УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН "МЕРА/2+"

Полезная модель относится к нефтедобыче и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.
Известно устройство для измерения объемного относительного содержания и расхода компонентов трехкомпонентного потока, включающее гомогенизатор, зондирующий блок в виде отрезка трубопровода, содержащий первичные преобразователи радиоволновых датчиков, выполненные в виде обмоток, и датчики давления и температуры, а также электронный блок, содержащий модуль центрального процессора, синтезатор частоты, усилители, преобразователи, АЦП, детекторы, интерфейсный модуль, которое воздействует на трехкомпонентный поток микроволновым излучением, анализируя совокупность резонансных всплесков вычисляет соотношение компонентов, и корреляционным способом определяет скорость потока (1).
Недостатком такого решения является неудовлетворительная точность в динамике и недостаточная информативность, обусловленная невозможностью получить массовые значения дебита.
Наиболее близкое техническое решение - установка "МЕРА/2" для измерения дебита продукции нефтяных скважин по жидкости, нефти, воде и газу гидростатическим способом, содержащая обвязанные трубопроводной арматурой газовый сепаратор и калиброванную измерительную емкость с датчиками избыточного давления, термометром, таймером и указателем гидростатического давления жидкости, находящейся в измерительной емкости, выполненным с возможностью регистрировать достижение этой жидкостью расчетных верхнего и нижнего уровней наполнения путем расположения его верхнего и нижнего датчиков соответственно на этих уровнях, и переключатель потока, соединяющий газовую линию сепаратора, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости (2).
Недостаток этого решения - низкая точность определения водосодержания.
Задача предлагаемого технического решения - повысить точность определения водосодержания.
Это достигается тем, что устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой газовый сепаратор и калиброванную измерительную емкость с датчиками избыточного давления, термометром, таймером и указателем гидростатического давления жидкости, находящейся в измерительной емкости, выполненным с возможностью регистрировать достижение этой
жидкостью расчетных верхнего и нижнего уровней наполнения путем расположения его верхнего и нижнего датчиков соответственно на этих уровнях, и переключатель потока, соединяющий газовую линию сепаратора, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, согласно полезной модели, оснащено влагомером, зондирующий блок которого в виде горизонтального отрезка трубопровода размещен ниже днища измерительной емкости и снабжен расположенными на торцах запорными элементами, например, электроприводными клапанами, причем один его торец соединен со сливной жидкостной линией, другой - с коллектором, а к верхней части зондирующего блока влагомера подведена трубка, соединенная с незаполняемой частью измерительной емкости, при этом зондирующий блок выполнен с возможностью полностью заполняться отсепарированной жидкостью при наполнении измерительной емкости и свободно опорожняться в коллектор при вытеснении жидкости из измерительной емкости.
Оснащение измерительной емкости в нижней части зондирующим блоком влагомера, снабженным по торцам запорными элементами, например, электроприводными клапанами, а в верхней части трубкой, соединенной с незаполняемой частью измерительной емкости, и выполнение его с возможностью полностью заполняться отсепарированной жидкостью при наполнении измерительной емкости и свободно опорожняться в коллектор при вытеснении жидкости из измерительной емкости, позволяет получить представительную пробу и, например, в статике производить прямое измерение обводненности продукции скважины и за счет этого повысить точность определения водосодержания.
На фиг. изображено предложенное устройство.
Устройство содержит газовый сепаратор 1, калиброванную измерительную емкость 2, вход из скважины 3, выход в коллектор 4, газопровод 5, переключатель потока 6, указатель гидростатического давления 7, нижний 8 и верхний 9 датчики указателя гидростатического давления 7, датчик избыточного давления 10, датчик температуры 11, клапан обратный 12, электроприводные клапаны 13 и 14, зондирующий блок влагомера в виде горизонтального отрезка трубопровода 15, трубку 16, соединенную с незаполняемой частью измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17.
Устройство работает, например, следующим образом.
Перед началом процедуры замера производят "продувку" системы, при этом переключатель потока 6 и открытые электроприводные клапаны 13 и 14 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2 и зондирующий блок влагомера в виде горизонтального отрезка трубопровода 15 в коллектор 4.
Далее электроприводной клапан 13 закрывают, а переключатель потока 6 ставят в положение "наполнение". Это означает прекращение свободного истечения продукции скважины через измерительную емкость 2 и сливную жидкостную линию 17 в коллектор 4, открытие свободного выхода
отсепарированного газа через газопровод 5 в коллектор 4 и начало наполнения измерительной емкости 2 и зондирующего блока влагомера в виде горизонтального отрезка трубопровода 15 свободной от пузырькового газа жидкостью.
После получения сигнала от нижнего датчика 8 указателя гидростатического давления 7 начинают отсчет времени наполнения и закрывают электроприводной клапан 14, а после достижения жидкостью расчетного уровня наполнения измерительной емкости 2 и получения сигнала от верхнего датчика 9 указателя гидростатического давления 7 производят замеры избыточного давления, температуры, перепада давлений и снова ставят переключатель потока 6 в положение "продувка", при котором газопровод 5 соединен с коллектором 4, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. При этом происходит вытеснение известного объема жидкости из измерительной емкости 2, скорость которого определяют по времени получения сигналов от соответственно верхнего 8 и нижнего 9 датчиков указателя гидростатического давления 7. Снова измеряют избыточное давление и температуру.
Затем цикл повторяют, например, на другой скважине.
ж
3
Зная время и высоту наполнения калиброванной измерительной емкости 2, а также величину гидростатического давления (ρ=ΔР/gН, т/м), рассчитывают массовую производительность скважины по (водонефтяной) жидкости.
По истечении времени, определяемого программой влагомера, получают данные о процентном объемном соотношении воды и нефти в отсепарированной продукции скважины.
Зная хотя бы одно лабораторное значение плотности нефти или воды, определяют массовую производительность скважины по нефти и воде. Например, зная плотности жидкости, воды и объемное соотношение воды и нефти, можно вычислить плотность нефти:
Зная время вытеснения известного объема жидкости из измерительной емкости 2, значения избыточного давления и температуры, определяют производительность скважины по газу.
Предложенное техническое решение позволит повысить точность определения обводненности продукции нефтяных скважин за счет применения прямого измерения, например, в статике.
Библиографические данные:
1. Патент на изобретение №2247947 от 30.12.03. «Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостно-твердотельного потока и устройство для его осуществления».
2. Патент на полезную модель №49896 от 23.03.05 «Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин «МЕРА/2» (прототип).