Устройство для измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважин

Предлагаемая полезная модель относится к области измерительной техники, предназначена для измерения параметров жидких сред непосредственно в трубопроводе и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности.
Известна установка для измерения количества нефти малодебитных скважин, содержащая два вертикальных измерительных цилиндра со свободно перемещающимися в них поплавками, механизм переключения направления потока из одного измерительного цилиндра в другой и счетчик числа ходов поплавков, отличающаяся тем, что, с целью повышения надежности измерения малых количеств нефти при одновременной частичной сепарации попутного газа, вертикальные измерительные цилиндры выполнены герметичными и соединены между собой в верхней части трубопроводом, механизм переключения направления потока выполнен в виде поворотной заслонки, расположенной между входным и выходным трубопроводами и соединенной с поршневым приводом ее переключения, при этом верхняя полость цилиндра поршневого привода соединена с входным трубопроводом первого измерительного цилиндра, нижняя полость цилиндра поршневого привода - с входным трубопроводом второго измерительного цилиндра, а в крайних положениях поворотной заслонки в области ее концов размещены магнитные фиксаторы (Автор. Свидет. №1492883, приор. 09.03.1987 г., опубл. 27.11.1999 г.).
Недостатком известного устройства является его сложность из-за наличия двух измерительных цилиндров, выполняющих роль частичной сепарации попутного газа, каждый из которых вносит погрешность в результаты измерений из-за отсутствия калиброванных измерительных объемов.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном и успокоителем, датчики давления, температуры, нижнего и верхнего уровней, газовую, впускную и выпускную жидкостные линии и микропроцессор, отличающееся тем, что устройство снабжено переключателем для поочередного подключения к сборному коллектору выпускных газовой и жидкостной линий, после переключателя установлен обратный клапан, а на жидкостной линии установлен насос (Пат. РФ №9478, приор. 17.03.1997, опубл. 16.03.1999 г.).
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня жидкости для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части в единицах объема резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, отличающееся тем, что в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. Кроме того, в трубопроводе сливания жидкости дополнительно установлен влагомер, информационный выход которого также подключен к многоканальному входу контроллера (пат. РФ №2382195, приор. 17.06.2008 г., опубл. 20.02.2010 г.).
Известные устройства предназначены для измерения дебита продукции высокопроизводительных скважин, добывающих газированную нефть, и не предназначены для измерения компонентного содержания добываемой жидкости из малодебитных скважин, кроме того, недостатком известных устройств является отсутствие автоматической коррекции плотности «эталонной» жидкости по температуре и давлению применительно к рабочим условиям измеряемой среды, что сказывается на точности измерения плотности жидкости.
Технической задачей, решаемой полезной моделью, является повышение точности измерения плотности жидкости в добываемой продукции из нефтедобывающих малодебитных скважин за счет использования метода сравнения статических показателей «эталонной» жидкости с изменяющимися параметрами рабочей среды, что в конечном итоге повышает точность измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважин.
В заявляемом устройстве для измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважи, содержащем вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре, два датчика-сигнализатора уровня жидкости для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части в единицах объема резервуара по его высоте, датчик давления для измерения давления в верхней мерной калиброванной части полости резервуара и датчик для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, блок управления для переключения поворотного клапана, входы которого соединены с патрубками отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков, в отличие от известного, в мерной калиброванной части резервуара на высоте h от уровня расположения нижнего отборника давления установлен дополнительный отборник давления, соединенный импульсной трубкой с «плюсовой» камерой датчика для измерения давления на нижнем уровне, «минусовая» камера которого соединена импульсной трубкой с указанным нижним отборником давления, при этом в импульсные трубки залита «эталонная» жидкость, поступающая из емкости с «эталонной» жидкостью, кроме того, два датчика-сигнализатора уровня жидкости для ограничения снизу и сверху мерной калиброванной части соединены с упомянутым блоком управления, а на выходе патрубка для слива жидкости установлен насос, подсоединенный к блоку управления.
На прилагаемой фигуре представлено заявляемое устройство.
0
0
0
Заявляемое устройство содержит вертикальный мерный резервуар 1 диаметром D с боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, верхний патрубок 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижний патрубок 4 для слива жидкости, электрический датчик температуры 5 в мерном резервуаре 1, верхний датчик-сигнализатор 6 и нижний датчик-сигнализатор 7 уровня жидкости для ограничения сверху и снизу соответственно мерной калиброванной части в единицах объема V резервуара по его высоте Н, электрический датчик давления 8 для измерения давления в верхней части объема V мерной калиброванной части резервуара 1 и датчик 9 для измерения разности давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части. На нижнем патрубке 4 для слива жидкости установлен поворотный клапан 10, соединенный с блоком управления 11. Управление работой устройства осуществляется контроллером 12 с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов датчиков 5, 8, 9. В мерной калиброванной части резервуара установлен дополнительный отборник давления 13 на высоте h от уровня расположения нижнего отборника давления 14 с вентилем 15, соединенным импульсной трубкой 16 с «минусовой» камерой датчика для измерения давления на нижнем уровне 9, «плюсовая» камера которого соединена импульсной трубкой 17 с вентилем 18 дополнительного отборника давления 13, при этом в импульсные трубки 16 и 17 залита «эталонная» жидкость, поступающая из емкости 19 с «эталонной» жидкостью с вентилем 20, кроме того, два датчика-сигнализатора 6 и 7 уровня жидкости для ограничения снизу и сверху объема V мерной калиброванной части соединены с блоком управления 11, а на выходе трубопровода для слива жидкости установлен насос 21, управляемый блоком управления 11. Поз. 22 - вентиль на линии между «плюсовой» и «минусовой» камерами нижнего датчика давления 9, поз. 23 - вентиль на входе датчика давления 8. Q - направление движения продукции скважины.
Устройство работает следующим образом.
0
0
Перед началом измерения поворотный клапан 10 закрывают и измеряемая продукция Q из скважины поступает по боковому патрубку 2 в мерный резервуар 1 и заполняет его, при этом контролируется заполнение мерного калиброванного объема V посредством срабатывания сначала нижнего датчика-сигнализатора 7 уровня жидкости, при этом блок управления 11 включает таймер и начинается отсчет времени измерения t, а при достижении жидкостью верхнего датчика-сигнализатора 6 блок управления 11, фиксирует значение времени заполнения объема V.
ж
По заложенной программе в контроллере 12 рассчитывается производительность-Q скважины:
по формуле:
где:
0
3
V - объем измерительной части колонки, м,
0
t - время заполнения объема V, мин.
0
В калиброванном объеме V измеряется температура Т электрическим датчиком температуры 5 по формуле:
где:
Т - температура измеряемой жидкости, град С,
в
Т - верхний предел измерения температуры, град С,
н
Т - нижний предел измерения температуры, град С,
изм
J - ток, измеряемый, мА,
min
J - ток минимальный, мА,
max
J - ток максимальный, мА,
в
н
min
max
изм
Т, Т, J, J - значения берутся из паспортных данных на датчик температуры, J - измеряемый ток, подаваемый на датчик температуры 5 и фиксируемый блоком управления 11.
0
Измерение давления в объеме V:
где:
а
Р - абсолютное давление, мПа,
- максимальное значение тока, мА,
- минимальное значение тока, мА,
- ток измеряемый, мА,
в
Р - верхний предел измерения давления, мПа,
в
, , Р, - значения берутся из паспортных данных на датчик давления.  - измеряемый ток, подаваемый на датчик давления 8 и фиксируемый блоком управления 11.
ж
0
Измерение плотности жидкости - р в объеме V:
где:
- плотность эталонной жидкости, приведенной к рабочим условиям по температуре и давлению, расчитанная по формуле:
2
g - ускорение свободного падения, м/сек,
h - высота столба жидкости, м,
ΔР - разность давления, измеренная датчиком 9, МПа,
3
- плотность эталонной жидкости в рабочих условиях, кг/м,
20р
3
ρ - плотность эталонной жидкости в стандартных условиях, кг/м, измеряется ариометром при стандартных условиях: температура -20 град. С, давление - 1,03 Мпа,
- коэффициент объемного расширения эталонной жидкости, 1/град С, выбирается из справочника по жидкостям,
р
-1
К - коэффициент объемного сжатия эталонной жидкости, МПа, выбирается из справочника по жидкостям,
Т - температура измеряемой жидкости, град С, определяемая по формуле 2.
а
Р - абсолютное давление измеряемой жидкости, мПа, определяемое по датчику давления 8.
i
0
Определение содержания доли воды - W в объеме V:
где:
в
3
р - плотность пластовой воды, кг/м,
н
3
р - плотность дегазированной нефти, кг/м,
в
н
значения р и р берутся из данных геологической службы,
ж
3
р - измеряемая плотность жидкости, кг/м, определяемая по формуле 4.
жi
0
Определение массы жидкости - М в объеме V:
жi
i
3
р - измеряемая плотность жидкости, кг/м, определяемая по формуле 4 в момент времени t.
Определение количества воды и нефти в объеме
н.
Определение общего количества массы нефти - М за заданное время τ:
тонна/час (тонна/сутки),
в
Определение общего количества массы воды М за заданное время τ:
тонна/час (тонна/сутки),
Определение текущего содержания воды - W в продукции скважины:
г
Опредление количества газа Q в продукции скважины:
где:
0
3
ϕ - объемное содержание газа в 1 м нефти, значение берется из данных геологической службы.
ф
Определение газового фактора Г скважины:
После окончания процесса измерения поворотный кран 10 по команде с блока управления 11 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает откачиваться из мерной части калиброванного резервуара при помощи насоса 21 в выкидную линию скважины.
Процессы измерения расхода по газу и по жидкости заложены в алгоритмы установленной в контроллере 12 программы математических расчетов, необходимых для получения конечных результатов.