Способ определения дебита жидкости и газа в продукции скважин Советский патент 1991 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобыче и позволяет измерять и контролировать дебит жидкости (нефти или конденсата) и газа в продукции скважин

Цель изобретения - повышение точности и достоверности определения дебитов нефти и газа.

На фиг. 1 изображены диаграммы операций способа; на фиг. 2 - установка реализации, схема групповой замерной установки, поясняющая способ.

Установка содержит переключатель 1 продукции скважин, сепаратор 2, программно-управляющее весоизмерительное устройство (ПУВИУ) 3 с датчиками, управляемые отсекающие клапаны 4 и 5. устройство 6 определения расхода - дебита (УОД), линию 7 поступления газа и жидкости, линию 8 газа, линию 9 жидкости, общий коллектор 10, счетчик-расходомер 11, манометр 12 и термометр 13

Установка работает следующим образом (фиг. 1.1).

При нижнем фиксированнном значении массы жидкости в сепараторе 2 сигналы от ПУВИУ 3 подключают переключателем 1 продукцию измеряемой скважины, открывают управляемый клапан 5, пропуская газ через счетчик 11 в общий коллектор 10 и закрывают клапан 4, перекрывают линию 9 жидкости. Начинается накопление жидкости в сепараторе 2 и отсчет массы Mi и длительности выполнения Atn в ПУВИУ 3 и УОД 6. Отсепарированный газ уходит через счетчик 11 в общий коллектор 10. При достижении массой (весом) жидкости в сепараторе верхнего фиксированного значения Ммакс сигналы от ПУВИУ 3 закрывают клапан 5 и открывают клапан 4. Заканчивается отсчет длительности наполнения Atn и массы АМц. Наполненная масса жидкости под увеличивающимся

Ё

О

со

о ю

ON С

давлением газа и жидкости потока продукции Р вытесняется в общий коллекторЮ. При этом

начинается отсчет длительности периода Ai f вытесненияТПри достижении нижнего фиксированного значения массы жидкости Ммин в сепараторе 2 ПУВИУ 3 открывается клапан 5, пропуская газ через счетчик 11 в общий коллектор 10 и закрывается клапан 4. Заканчивается отсчет длительности периода вытеснения A tii и массы жидкости М1ц одного цикла измерения. Масса жидкости и обьем газа при вытеснении усредняются. -Циклы повторяют за заданное программой ПУВИУ 3 для каждой скважины время измерений Дги.

Устройством 6 определения дебита по отсчитанным значениям длительности накопления Дги и вытеснения tu1 масс накопленной Mi нефти рассчитываются приращения масс ДМ| как разность конечного Мц и начального Moi значений от устройства ПУВИУ-3 (фиг. 1.3)

AMi Mii-M0i(1)

Определяют общую массу нефти, прошедшую за первый цикл измерения

АМц А 1 - Atn

АМЦ1 Мц+

(2)

Суммируя значения масс жидкости за каждый цикл измерения во время измерения At и УОД 6 рассчитывают дебит жидкости (нефти) скважины

,+|М.Д,,).

GHCд- Kt , (3)

где Kt - коэффициент пересчета в суточную производительность.

Дебит газа рассчитывают по показаниI п

I AV,

| Ш 1

ям счетчика 11 газа Ог тг-f.- Kt, манометра 12 и термометра 13 в УОД 6 аналогично жидкости. При больших газовых факторах (фиг. 1.2) время вытеснения жидкости A t n увеличивается за счет снижения давления вытеснения до давления сбора и определяется эффектом эжекции при постоянно открытом клапане 5 (фиг. 2).

Дебит газа определяют обычным способом по счетчику. В период наполнения контролируется изменение массы газожидкости A Mi системы скважина - выкидная линия - групповая установка в сепараторе Mrf(t) и возможен расчет расхода и дебита в любой момент времени или за длительность наполнения Atii. Масса газа мала по сравнению с массой жидкости при

избыточных давлениях ниже насыщения (фиг. 1.3).

При малой флуктуации потока жидкости для постоянного контроля расхода малодебитных скважин УОД 6 рассчитывают приращения масс за фиксированные интервалы времени в период наполнения при постоянном давлении, сравнивают между собой, определяют их среднее значение

ДМ2 ДМ1+ДМ2+...+ДМ1(4)

и сравнивают с последующим значением AMj+1 и с заданным отклонением ДМ при AM2i -AЈ(j+i)AM(5)

0

определяют средний расход G2(

и дебит нефти

тф

(6)

GHc GZG+i).Kt(7)

При большей флуктуации потока - пульсация жидкости (фиг. 1.4) для расширения диапазона измерений и контроля УОД 6 из- 5 меряет и рассчитывает приращения масс наполняемой жидкости ДМ) за интервалы времени наполнения Atj, рассчитывает расходы

AMj,

GJ--A F (8)

0 -i ч

их среднее значение I п 2 G,

5

J

(9)

сравнивает с последующим значением GJ+I при заданном отклонении

G2-Gj+i AG(Ю)

заканчивает измерение, рассчитывает сред0 ний расход G 2 G+1) и дебит

GHC GSJ-MJ.KI(11)

отключает продукцию измеряемой скважины переключателем 1 и подключает следующую.

5 в способе можно управлять потоком продукции, измерять, контролировать и определять расход жидкости в единицах массы, а газа в единицах объема за любой интервал времени.

0 Формула изобретения

Способ определения дебита жидкости и газа в продукции скважин, содержащий разделение газожидкостной смеси в сепараци- онной емкости, задание времени измерения

5 дебита, периодическое накопление жидкости в сепарационной емкости и ее вытеснение под давлением, измерение периодов накопления и вытеснения, отличающийся тем, что, с целью повышения точности

и достоверности определения, в период накопления поддерживают давление меньше давления насыщения и непрерывно измеряют объем газа и массу жидкости до достмженакопления сравнивают между собой и при минимальном заданном значении разницы заканчивают измерение, а дебит жидкости и газа определяют с

Изобретение относится к нефтедобыче и позволяет измерять и контролировать дебит жидкости и газа в продукции скважин. Цель - повышение точности и достоверности определения дебита Разделяют газожидкостную смесь в сепарационной емкости, задают время измерения дебита. Периодически накапливают жидкость в сепарационной емкости и вытесняют ее под давлением Измеряют периоды накопления и вытеснения. В период накопления поддерживают давление меньше давления насыщения. Непрерывно измеряют объем газа и массу жидкости до достижения ею максимального значения. Значения масс жидкости за каждым последующий период накопления сравнивают между собой. При минимальном значении разницы заканчивают измерение. Дебит жидкости и газа определяют с учетом изменения массы жидкости и времени наполнения и вытеснения за периоды накопления и вытеснения. 2 ил.

ния его заданного максимального 5 учетом изменения массы жидкости и значения, причем значение массы жид- времени наполнения и вытеснения за кости за каждый последующий период периоды накопления и вытеснения

От скважин

О/т сн6ах т

ut3(

th ,ft) -JTZr Ltfrnw,