Способ определения дебита продукции скважин

Способ определения дебита продукции скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области измерения количества жидкости и газа в газожидкостной смеси. Оно может быть использовано как в нефтедобывающей промышленности, так и в тех сферах производства, где необходимо измерить количество жидкости и газа в двухфазном потоке.

Известны способы определения дебита жидкости и газа в продукции скважин, в которых газожидкостная система подается в емкость для разделения на газовую и жидкую фазу, при этом дебит жидкости измеряется по весу сепарированной жидкости [1. SU 1680966, МКИ⁵ Е21В 47/10, 1991], либо расходомером [2. RU 2157888, МКИ⁷ Е21В 47/10, 2000] на выкидной линии, а дебит газа - расходомером на газовой выкидной линии [1], либо по разности показаний расходомера на газожидкостной линии [2] на входе в емкость и расходомера на выходе сепарированной нефти.

Недостаток способов состоит в сложности применения их на групповых замерных устройствах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин [3. RU 2220282, МКИ⁷ Е21В 47/10, 2003], включающий сепарацию продукции скважины и заполнение жидкостью измерительной емкости при открытой газовой и закрытой жидкостной линиях. Способ предусматривает определение гидростатического давления в емкости при известной высоте столба жидкости, определение избыточного давления, определение температуры, установление времени наполнения емкости, выдержку продукции до полного отсутствия пузырей газа и оседания пены и измерение высоты столба жидкости и гидростатического давления. Одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий возобновляют поступление продукции в емкость, определяют скорость вытеснения жидкости газом после закрытия газовой и открытия жидкостной линий и производят расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных и известных плотностях нефти и воды, содержащихся в продукции скважин.

На абсолютном большинстве месторождений России дебит газа и, соответственно, газовый фактор продукции скважин на групповых замерных устройствах (ГЗУ) не измеряется, так как на групповые замерные устройства поступает продукция скважин с различным дебитом жидкости, с разной обводненностью и газосодержанием. Недостаток прототипа состоит в том, что высокая чувствительность газовых и газожидкостных расходомеров к соотношению фаз в системе и к скорости потока приводит к значительной погрешности в измерении газового фактора продукции скважин.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение функциональных возможностей действующих на месторождениях ГЗУ добавлением им функции измерения газового фактора при незначительном изменении технических средств и технологии измерений.

Поставленная задача решается тем, что при определении дебита продукции скважин, включающем подключение скважины на замер, сепарацию продукции скважины и накапливание жидкости в измерительной емкости с линиями отвода жидкости и газа, измерение температуры, дебита жидкости и дебита газа, дополнительно на групповых замерных устройствах скважины подключают поочередно, а для определения дебита жидкости и дебита газа при закрытой линии отвода жидкости перекрывают линию отвода газа, определяют давление и фиксируют время перекрытия линии отвода газа, продолжают накапливание жидкости с повышением давления в измерительной емкости, одновременно или в любой последовательности открывают линии отвода жидкости и газа, определяют давление, фиксируют время открытия первой по очереди линии и определяют прирост газа в измерительной емкости, и определяют прирост жидкости в измерительной емкости за время ее работы с обеими перекрытыми линиями отвода жидкости и газа.

Для пенистой нефти поступление продукции в емкость перед открытием первой по очереди линии отвода жидкости или газа приостанавливают до осаждения пены.

Перекрытие линии отвода газа может совпадать с подключением скважины на замер.

Изобретение поясняется чертежом, на котором дана схема устройства для измерения газового фактора продукции скважин (на чертеже схематически показана автоматизированная групповая замерная установка - АГЗУ).

Автоматизированная групповая замерная установка содержит переключатель 1 для поочередного подключения скважин по линии 2 к совмещенной с сепаратором измерительной емкости 3, снабженной манометром 4. Емкость 3 оборудована линией 5 отвода газа и линией 6 отвода жидкости. В линии 6 отвода жидкости установлены сливной клапан 7 и расходомер 8, а в линии 5 отвода газа установлены датчик температуры 9, газовая заслонка 10 и задвижка 11. Линии 5 и 6 через задвижку 12 подключены к сборному коллектору 13. В емкости 3 размещен связанный с газовой заслонкой 10 поплавок 14. Установка имеет автоматизированную систему управления 15, которая обеспечивает подключение скважин на замер, а датчиков давления, температуры, времени и расхода жидкости к блоку 16 для вычисления дебита.

Принцип работы действующих замерных, в том числе автоматизированных устройств, заключается в следующем.

Продукция скважин (газожидкостная система), поступающая на переключатель 1, по подводящей линии 2 подается в измерительную емкость 3, которая служит для разделения фаз. При закрытом клапане 7 жидкость накапливается в нижней части емкости 3 при линейном давлении Р₁, которое регистрируется манометром 4. Выделившийся при давлении Р₁ газ по линии 6 отвода газа через открытые задвижки 11 и 12 поступает в сборный коллектор 13. В процессе поступления продукции скважины в емкость 3 вместе с уровнем жидкости поднимается поплавок 14, который на определенном уровне жидкости закрывает газовую заслонку 10. При перекрытой линии 5 давление в емкости 3 поднимается до величины Р₂ и открывает сливной клапан 7. Разгазированная в диапазоне давлений Р₁-Р₂ жидкость через расходомер 8 поступает в сборный коллектор 13. Уровень жидкости в емкости 3 снижается, заслонка 10 открывает сброс скопившегося газа в сборный коллектор 13. В течение времени вытеснения жидкости продолжается поступление газожидкостной системы в емкость и удаление газовой фазы. При снижении уровня жидкости до начального клапан 7 закрывается и переключатель 1 подключает к измерительной системе следующую скважину.

Автоматизированная система управления (АСУ) 15 обеспечивает своевременное подключение скважин к замерному устройству (измерительной емкости 3), а датчиков давления 4, температуры 9, времени и расходомера 8 к устройству 16 для вычисления дебита.

Нетрудно убедиться, что конструкция ГЗУ обеспечивает как измерение дебита жидкости, так и дебита газа.

Примем:

V₀ - объем ГЗУ, т.е. емкости 3 и газовой линии 5 до заслонки 10;

V₁ - объем емкости 3, занятый жидкостью при закрытии клапана 7 и подключении очередной скважины к ГЗУ;

t₁ - время накопления жидкости в сепараторе до закрытия заслонки 10;

t₂ - время накопления жидкости в сепараторе до момента открытия сливного клапана 7;

P₁ и Р₂ - давление в емкости 3 при подключении скважины и в момент открытия клапана 7 соответственно;

Т - температура жидкости;

t₃ - полное время измерения дебита скважины;

z - коэффициент неидеальности газа;

Q - объем жидкости, прошедший через расходомер 8 за время слива.

Объем жидкости Q₁, поступивший в емкость до момента закрытия заслонки 10, определяется выражением:

Соответственно, объем газа V_г1 при давлении P₁ равен:

Свободный объем V_г2, заполненный газом при давлении Р₂, определяется выражением:

Объем газа при нормальных условиях составит:

Объем V_г2 представляет собой газ, находившийся в емкости при давлении Р₁ в момент закрытия заслонки 10, и газ, выделившийся из нефти, поступившей в емкость за время t₂-t₁, когда заслонка была закрыта. Объем газа V_г, выделившийся из нефти, поступившей в емкость за время t₂-t₁, определяется выражением:

Следовательно, газовый фактор продукции скважины Гж при условиях работы ГЗУ определяется выражением:

При известной обводненности k и остаточным газосодержанием нефти ΔГ в ГЗУ газовый фактор нефти равен:

Таким образом, отличия и преимущества предложенного способа от аналогов и прототипа состоят в том, что исключается необходимость в газожидкостном и газовом расходомерах, а после измерения времени работы ГЗУ с закрытой заслонкой газовый фактор определяется по формуле (7).

Для повышения точности измерений при высокодебитных скважинах с большим содержанием газа, когда время работы ГЗУ в стандартном режиме при закрытой заслонке может достигать нескольких секунд, что приводит к росту погрешности в измерении газового фактора, регулировкой поплавка снижается уровень жидкости, при котором заслонка перекрывает газовую линию.

Рост давления начинается до закрытия газовой линии за счет уменьшения проходного сечения, что приводит к погрешности в измерении газового фактора. Величина погрешности зависит от дебита и газосодержания продукции, а также от установленного давления срабатывания сливного клапана на открытие. Указанный недостаток устраняется установкой на газовой линии клапана вместо заслонки 10. Клапан закрывается при достижении установленного уровня жидкости в сепараторе (измерительной емкости 3). Одновременно с закрытием клапана включается отчет времени работы ГЗУ при закрытом клапане. При достижении давления Р₂ открываются клапаны для сброса жидкости и газа. Прекращается отчет времени работы ГЗУ при закрытом клапане. Отчет времени изменения дебита жидкости продолжается до закрытия сливного клапана 7. На малодебитном фонде скважин с низким содержанием газа измерение дебета следует начать при закрытых клапанах 7 и 10. Клапан 7 открывается при достижении давления P₂ одновременно с открытием клапана 10 на газовой линии 5.

Определенную сложность представляет измерение газового фактора и дебета скважин с пенистыми нефтями. Наличие пены приводит к занижению дебита и к завышению газового фактора. Для повышения надежности измерений, как и в прототипе, необходимо время на гашение пены, в течение которого газонефтяная система не должна поступать в емкость 3. Это достигается тем, что при достижении давления Р₂ в емкости 3 при закрытых клапанах 7 и 10 прекращается отчет времени измерения дебета жидкости и газа, управляющее устройство 15 переключает переключатель 1 на нейтральную позицию, при которой все скважины работают напрямую в сборный коллектор, минуя измерительную емкость 3. По истечении установленного времени отстоя пены АСУ обеспечивает подключение переключателем 1 скважины на измерение дебита нефти и газа.

1. Способ определения дебита продукции скважин, включающий подключение скважины на замер, сепарацию продукции скважины и накапливание жидкости в измерительной емкости с линиями отвода жидкости и газа, измерение температуры, дебита жидкости и дебита газа, отличающийся тем, что на групповых замерных устройствах скважины подключают поочередно, а для определения дебита жидкости и дебита газа при закрытой линии отвода жидкости перекрывают линию отвода газа, определяют давление и фиксируют время перекрытия линии отвода газа, продолжают накапливание жидкости с повышением давления в измерительной емкости, одновременно или в любой последовательности открывают линии отвода жидкости и газа, определяют давление, фиксируют время открытия первой по очереди линии и определяют прирост газа в измерительной емкости и прирост жидкости в измерительной емкости за время ее работы с обеими перекрытыми линиями отвода жидкости и газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для пенистой нефти поступление продукции в емкость перед открытием первой по очереди линии отвода жидкости или газа приостанавливают до осаждения пены.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перекрытие линии отвода газа совпадает с подключением скважины на замер.