Способ определения газового фактора на групповых замерных установках Советский патент 1982 года по МПК E21B47/10 

(5) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НА ГРУППОВЫХ ЗАМЕРНЫХ УСТАНОВКАХ

1

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для измерения газового фактора продукци1 нефтяных скважин.

Известен способ til измерения газового фактора продукции скважин групповыми замерными установками (ГЗУ), заключающийся в сепарации нефти в сепараторе ГЗУ, измерении . дебита скважины 01н, измерении расхода газа Qr и определении газового фактора Г из соотношения

г О.г

Данный способ является сложным, дорогостоящим и не может быть использован на всех ГЗУ типа Спутник.

Цель изобретения - обеспечение возможности определения газового фактора на всех типах групповых замерных установок.

Указанная цель достигается тем, что в способе измерения газового фактора, заключающемся в сепарации

нефти в сепараторе групповой замерной установки, определении дебита скважины, производят измерение времени изменения давления до граничных значений, измерение граничных . значений давления сепарации и определяют газовый фактор из соотношения

(РМ

1

10

где V - объем газа в сепараторе при нижнем граничном значении давления сепарации Р Bj - верхнее граничное значение

15

давления сепарации-, Q - мгновенный дебит скважины по жидкости в интервале

давлений от В)

до

t - время изменения давления до

2б граничных значений.

На фиГ| 1 изображена известная групповая замерная установка.

Установка содержит сепаратор 1, расходомер 2, регулятор 3 расхода, газовую заслонку , задвижку 5, палки 6, волноусгтокоитель 7 и имеет линию 1 поступления газожидкостной смеси, газовую линию «. , нефтяную линию 111 и общий коллектор IV.

Способ осуществляется следующим образбм.

в первоначальный момент заслонка 4 и задвижка 5 открыты. Так как диаметр линии III больше диаметра линии I, то вся поступающая нефть, сепарируясь в сепараторе 1, уходит по линии 111, а газ - по линиях II и 111 в общий коллектор IV, Таким образом, газ в сепараторе в.сегда занимает постоянный объем V, котрь1й равен разности объема сепаратора 1 и постоянных объемов внутренних узлов и деталей, а также постояного объема жидкости, находящихся на полках бив волноуспокоителе 7

По истечение времени коррекции, необходимого для введения скважины в режим измерения, производят резко закрытие заслонки k и задвижки 5. Одновременно фиксируют давление Bj в сепараторе и начинают отсчет времни изменения давления в сепараторе до значения давления Рд - авления срабатывания регулятора 3 расхода.

Регулятор 3 расхода открывается и стравливает давление в сепараторе 1. За время t в сепаратор поступает количество жидкости и газа, равное ,«;+А Т а давление возрастает с Р до Pg . Считая процесс Сжатия газа в сепараторе изотермическим, можно записать уравнение равновесияVP (V-uJ 3tc-AV3 r)

I а так как - gt, (l-f)-1.

Эффективность предлагаемого способа заключается в упрощении и удешевлении замеров газового фактора нефтяных скважин.

формула изобретения

Способ определения газового факт 10 ра на групповых замерных установках, заключающийся в сепарации нефти в сепараторе групповой замерной установки, определении дебита скважины, отличающийся 15 тем, что, с целью обеспечения возможности определения газового фактора на всех типах групповых замерных установок, в нем производят измерение граничных значений 20 давления сепарации и времени его изменения от начального до верхнего граничного значения, а газовый фактор определяют из соотношения

:(И-51)

.

де V - объем газа в сепараторе

при нижнем граничном значении давление сепарации

R, (Па), м

I верхнее граничное значение давления сепарации-, мгновенный дебит скважи«3ны по жидкости в интервале давлений Р - Pg , ,tвремя изменения давления до граничных значений, с.

Источники информации принятые во внимание при экспертизе

1. Свердлов Г.М., Ягудин Р.10 Технологические объемы нефтедобывающих предприятий и их автоматизация. М., Недра, 1975 с. .