Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин

Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин

Реферат

 

Изобретение относится к области измерения количества жидкости и газа в газожидкостной смеси (ГЖС). Оно может быть использовано в тех областях производства, где необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке, прежде всего в нефтедобывающей промышленности. Способ включает в себя измерение расхода ГЖС и измерение расхода жидкости и газа в процессе разделения ГЖС на эти компоненты. Измерение осуществляется в измерительной камере, которая выполнена в виде двух измерительных цилиндров, каждый из которых имеет элементы сепарации. В первый измерительный цилиндр подают на сепарацию ГЖС. Газ и жидкость после разделения поочередно направляют во второй измерительный цилиндр. Из второго измерительного цилиндра их также поочередно направляют в выкидную линию. Предлагаемый способ позволит повысить потребительские свойства устройств для измерения дебита продукции нефтяных скважин. 1 ил.

Изобретение относится к области измерения количества жидкости и газа в газожидкостной смеси (ГЖС) и предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности, а также в других областях производства, где необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке.

Известен способ (1) для измерения дебита нефтяных скважин, заключающийся в том, что ГЖС подают в измерительную камеру, выполненную в виде вертикального цилиндрического сепаратора, и после разделения ее на компоненты: газ и жидкость, их поочередно направляют в выкидную линию.

Расход жидкости определяют по скорости заполнения ею, в процессе отделения газа, калиброванной части сепаратора от нижнего до верхнего датчиков уровня. Газ в процессе заполнения сепаратора жидкостью через открытый клапан на газоотводящем трубопроводе направляют в выкидную линию.

Расход газа определяют по скорости выталкивания им, в процессе выделения из ГЖС, жидкости из калиброванной части сепаратора от верхнего до нижнего датчиков уровня. Жидкость в процессе опорожнения сепаратора при закрытом клапане на газоотводящем трубопроводе направляют в выкидную линию.

Недостатком известного способа является нечеткость работы устройств, реализующих его, при пониженном содержании газа в продукции нефтяных скважин и отказ в работе этих устройств при дебите газа ниже удвоенного значения дебита жидкости, поскольку слив жидкости из сепаратора производят без прекращения подачи ее в сепаратор в составе ГЖС.

Известен способ (2) измерения газожидкостного потока, заключающийся в том, что в измерительную камеру, выполненную в виде двух измерительных цилиндров, ГЖС поочередно подают на разделение в оба цилиндра, газ после отделения от жидкости направляют из одного цилиндра в другой и наоборот, а жидкость из обеих цилиндров поочередно направляют в выкидную линию через четырехходовой кран, установленный на подводящем-отводящем трубопроводе.

Этот способ в своей реализации полностью исключает указанный выше недостаток, так как заполнение жидкостью первого цилиндра производят одновременно с опорожнением второго цилиндра. При этом благодаря единому газоподводящему-отводящему трубопроводу в выталкивании жидкости из второго цилиндра участвует не только вновь поступающий в составе ГЖС газ, но и газ, выталкиваемый жидкостью из первого цилиндра.

Измерение расхода жидкости производят аналогично описанному ранее. Расход газа определяют по разности значений расхода ГЖС и жидкости.

Недостатком известного способа является невозможность осуществления функции измерения количества жидкости, прошедшей через устройство, реализующее этот способ, за время измерения (функции счетчика жидкости).

Известно, что дебит продукции нефтяных скважин не постоянен и изменяется по случайному закону. Поэтому измерение среднесуточного расхода жидкости устройством, реализующим этот способ, по своей сути является корреляционным процессом, требующим для достижения приемлемой достоверности измерения значительного количества времени.

Исходя из этого, измерительные устройства, реализующие известный способ, применимы лишь для нужд геологической службы нефтедобывающих промыслов для исследования хода эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений, их реакции на проводимые геолого-технические мероприятия.

Поэтому устройства, реализующие известный способ, не могут быть использованы в качестве узлов учета жидкости, добываемой из скважин, принадлежащих разным владельцам, использующим для ее транспортировки единый коллектор, т. к. конкретного владельца, как правило, интересует не вероятное, а абсолютное значение количества жидкости, добытой из его скважин.

Целью изобретения является расширение функциональных возможностей способа измерения дебита продукции нефтяных скважин и повышение потребительских свойств измерительных устройств, реализующих этот способ.

Указанная цель достигается тем, что при измерении дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой ГЖС, способом, включающим в себя подачу ее в измерительную камеру, выполненную в виде двух измерительных цилиндров, измерение расхода ГЖС, измерение расхода жидкости и газа в процессе разделения ГЖС на эти компоненты, ГЖС подают на сепарацию в первый измерительный цилиндр, газ и жидкость после разделения поочередно направляют во второй цилиндр, а из него поочередно направляют в выкидную линию.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия".

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин отличается тем, что первый цилиндр измерительной камеры измерительного устройства, реализующего предлагаемый способ, используют для измерения среднего расхода жидкости и среднего расхода газа, а второй цилиндр - для измерения расхода ГЖС, плотности жидкости и ее суммарного количества.

Таким образом, заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин соответствует критерию "новизна".

На чертеже показана эквивалентная схема измерительного устройства, реализующего предлагаемый способ.

Устройство включает в себя трубу (1) для подачи ГЖС на первую ступень сепарации, первый (на чертеже - левый) и второй цилиндры (2) измерительной камеры с датчиками гидростатического давления (ДГД) (3) и сепарирующими элементами (4), трубу (5) для сброса газа из первого цилиндра (2) во второй с регулятором (6) перепада давления между их полостями, трубу (7) для сброса жидкости из первого цилиндра во второй, трехходовой (например, шаровой) кран (8), выкидную линию (9) и трубу (10) для сброса газа из второго цилиндра в выкидную линию с регулятором (11) перепада давления между их полостями.

Центральный канал трехходового крана (8) соединен с полостью второго цилиндра (2).

Запорный орган трехходового крана может находиться в позициях "А" и "В", при которых полости первого и второго цилиндров (2) отсечены друг от друга и от выкидной линии (9). В позиции "Б" запорный орган через свои внутренние каналы соединяет полости цилиндров (2), а выкидная линия (9) остается отсеченной. В позиции "Г" полость второго цилиндра соединяется с выкидной линией (при этом полость первого цилиндра отсечена).

Перед началом работы измерительного устройства в его управляющий компьютер (не показан) вводят значения плотности нефти и воды, определенные лабораторным путем. Калибруют оба цилиндра путем определения зависимости массы жидкости (воды), находящейся в полости цилиндра, от высоты уровня взлива. По контрольным отверстиям КЗ определяют полную вместимость цилиндров и уставки датчиков (3). Определяют вместимость калиброванной части второго цилиндра между уставками К1 и К2 и расстояние (высоту столба жидкости) между ними.

В исходном положении регуляторы перепада давления (6) и (II) закрыты, а запорный орган трехходового крана (8) находится в позиции "А". Полости цилиндров, ниже уставок К1, заполнены жидкостью.

В процессе работы ГЖС поступает на первую ступень сепарации - в сепарирующий элемент первого цилиндра. В процессе разделения ГЖС жидкость стекает в нижнюю часть, а газ через прорезь в трубном желобе поднимается в верхнюю часть полости цилиндра. В цилиндре повышается давление.

При срабатывании по наливу уставки К1 ДГД (3) этого цилиндра управляющий компьютер начинает отсчет общего времени измерения.

При достижении перепада давления между полостями первого и второго цилиндров заданного значения регулятор (6) приоткрывает свой запорный орган, излишки газа начинают поступать на вторую ступень сепарации - в сепарирующий элемент второго цилиндра (каплеуловитель) - и накапливаться в его полости, повышая перепад давления в ней относительно полости выкидной линии (9).

В процессе заполнения полости первого цилиндра компьютер производит расчет среднего расхода жидкости по скорости приращения массы и расчет текущего значения объема накопившейся жидкости.

При достижении объема жидкости в первом цилиндре значения вместимости калиброванной части второго цилиндра между уставками К1 и К2 управляющий компьютер включает привод (не показан) трехходового крана и устанавливает его запорный орган в позицию "Б".

Регулятор (6) захлопывается, и жидкость, накопившаяся к этому моменту в первом цилиндре, под собственным весом, под воздействием давления газовой шапки и вновь поступающего с ГЖС газа перетекает во второй цилиндр, выталкивая накопившийся в нем газ через регулятор (11) в выкидную линию.

При срабатывании по наливу уставки К2 ДГД (3) второго цилиндра управляющий компьютер переводит запорный орган трехходового крана в позицию "В", фиксирует показания нижнего и верхнего ДГД, определяет массу, объем и плотность этой порции жидкости, объем газовой шапки над жидкостью, производит расчет обводненности нефти и переводит запорный орган трехходового крана в позицию "Г".

Регулятор (11) захлопывается и под воздействием газа, оставшегося в верхней части цилиндра и вновь поступающего газа из первого цилиндра, в процессе его заполнения новой порцией жидкость из второго цилиндра выталкивается в выкидную линию.

По скорости опорожнения второго цилиндра управляющий компьютер производит расчет среднего расхода ГЖС и расчет среднего расхода газа по разнице значений расхода ГЖС и жидкости.

При срабатывании по сливу уставки К1 нижнего ДГД второго цилиндра управляющий компьютер вновь переводит запорный орган трехходового крана в позицию "А", определяет массу оставшейся во втором цилиндре жидкости и производит расчет массы и объема порции жидкости, слитой в выкидную линию.

Далее цикл измерения повторяется.

На всем протяжении времени измерения управляющий компьютер усредняет значения расхода жидкости и газа и суммирует значения количества жидкости в каждой порции.

Учет расхода газа ведут в единицах объема, приведенных к нормальным условиям. Поэтому реальное измерительное устройство оборудуют преобразователями давления и температуры.

Отсчет общего времени измерения прекращается при срабатывании по сливу уставки К1 нижнего ДГД второго цилиндра в последнем цикле измерения.

Предлагаемый способ позволяет расширить сферу применения расходомерных измерительных установок, обеспечить владельцев небольшого количества нефтедобывающих скважин узлами учета, тем самым исключить трудоемкую операцию сбора и перевозки продукции скважин цистернами, исключить загрязнения атмосферы от сжигаемого при этом газа и повысить степень безотходности мелких нефтедобывающих производств, обеспечить бригадный учет добытой продукции крупных промыслов.

Источники информации: 1. Авторское свидетельство СССР N 1553661, кл. E 21 В 47/10, 2. Патент РФ N 1777446, кл. G 01 F 3/18, 1990.

Формула изобретения

Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь (ГЖС), включающий в себя подачу ее в измерительную камеру, выполненную в виде двух измерительных цилиндров, измерение расхода ГЖС, измерение расхода жидкости и газа в процессе разделения ГЖС на эти компоненты, отличающийся тем, что ГЖС подают на сепарацию в первый измерительный цилиндр, газ и жидкость после разделения поочередно направляют во второй цилиндр, а из него - поочередно направляют в выкидную линию.

РИСУНКИ

Рисунок 1