу 13 в секунду, м³/с;

t₁₅ – время открытия задвижки 15, с.

Время закрытия задвижки 15 между порциями вбирается так, чтобы пробосборник 9 заполнился за один период работы насоса 2.

Например, пробосборник 9 заполняется за 18 порций, тогда:

(9)

где T – время работы насоса 2, с;

t₁₅ – время открытия задвижки 15, с;

t_15ост – время закрытия задвижки 15, с.

Из формулы (9) получаем время закрытия задвижки 15 (t_15ост):

(10)

где T – время работы насоса 2, с;

t₁₅ – время открытия задвижки 15, с;

t_15ост – время закрытия задвижки 15, с.

Эти данные также загружаются в блок задержки 20, которые регулирует работу задвижки 15 в импульсном режиме (последовательное открытие и закрытие).

Способ отбора проб жидкости из добывающих скважин реализуется после установки настройки всех элементов следующем образом.

БУ 5 по кабелю 4 подает сигнал на работу насоса 2 и открытие задвижек 16 и 15, которые не открываются до получения сигнала с датчика давления 10. Насос 2 поднимает по колонне труб 1 жидкость из скважины 3 на поверхность и по патрубку 6 перекачивает в общий трубопровод 7. При этом жидкость выдавливает из пробоотборника 8 выделившийся за время простоя насоса 2 газ через газоотводом 11 с газовым клапаном 12 в газопровод 19. При подходе жидкости газовый клапан 12 закрывается и в пробоотборнике 8 начинает расти давление, что фиксируется датчиком давления 10, дающим дополнительный сигнал открытия на задвижки 16 и 15. В результате благодаря блоку задержки 20 открывается сначала открывается задвижка 16 для слива сверху из пробоотборника 8 выделившуюся за время простоя насоса 2 нефть в общий трубопровод 7 через обводную линию 14. После слива жидкости в объеме 2-4 объемов отстоявшейся нефти открывается задвижка 13 и жидкость по каналу 13 поступает в пробосборник 9, вытесняя из него воздух и выделяющийся газ, газопровод 19 через газоотводную трубку 17 с дополнительным газовым клапаном 18, который не допускает попадание жидкости из пробосборника 9 в газопровод 19. По сигналу с блока задержки 20 задвижка 15 пропускает жидкость из пробоотборника 8 в пробосборник 9 порциями по 8-10 мл.

После заполнения пробосборника 9 во время остановки насоса 2 (по сигналу с БУ 5) его опорожняют, например, при помощи сливного крана 21 в сборную емкость, которую доставляют в лабораторию для анализа скважинной жидкости. После чего установка готова к дальнейшей эксплуатации по заявленному способу.

Предлагаемый способ отбора проб жидкости из добывающих скважин позволяет отбирать достоверные пробы многофазной жидкости (водогазонефтяной смеси) при периодической ее откачке глубинным насосом из добывающих скважины с учетом гравитационного расслоения во время остановки, а также позволяет осуществлять сбор выделившегося газа из пробоотборника и пробосборника в герметичный сборный газопровод для защиты окружающей среды.

Изобретение относится к способу отбора проб жидкости из добывающих скважин, включающему соединение автоматического пробоотборника, оснащенного пробосборником, с колонной труб, по которой подается жидкость, каналом для автоматического отбора проб и сброса части пробы через обводною линию в общий трубопровод, перекачивающий жидкость, минуя канал, из которого производится отбор пробы, причем пробосборник оснащают для вывода воздуха и газа сверху газоотводной трубкой. Способ характеризуется тем, что колонну труб оснащают снизу глубинным насосом и спускают в скважину в интервал отбора скважинной жидкости, насос на устье скважины соединяют с блоком управления, обеспечивающим периодический отбор насосом жидкости, предварительно проводят лабораторный анализ жидкости для определения объема выделяемой нефти за время периодического простоя насоса, колонну труб на устье соединяют с общим трубопроводом и выше оснащают автоматическим пробоотборником с датчиком давления, верхним газоотводом с газовым клапаном, каналом и обводной трубкой, при этом газоотвод и газоотводную трубку, дополнительно оснащенную своим газовым клапаном, сообщают с герметичным газопроводом, а обводная трубка и канал выполнены суммарным поперечным сечением меньше поперечного сечения колонны труб и оснащены соответствующими автоматическими задвижками, функционально связанными с блоком управления и датчиком давления для обеспечения последовательного открытия после включения насоса и стравливания газа из пробоотборника и закрытия после остановки насоса, сначала открывается задвижка обводной трубки для отвода жидкости в объеме 2-4 объемов отстоявшейся нефти, а потом – канал для отбора проб, причем задвижку канала настраивают для импульсной работы для отбора порциями по 8-10 мл жидкости. Техническим результатом является создание способа отбора проб жидкости из добывающих скважин, позволяющего отбирать достоверные пробы многофазной жидкости (водогазонефтяной смеси) при периодическом ее отборе из добывающих скважин с учетом гравитационного расслоения во время остановки, а также сбор выделившегося газа из установки и пробосборника в герметичный сборный газопровод. 1 ил.

Способ отбора проб жидкости из добывающих скважин, включающий соединение автоматического пробоотборника, оснащенного пробосборником, с колонной труб, по которой подается жидкость, каналом для автоматического отбора проб и сброса части пробы через обводной линию в общий трубопровод, перекачивающий жидкость, минуя канал, из которого производится отбор пробы, причем пробосборник оснащают для вывода воздуха и газа сверху газоотводной трубкой, отличающийся тем, что колонну труб оснащают снизу глубинным насосом и спускают в скважину в интервал отбора скважинной жидкости, насос на устье скважины соединяют с блоком управления, обеспечивающим периодический отбор насосом жидкости, предварительно проводят лабораторный анализ жидкости для определения объема выделяемой нефти за время периодического простоя насоса, колонну труб на устье соединяют с общим трубопроводом и выше оснащают автоматическим пробоотборником с датчиком давления, верхним газоотводом с газовым клапаном, каналом и обводной трубкой, при этом газоотвод и газоотбводную трубку, дополнительно оснащенную своим газовым клапаном, сообщают с герметичным газопроводом, а обводная трубка и канал выполнены суммарным поперечным сечением меньше поперечного сечения колонны труб и оснащены соответствующими автоматическими задвижками, функционально связанными с блоком управления и датчиком давления для обеспечения последовательного открытия после включения насоса и стравливания газа из пробоотборника и закрытия после остановки насоса, сначала открывается задвижка обводной трубки для отвода жидкости в объеме 2-4 объемов отстоявшейся нефти, а потом – канал для отбора проб, причем задвижку канала настраивают для импульсной работы для отбора порциями по 8-10 мл жидкости.