Способ определения дебита скважины Советский патент 1983 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при измерении дебита нефтяных и газовых скважин.

Известен способ измерения дебита нефтяной скважины, при котором осуществляют сепарацию потока и раздельный .учет жидкости и газа Ij .

Недостаток этого способа заключается в том, что для его реализации требуется измерительный сепаратор со сложной обвязкой и большим количеством запорной и регулирующей арматуры, что определяет высокую стоимость и низкую эксплуатационную надежность таких установок. Поэтому один сепаратор используется для контроля группы скважин, при этом измерение дебита отдельной скважины осуществляется не непрерывно, а периодически, что ведет к значительным поте рям при аварийной остановке скважины

Наиболее близким к предлагаемому является способ.определения дебита ; скважины, по которому осуществляют измерение пульсаций давления газожид костного потока и определения среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления, по интегральному :значению которого судят о величине массового расхода нефти в потоке , С

Недостатком известного способа является то, что он обеспечивает ош ределение только расхода нефти и не дает информации с расходе газа в потоке.

Цель изобретения - обеспечение возможности раздельного определения расхода нефти и газа в продукции скважины.

Поставленная цель достигается тем что согласно способу определения дебита скважины путем измерения пульсаций. давления потока продукции и определения среднеквадратического значения сигнала пульсаций давления, измеряют пульсации давления на гидравлическом сопротивлении, осуществляют фильтрацию сигнала пульсаций давлений в диапазонах нижних частот 5-50 Гц и верхних частот 100-1000 Гц причем о расходе смеси нефти и газа и о расходе газа судят по интегральной величине среднеквадратического значения сигнала в указанных диапа зонах частот.

Сущность способа заключается в следующем.

Движение газожидкостных смесей в трубах сопровождается пульсациями ,давления. Интенсивность пульсаций особенно возрастает при преодолении потоком гидравлических сопротивлений например устьевого штуцера скважины. Исследованиями установлено, что независимо от структуры газожидкостного потока в спектре сигнала пульсаций давления после штуцера можно выделить две частотные области низкочастотную 5-50 Гц и высокочастотную 100-1000 Гц. Анализ показывает, что низкочастотные пульсации вываны флуктуациями скорости и плотноти потока и, следовательно, могут быть связаны с массовым расходом смеси нефти и газа Высокочастотные пульсации обусловлены возникновением акустических колебаний при прохождении газа через штуцер и могут быть связаны с массовым расходог газа.

Эмпирические зависимости, связывающие расход компонентов газожидкостного потока с пульсациями давления на устьевом штуцере имеют следующий вил лля массового расхода газа . f

V / 0 lbPbrWid-tV

о / для массового.расхода смеси нефти

и газа (, Т ,

тс« МЧ 1КнчиШ, для массового расхода нефти Q

тн QwcM mn

Q

где А

К.2 - постоянные

Ч

масштабные коэффициенты;

(1) - высокочастотный сигнал пульсаций давления;

ЬРцц (t)

- низкочастотный сигнал пульсаций давления; Т - время измерения.

Приведенные формулы справедливы для различных режимов течения газожидкостной -смеси (пробкового, дисперсионного и др.) из фонтанных, газлифтных и газоконденсатных скважин.

На чертеже приведена блок-схема измерительной установки, регшизующей способ.

Измерительная установка содержит пьезокерамический датчик 1 пульсаций давления, предварительный усилитель 2, полосовые фильтры нижних 3 и верхних частот 4, первый и второй блоки 5 и б детектирования, два блока 7 и 8 извлечения квадратного корня, первый и второй интеграторы 9 к 10 , блок.11 вычитания сигналов, регистраторы расхода нефти 12 и расхода газа 13,

Датчик пульсаций давления устанавливается на .расстоянии 1,2м после устьевого штуцера 14 скважины в стенке трубопровода 15 в непосредственной близости от потока.

Сигнал пульсаций давления с выхода датчика 1 поступает на предварительный усилитель 2, служащий для согласования высокоомного выхода дат

чика с ниэкоомными входами полосовых фильтров. Выделенные в полосовом филтре 3 нижних частот составляющие сигнала пульсаций- в диапазоне частот 5-50 Гц поступгиот в блок 5 детекти- рования, затем в корнеиз:влекающий блок 7 и интегратор 9, сигнаил на выходе которого пропорционален массовому расходу газожидкостной смеси. Одновременно фильтр 4 высокой частоты выделяет составляющие сигнала пульсаций давления в диапазоне частот 100-1000 Гц. Продетектированный в блоке 6 сигнал Через блок 8 извлечения квадратного корня поступает на интеграфор 10. Сигнал на выходе последнего пропорционгшен массовому расходу газа в потоке, который фиксируется регистратором 13. Количество нефтиопределяется как разность : выходных сигналов .интеграторов 9

и 10 с помощью блока 11 разности и фиксируется в блоке 12 регистратора.

Погрешность измерения расхода нефти и газа по предлагаемому способу составляет около 5%, что вполне удов летворяет требованиям по точности на системы оперативного контроля скважин V.

Предлагаемый способ позволяет производить одновременное измерение раздельного расхода нефти (жидкости) и газа без сепарации потока, поступающего из скважины, с помощью простого и надежного устройства, это дает возможность упростить существующую на промыслах систему измерения дебита, улучшить оперативность контроля и управления скважиной благодаря непрерывности измерения дебита каждой скважины.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА , СКВАЖИНЫ путем измерения пульсаций давления потока продукции и определения среднеквадратического значения, сигнала пульсаций давления, о т л ич а ющ ий с я тем, чтб, с целью раздельного определения расхода нефти и газа в продукции скважины, измеряют пульсации давления на гидравлическом согЪотивлении, осуществляют фильтрацию сигнала пульсаций давле- . НИИ в диапазонах нижних частот 5-50 Гц и верхних частот 100-1000 Гц, причем о расходе смеси нефти и газа и о расходе газа судят по интегральной величине среднеквадратического ( значения сигнала в указанных диапазо;нах частот. 7 i а о со