Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин

Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Техническое решение относится к сфере добычи нефти и газа, а именно для определения содержания воды, нефти и газа в продукции скважин.

В нефтедобывающей промышленности применяются как сепарационные, так и бессепарационные измерительные установки для измерения продукции скважин. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефти, газа и воды) наиболее распространены как в России, так и во всем мире. Они реализуются по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.

В России широко распространены автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), которые обеспечивают поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. Как правило, эти установки оснащаются турбинными счетчиками для измерения объемного расхода жидкости, а для измерения плотности и содержания воды в продукции скважин используют периодический отбор проб с последующим их анализом в лаборатории. Однако в последние годы все большее распространение получают специализированные измерительные комплексы для учета продукции скважин, снабженные поточным измерителем плотности (кориолисового типа, гамма-радиационным и др.), обводненности (емкостной, микроволновый, инфракрасный и др.) и других параметров нефтеводогазовой смеси, а также снабженные контроллерами, позволяющими вычислять массовый (объемный) расход нефти, воды и пр. в режиме реального времени. Такие системы постепенно вытесняют традиционные способы измерения, основанные на лабораторных исследовании объемных проб.

Известны установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанные в принадлежащих компании Micro Motion, Inc. патентах RU 2168011 С2, 27.05.2001 (американский патент-аналог US 5654502 А, 06.08.1997) и RU 2270981 С2, 27.02.2006 (американские патенты-аналоги US 6318156 А, 20.11.2001, US 6564619 А, 20.05.2003, US 6810719 А, 02.11.2004 и US 7013715 А, 21.03.2006). Установки содержат переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором, предназначенным для отделения газа (гравитационный сепаратор по патенту RU 2168011 и циклонный (вихревой) сепаратор по патенту RU 2270981), газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер (вихревого типа по патенту RU 2168011 и кориолисового типа по патенту RU 2270981). На жидкостной линии также установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии и вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. В полезной модели RU 35824 U1, 10.02.2004 описана аналогичная установка, не содержащая специального влагомера, при этом обводненность вычисляют по заданным формулам с использованием измеренных кориолисовым расходомером значений расхода протекающей жидкости. Расчеты осуществляют на удаленном компьютере (или специальном блоке вторичной электроники со встроенным микропроцессором), соединенном с кориолисовым расходомером и образующим вместе с ним блок двухфазной расходометрии, то есть часть вычислений производится на этом удаленном компьютере, а не в контроллере установки.

Описанные устройства обеспечивают разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкостную составляющие, а также измерение расходов отдельных компонентов продукции скважины. Однако они не в состоянии нормально работать в условиях больших колебаний содержания воды в продукции скважин (от 0% до более 98% объема смеси), поскольку ни один из используемых в них типов влагомеров не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности. Для измерения обводненности продукции скважин в реальном времени до последнего времени использовали в основном автоматические проточные влагомеры резистивного или емкостного (диэлькометрического) типа, однако они не обеспечивают приемлемую точность измерений для эмульсий типа «нефть в воде», так как точность измерения для них определяется косвенными параметрами, в частности, соленостью, температурой смеси, содержанием свободного газа и пр., которые сложно использовать при регулировании прибора в реальных условиях эксплуатации. Другие типы влагомеров, при использовании их в широком диапазоне значений обводненности (т.е. как на прямых, так и на обратных эмульсиях), также требуют ручной регулировки параметров путем использования процедур, которые невозможно выполнять в промысловых условиях.

В устройстве по патенту RU 2168011 для снижения погрешности измерений, вызываемой присутствием свободного газа в смеси, при опорожнении сепарационной камеры в ней поддерживают постоянное давление с помощью источника сжатого воздуха, что позволяет исключить дополнительное выделение из нефти растворенного в нее газа, но не уменьшить влияние на точность измерений остающегося в нефти свободного газа.

В устройстве по патенту RU 2270981 влияние свободного газа на измеряемые значения плотности и обводненности учитывают за счет того, что значение обводненности определяют путем решения в контроллере установки системы уравнений, причем в одно из уравнений системы в качестве переменных входят объемные доли воды, нефти и свободного газа, а также измеряемые значения плотности смеси, воды, нефти и свободного газа, а другое уравнение системы представляет собой некоторую уникальную для конкретного типа влагомера функцию, соответствующую фактически измеряемым влагомером значениям обводненности.

Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте RU 2114398 С1, 27.06.1998 (американский патент-аналог US 5259239 А). Указанное устройство также включает в себя измерительную секцию, аналогичную описанной выше, и контроллер, выполненный с возможностью задания значений плотности и диэлектрической проницаемости воды, измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси (ρж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж), а также температуры и давления смеси. При этом контроллер выполнен с возможностью определения объемной доли воды в нефтеводогазовой смеси путем решения системы уравнений, включающих в себя значения ρж и εж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, углеводородов и плотность углеводородов - в качестве неизвестных указанной системы уравнений. Углеводородную составляющую смеси (нефть и попутный газ) рассматривают как единую фазу смеси, плотность которой рассматривают как одну из неизвестных в уравнениях указанной системы. Кроме того, в процессе измерений производят корректировку по температуре значений плотности и диэлектрической проницаемости воды.

Описанные технические решения не в состоянии нормально работать в условиях больших газовых факторов (до 50% по объему свободного газа). Как правило, для измерений с приемлемой погрешностью требуются газожидкостные сепараторы различных конструкций, что значительно удорожает измерительную установку.

Предлагаемый способ многофазного измерения расхода продукции скважин конструктивно и технологически отличается от способов измерения расхода продукции скважин аналогичных устройств тем, что поток нефтегазовой смеси разделяется на газовую составляющую (частичное отделение свободного газа, выделившегося из нефти при рабочих термобарических условиях) и жидкостную составляющую с незначительной долей свободного газа.

Отделение большей части свободного газа осуществляется с помощью наклонного газоотделителя, и эта большая часть свободного газа измеряется объемным расходомером-счетчиком газа. Для повышения точности измерения объемного расхода газа в системе отбора газа предусмотрено устройство для отделения капельной жидкости, в частности каплеотбойник.

Наклонные газоотделители применяли в практике нефтедобычи в СССР еще в 1960-е годы. Как правило, они устанавливались перед основным сепаратором, где проходило разделение жидкости на нефть и воду. Основное назначение газоотделителя в этом случае - ускорить процесс разделения жидкости (см., например а.с. СССР №1535575, 15.01.1990 и патент RU 2009688, 30.03.1994). Опыт проектирования, изготовления и эксплуатации трубчатых газоотделителей показал, что при стабильных газожидкостных потоках газоотделитель обеспечивает отделение и отвод свободного газа (более чем 95% от общего объема) в широком диапазоне расходных параметров газожидкостных потоков, за исключением сильнообводненных жидкостей и пульсирующих (пробковых) потоков.

Узел трубчатого типа для предварительного отбора газа из продукции скважин используется также в патенте на полезную модель RU 77348, 11.06.2008, описывающем установку для измерения дебита скважин (прототип). В этой установке отделяемый газ замеряется с помощью счетчика-расходомера, а жидкостная часть потока поступает в вертикальный мерный резервуар. Этот способ, однако, имеет недостатки в силу того, что измерения проводятся периодически по мере наполнения и слива мерного резервуара.

В предлагаемом техническом решении данные недостатки прототипа устранены - измерения происходят непрерывно в одном режиме, тем самым исключается циклическая погрешность измерений, а также устраняется необходимость в мерном резервуаре.

Согласно изобретению способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения расхода жидкости и газа разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства предварительного отбора газа (поз. 15, фиг. 1) в виде наклонного трубчатого газоотделителя (аналогично описываемому в прототипе), но без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. Тем самым обеспечивается снижение содержания свободного газа в жидкостной части нефтегазового потока до уровня 5%, при котором измерение расхода жидкости массомером кориолисова типа проводится с погрешностью 1-1,5%, приемлемой для большинства схем измерения извлекаемых углеводородов. В качестве массомера может быть использован счетчик-массомер кориолисова типа компании Invensys-Foxboro или аналогичный им с использованием цифровой обработки сигнала, позволяющей частично устранить влияние пузырьков свободного газа.

Для определения содержания воды и нефти в жидкостной составляющей в системе используется широкодиапазонный поточный влагомер, способный определять содержание воды в нефти в диапазоне от 0 до 98%. Поточные влагомеры, удовлетворяющие этим условиям, основаны на поглощении электромагнитного излучения молекулами воды в СВЧ-диапазоне или на поглощении оптического излучения молекулами углеводородов в оптическом или инфракрасном диапазоне. Примерами поточных устройств СВЧ-типа могут быть приборы ПВН-615 (г. Фрязино, Московская обл.), а приборов в оптическом диапазоне - ВОЕСН (г. Бугульма, РТ) или Red Eye 2G (США).

В процессе измерений измеряются следующие параметры:

- М_с - масса газожидкостной смеси (с некоторой частью свободного газа):

- ρ_с - плотность газожидкостной смеси;

- W - объемная обводненность газожидкостной смеси;

- Qг_св - объемный расход (объем) свободного газа;

- Р_р - рабочее давление измеряемой среды;

- Т_р - рабочая температура измеряемой среды.

Для повышения точности вычисления дебита скважин в контроллер вводят специальные программы, способные учитывать влияние свободного и растворенного в термобарических условиях газа [1].

На первом этапе вычисляют плотность жидкой фазы ρ_ж, с учетом данных по плотностям нефти (ρ_нд), воды (ρ_в) и газа (ρ_г), приведенных к рабочим условиям, а также с учетом удельного объема газа Г_р, растворенного в нефти в рабочих условиях:

Затем, используя измеренные в массомере значения М_с и ρ_с, вычисляются объем и масса свободного газа ( и М_Гсв), прошедшего через массомер, и определяется массовый расход жидкой фазы смеси М_ж, прошедшей через массомер:

М_ж=М_с-М_Гсв

Полученное значение М_ж позволяло вычислять массовый расход нефти М_н без учета воды.

Суммарный объемный расход свободного газа, приведенного к стандартным условиям, прошедший через измерительную установку, определяется суммированием показаний счетчика газа (в газовой линии) и вычисленного объема свободного газа в жидкости, прошедшей через массомер, с учетом давлений и температур в газовой и жидкостной линиях.

Новизна технического решения заключается в том, что в устройстве отделения попутного газа установлен расходомер-счетчик газа с сепаратором капельной жидкости, а в жидкостной линии - расходомер-счетчик кориолисова типа, способный измерять расход жидкости, содержащей свободный газ, и поточный влагомер, работающий в широком диапазоне обводненности смеси. Информационные выходы датчиков и преобразователей расхода подключены к многоканальному входу микроконтроллера, в котором реализуется программа учета окклюдированного и растворенного в жидкости нефтяного газа. Способ обеспечивает лучшие точностные показатели и более высокие потребительские свойства по сравнению с известными техническими решениями.

Общая функциональная схема предложенного способа измерения продукции нефтегазодобывающих скважин представлена на фиг. 1 (гидравлическая схема способа измерения) и включает следующие действия: разделение потока продукции скважин на газ и жидкость (фиг. 1, поз. 15), измерение массового расхода и плотности жидкости массовым расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером (фиг. 1, поз. 2), измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером (фиг. 1, поз. 18), при этом разделение большей части свободного газа от жидкости осуществляют с помощью устройства предварительного отбора газа в виде наклонного трубчатого газоотделителя, затем газ пропускают через сепаратор капельной жидкости в виде каплеотбойника (фиг. 1, поз. 4), и после этого измеряют объемный расход газа (фиг. 1, поз. 3). На фиг. 1 поз. 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 обозначены шаровые краны; поз. 12 - кран-регулятор, при помощи которого регулируют (устанавливают) расход газа в газовой линии, минимизируя попадание в нее капельной жидкости, автоматический, связан со счетчиком газа поз. 3; поз. 1 - манометр показывающий; поз. 13 - труба диаметром 80 мм; поз. 14 - фильтр входной; поз. 16 - датчик температуры; поз. 17 - датчик дифференциального давления.

Промысловые испытания измерительной установки, основанной на предложенном способе, подтвердили эффективность предложенного технического решения.

Источники информации

[1] А.А. Гончаров, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян. О возможности учета окклюдированного и растворенного газа на АГЗУ при измерении с помощью установки КТС-ИУ. - НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009, №4, с. 21-24.

1. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин, включающий разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения расхода жидкости и газа разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа.

2. Способ по п.1, при котором применяется контроллер с реализованной программой определения растворенного и окклюдированного в нефти газа с целью повышения точности измерения нефти и газа.