АНАЛИЗАТОР ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

АНАЛИЗАТОР ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.
Предлагаемая полезная модель относится к устройствам для измерения дебита нефтяных скважин и может найти применение в нефтедобывающей промышленности.
Известное устройство 1, состоящее из вертикального сепаратора с установленной в нем гидроциклонной головкой с тангенциальным вводом, двух датчиков давления, установленных на разных уровнях, диафрагмешюго счетчика газа, установленного на газоотводящей линии, установленного на той же линии клапана, создающего противодавление в сепараторе, а также управляющего работой устройства микропроцессора с таймером.
Недостатком устройства являются то, что оно не позволяет определять количество компонентов жидкой фазы, т.е. нефти и воды по отдельности, шмеряя водонефтяную смесь в целом.
Известно также устройство 2, содержащее вертикальный сепаратор, в верхней части которого размещена гидроциклонная головка, имеющая тангенциальный ввод, в измерительной части сепаратора установлены верхняя и нижняя успокоительные рещетки, верхний и нижний датчик давления, датчики нижнего и верхнего уровней, входной патрубок и выходной патрубок газа, выпускную жидкостную линию, выполненную в виде сифона. На газовой линии установлен клапан дискретного действия.
Одним из недостатков устройства является то, что оно не позволяет определять количество компонентов жидкой фазы (нефть, вода) при обводненности нефти менее 60 %, а также определять количество газа уносимого жидкостью (растворенного газа в жидкости), что в свою очередь не дает возможности определения газового фактора (количество газа, вьщеляемого с
одной тонны нефти).
Известно также устройство 3, содержащее два вертикальных сепаратора, верхние части, которых соединены общей газовой .линией, датчики разности давлений, датчик температуры, распределительный переключатель потоков входа и выхода продукции скважин, блок обработки информации и блок управления.
К недостаткам устройства можно отнести то, что оно не позво.11яет опреде.11ять с надежной достоверностью количество компонентов жидкой фазы (нефть, вода) и объем количества газа, т.к. плотность в данном случал определяется только смеси, а не жидкости (нефть, вода), газ
определяется только свободный, растворенный газ в жидкости не определяется. Газовый фактор не определяется.
Известно также устройство 4 содержащее вертикальный сепаратор, в верхней части которого размещены гидроциклонная головка, имеющая тангенциальный ввод, в нижней измерительной части сепаратора установлены верхняя и нижняя успокоигельные решетки, верхний и нижний датчик давления, датчики верхнего и нижнего уровней, входной патрубок, соединенный с гидроциклонной головкой, входной патрубок газа, соединенный с газовой линией, выпускную жидкостную линию, вьшолненную в виде сифона, датчик температуры, кран дискретного действия, микропроцессорный блок, блок управления.
Недостатки устройства такие же, что и у устройства 3.
Устройство по а.с. СССР № 1553661 является наиболее близким по конструкции (прототипом) заявляемому устройству для измерения дебита нефтяных скважин.
Целью заявляемой полезной модели является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин, определение ко.1гачества нефти, воды, газа и определение газового фактора, с учетом растворенного газа в жидкости.
Цель достигается тем, что в калиброванном объеме вертикального сепаратора измеряется плотность газожидкостной смеси (жидкости), а в газовой линии измеряется плотность газа. Метод измерения плотности смеси и газа разностный (дифференциальный).
На фиг. 1 представлен анализатор дебита нефтяных скважин, содержащий вертикальный сепаратор 1, имеющий калиброванный объем Vo, датчик разности давлений 2,7, одновременно являющимися датчиками нижнего и верхнего уровня, отборники давления 3 соединены с импульсными трубками, заполненными эталонной жидкостью, с датчиками 2,7, точки контроля уровней нижнего и верхнего 4, датчик абсолютного давления 5, датчик температуры 6, жидкостную линию 8, переключающий клапан 9, газовую линию 10, блок обработки 11, блок управления 12, датчик разности давления 13. Датчик разности давления 13 соединен с отборниками давления 3 импульсными трубками, заполненными эталонной жидкостью. Выходы
электрических сигналов преобразователей 2,5,6,7,13 соединены со вторичным блоком обработки информации 11.
Анализатор работает следующим образом.
Поступающая через входной патрубок продукция нефтяной скважины Q подается в гидроциклонную головку, где происходит отделение газа от жидкости под действием центробежных сил. Выделяющий газ через газовую линию 10 и сообщающийся клапан 9 с газовой линией поступает в общий коллектор, а жидкость стекает в нижнюю часть сепаратора 1. Как только уровень жидкости достигнет датчика нижнего уровня 2, подается сигнал в блок обработки 11 и запускается счетчик времени (таймер), т.е. начинается отсчет времени tm
jUOOUf WS
наполнения калиброванного объема Vo. По достижении уровня жидкости датчика 7, отсчет времени tHi прекращается, подается команда клапану на закрытие газовой линии, от1фытие жидкостной линии и измерение перепада давления датчиком 2, т.е. опреде.яяется плотность газожидкосгной смеси (жидкости) по следующему выражению:
pc«  p2Q-at(t-20)-  (1)
Рзо - плотность эталонной жидкости при 20 °С, кг/м;
Ot - поправочный коэффициент на изменение температуры эталонной жидкости,  t - температура жидкости (газожидкостной смеси), °С;
АР - перепад давления газожидкостной смеси между точками отбора давления верхнего и нижнего датчиков. Па;
q - ускорение свободного падени
h - расстояние между точками отбора давления, м;
Одновременно определяется производительность скважины по газожидкостной смеси (жидкости) щ выражению:
QcMi 0 (2)McMi  QcMiPcM ,3
tffitffi
QcMi - объемная производительность скважины по газожидкостной смеси,
Vo - калиброванный объем (вместимость),
tm - время наполнения калиброванного объема, с.
MCMI - массовая производительность скважины по газожидкостной смеси, кг/с;
После закрытия крана 9 на газовой линии 10 под действием шбыточного давления газа происходит продавка жидкости из сепаратора 1 через жидкостную линию 8 и клапан 9 в общий коллектор.
При достижении уровнем жидкости (во время ее снижения) датчика 7, от него подается команда блоку 11 на запуск таймера по отсчету времени tcm слива, разрешение на измерение плотности газа по следующему выражению:
fbT-at(t-20)- APi+ДРк ,4
РЭГ - плотность эталонной жидкости, кг/м;
Ot - поправочный коэффициент на шменение температуры эталонной жидкости, кг/м °С;
t - температура газа,°С;
APi - перепад давления создаваемый столбом газа. Па;
q - ускорение свободного падения,
HI - расстояние между точками отбора давления, м;
ЛРк - компрессионное давление, Па.
При достижении уровнем жидкости нижнего датчика 2, подается команда блоку 11 на пре1фащение времени отсчепга, закрытие клапана на жидкостной линии 8, открытие клапана на газовой лшшц и определение производителыюсти скважины по газу, по выражению:
Qa-. (5)
ton - время заполнения Уо газом, с.
QiTcB - производительность скважины по газу (свободному), м/с.
Избыточное давление в сепараторе 1 сбрасывается, продавка жидкости прекращается, уровень жидкости начинает повышаться, запускается таймер, клапан на газовой линии &ткрывается, отсчитывается время накопления газожидкостной смеси и процесс повторяется.
При каждом цикле (накопления, продавки) определяется расходное газосодержание по выражению:
Рсш-   (б)
QircB+ QicM
Определяется рабочий газовой фактор по выражению:
rpj Q5 oxTiZ плот газос вьфа РО - давление при нормальных условиях (,1013 МП ), МПа; PJ - давление газа в рабочих условиях, МПа; Ti - температура газа в рабочих условиях, °К; То - температура газа в нормальных условиях, . Z - коэффициент сжимаемости газа. Определяется коэффициент растворимости К по выражению: Ги  (Р-Ро)хКи (8) (9) Kpi - коэффициент растворимости газа. Определяется объем газа в измеренной порции газожидкостной смеси при известной ности нефти по выражению: Vr  Я X МсшХ PiXpi (10) Рг Vr - объем растворенного газа в измеренной порции жидкости,  РН - плотность дегазированной нефти, кг/л. Определяется коэффициент остаточного газосодержания в смеси (истинное одержание) по выражению:  X ° (in Qo a -VrРТо   Определяется плотность жидкости (нефть + вода) по выражению: Р{Ж РсмГ- Р рй- (12) Определяется обводненность нефти при извесцрой плотности пластовой воды по жению: : - Pi-Po
Определяется масса жидкости повьфажению:
MDK  Mic«(l-Wi), (14) Определяется масса нефти и воды по формулам:
Ma  Mb.c(l-Wi), (15)MiB  Mic«xWi, (16),
Определяется количество газа (свободного + растворенного) в рабочих условиях:
Qn  Qirc.+ Vr, (17) р
Значение величин Мщ;  Qipr суммируются по каждому циклу измерений. Дебит скважины определяется по следующим выражениям: п S MiB  XT,т/сут;(18)Mffl n tHq)
SQiTcB+VrPxTo
x-cx PoxTZ ,
nWcp
где
n- число циклов измерений;
tHqj - среднее время накопления калиброванного объема, с;
St™
t  J
tHq,- д
Т - равно 86400 с;
tcn.q - среднее время продавки газом объема жидкости п SU
(
(kS /3  п S Мш -J xt, т/сут (19) n tHq)
Ino- aГазовый фактор определяется отношением количества газа к количеству нефти:
(21
При данном алгоритме обработки обеспечивается измерение дебита нефтяных скважин при их обводненности от О до 100 %, т.к. при малом содержании газа в продукции скважин и обводненности  % свободный газ не измеряется:
Рсм-фРг „  „
РЖ - J  , то .
При этом жидкость будет сливаться за счет давления, создаваемого самой скважиной и установится режим равенства объема поступающего и сливающего, т.е. , т.е. В этом случае необходимо предусмотреть время выдержки в течение 1 ч и подпрограмму для измерения дебита таких скважин ( в подпрограмме заложить время измерения, напримф, в течение 4 ч с учетом времени вьщержки). В этом случае измеряются рж; Рж; ta; по nepBOVty циклу.
Мж   XT W   xlOO о/о Щрв-рн
Mн  Mж(l-W); Mв  MжxW В целом, повышение точности измерения дебита нефтяных скважин и определение
газового фактора ос)гществляется за счет введения измерителей плотностей газожидкостной и газовых сред.
Таким образом, при внещ}ении на промыслах анализатора дебита нефтяных скважин появляется возможность выйги на подсчет остаточных запасов нефти и газа старых месторождений, определить баланс между закачиваемой водой в пласт и добываемой из скважин, определить экономическую целесообразность эксплуатации обводненных скважин.
1.Авторское свидетельство СССР №1263829,1986 г.
2.Патент США №4549432 НКИ 73-200,1985 г.
3.Патент РФ №2085864,1997г.
4.Авторское свидепгельство СССР №1553661,1990 г.
5.Лутошкин Г.С.- Сбор и подготов1га. нефти, газа и воды, М. Недра, 1983 г.
6.Лобков А.М. - Сбор и подготовка нефти и газа на промысле, М. Недра, 1968 г.
Источншси инфорлации,