СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD OF MEASURING THE PRODUCTION OF THE OIL WELL

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин.
Измерение продукции нефтяных скважин в большинстве случаев производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Известна установка для измерения нефти, газа и воды в продукции нефтяной скважины /патент RU №168317 U1. Установка для измерения продукции нефтяной скважины. Заявл. 21.07.2016. Опубл. 30.01.2017/. Установка включает измерительную емкость с калиброванной частью, верхний и нижний датчики положения уровней жидкости, линии подачи продукции скважины в сепаратор, отвода газа и жидкости из него, а также трехходовой кран для переключения слива жидкости на отбор газа и наоборот. При достижении уровнем жидкости в измерительной емкости верхнего датчики блоком управления подается сигнал приводу трехходового крана на слив жидкости, а при достижении нижнего датчика - на отвод газа из верхней части измерительной емкости.
Известна также установка для определения дебита продукции скважины /Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.1998 г. Опубл. 27.07.1999 г./. Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.
Однако приведенные аналоги имеют существенный недостаток, заключающийся в сложности проведения измерений при малом содержании свободного газа в поступающей в измерительную емкость продукции скважины. При полном отсутствии свободного газа в продукции измерение дебитов становится невозможным.
Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды /Патент RU №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012 г. Опубл. 20.01.2014 г./. Для измерения дебита жидкости производят заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производят закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.
Однако применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.
Известен способ измерения дебита газа, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения /Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.1995 г. Опубл. 20.06.1997 г./. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют дебит свободной газовой фазы. Недостаток устройства состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин /патент RU №2439316 С2. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 10.01.2012/, включающий поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор и разделение в нем газа и нефти. Далее осуществляют последовательный отбор из сепаратора нефти и газа с замером их количества с помощью поплавка и трехходового переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. Переключение потоков нефти и газа осуществляется за счет повышения давления на каждую из сторон двустороннего поршня переключателя потока при запирании поплавком выходов нефти и газа из сепаратора в верхнем и нижнем концах вертикальной перфорированной трубы.
Недостаток способа состоит в том, что при повышении давления в сепараторе происходит сжатие газовой фазы и задержка срабатывания переключателя потока. Это, в свою очередь, приводит к значительной погрешности измерения времени налива и слива нефти, а также достоверности проводимых измерений.
Однако главным недостатком способа является невозможность проведения измерений при малых количествах попутного нефтяного газа или его отсутствии в жидкости, например, при замерах продукции высокообводненных скважин. Малые количества попутного нефтяного газа приводят к значительному росту периода измерения его расхода, измеряемому многими часами, а при полном отсутствии свободного газа в жидкости - к потере работоспособности установки и обеспечения замера дебита жидкости из-за невозможности опорожнения измерительной емкости после ее заполнения.
Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.
Решение поставленной технической задачи достигается тем, что в известном способе измерения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа, включающем поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости соответственно из верхней и нижней точек сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, а также плотности продукции в калиброванной части сепаратора с помощью датчиков гидростатического перепада давления, установленных на разных уровнях калиброванной части сепаратора, согласно изобретению, в условиях дефицита свободной газовой фазы в продукции скважины, например при достижении ее высокой обводненности, циклические опорожнения сепаратора от жидкости после ее заполнений производят с помощью сифонной трубки, восходящую линию которой соединяют с нижней точкой калиброванной части сепаратора, а нисходящую - с напорной линией скважины, и заряжающейся при достижении уровнем жидкости в сепарационной емкости крайней верхней точки трубки сифона, а срывающего свою работу при достижении уровнем жидкости в сепараторе точки ее отбора сифоном, причем точку отбора жидкости из емкости сифоном располагают непосредственно под нижним датчиком, а верхнюю точку трубки сифона - непосредственно над верхним датчиком гидростатического давления, а объемный расход жидкости, сливаемый через сифон, поддерживают превышающим объемный расход поступающей жидкости в сепаратор регулированием дросселя на нисходящей линии сифона.
На чертеже показана принципиальная схема реализации способа.
К напорному коллектору 1 скважины через входную 2 и выходную 3 задвижки подключен сепаратор 4. На коллекторе 1 размещена разрывная задвижка 5. К сепаратору 4 подведены входной 6 и выходной 7 трубопроводы. В нижнюю точку калиброванной части сепаратора 4 введена восходящая линия 8 сифонной трубки, а нисходящая ее линия 9 через дроссель 10 соединена с выходным трубопроводом 7. Газопровод 11 соединяет верхнюю часть сепаратора 4 с выходным трубопроводом 7. На верхнем и нижнем уровнях калиброванной части сепаратора 4 установлены датчики 12 и 13 гидростатического давления, соединенные с блоком управления 14. Датчик 12 установлен ниже верхней точки сифона, а датчик 13, напротив, выше точки ввода трубки 8 сифона. На пересечении сливной линии 15 сепаратора с газопроводом 11 установлен трехходовой кран 16 с электроприводом.
Способ осуществляется следующим образом.
Поступающая по входному трубопроводу 6 в сепаратор 4 продукция нефтяной скважины расслаивается на жидкость, содержащую некоторый объем воды, и свободный попутный газ, выделившийся из нефтяной фазы при давлении в коллекторе 1. При достаточном объеме свободного газа, т.е. в условиях обводненности продукции до 75…80%, дроссель 10 полностью перекрыт. При достижении уровнем жидкости в сепараторе 4 датчика давления 12 блок управления 14 подает сигнал приводу крана 16 на переключение его на слив жидкости из сепаратора 4. До переключения крана 16 накапливающаяся газовая фаза отводится из сепаратора 4 по газопроводу 11 через кран 16 и трубопровод 7 в коллектор 1. После переключения крана 16 на слив уровень жидкости в сепараторе 4 будет снижаться и при достижении датчика 13 кран 16 вновь переключится на налив жидкости в сепаратор. По скорости перемещения уровня жидкости от датчика 13 к датчику 12 рассчитывается дебит скважины по жидкости, а по скорости снижения уровня жидкости от датчика 12 до датчика 13 рассчитывается дебит свободного нефтяного газа. Измереннный гидростатический перепад давления столба жидкости между датчиками 12 и 13 при полном заполнении калиброванной части сепаратора 4 при известных плотностях нефти и воды позволяет рассчитать обводненность продукции скважины.
При достижении обводненности нефти 75…80% образуется дефицит свободной газовой фазы и длительность снижения уровня жидкости в сепараторе 4 может измеряться многими часами. Жидкость будет представлять собой эмульсию прямого типа (нефть в воде) с содержанием воды более 75…80%. Малое количество свободного газа, выделившегося из нефти при давлении в коллекторе 1, не позволяет производить замеры продукции описанным выше способом вытеснения поступившей жидкости накапливающимся газом из сепаратора 4.
В этих условиях трехходовой кран 16 устанавливают на постоянное положение отвода газа из сепаратора 4, а дроссель 11 открывают, т.е. измерения производят включением в работу сифона.
На чертеже показан цикл наполнения сепаратора 4 продукцией, в котором происходит подъем уровня жидкости. Одновременно, в восходящей линии 8 сифонной трубки также происходит подъем уровня жидкости по закону сообщающихся сосудов. Кроме того, в этот же период через газовую линию 11 и выходной трубопровод 7 в коллектор 1 будет поступать незначительное количество газа.
По достижению уровнем жидкости датчика 12 гидростатического давления блоком 14 так же, как в предыдущем случае, фиксируется время заполнения жидкостью и калиброванной части сепаратора 4 от уровня установки датчика 13 до уровня установки датчика 12. По времени заполнения рассчитывается дебит скважины по жидкости, а по перепаду гидростатического давления между датчиками 12 и 13, а также известным плотностям нефти и воды заложенной программой рассчитывается обводненность продукции скважины.
Дальнейший подъем уровня жидкости в сепараторе и достижение им верхней точки сифонной трубки приведет к переливу жидкости из восходящей линии 8 в нисходящую 9. При этом заряжается сифон и через него начнется цикл слива жидкости из сепаратора 4 в коллектор 1 через дроссель 10 и трубопровод 7. Сифонная трубка подбирается с таким расчетом, чтобы объемный расход сливаемой жидкости из сепаратора 4 превышал объемный расход жидкости, поступающей в сепаратор 4 по входному трубопроводу 6. Зарядка сифона позволяет уровню жидкости в сепараторе 4 снижаться до отметки установки датчика 13 и далее до входа восходящей линии 8 сифона в сепаратор 4. Далее в линию 8 войдет газ и сорвет работу сифона. Отбор жидкости из сепаратора 4 сразу прекратится и уровень жидкости в нем будет уже повышаться, т.е. начнется цикл заполнения сепаратора 4 жидкостью и т.д.
Минимальный напор сифона Н определяется расстоянием от точки ввода восходящей линии 8 в сепаратор 4 до уровня расположения выходного трубопровода 7. Максимальная вакууметрическая высота h соответствует всей длине восходящей линии 8 сифонной трубки. Выбор соответствующих длин и диаметра линий 8 и 9, а также степени перекрытия потока дросселем 10, т.е. регулированием гидравлических сопротивлений в системе позволяет обеспечить устойчивую работу сифона и слив требуемого количества жидкости из сепаратора 4 в единицу времени.
Зарядка сифона в момент достижения уровнем жидкости верхней точки сифона, а также срыв его работы при нижнем положении уровня жидкости из-за неустойчивости процессов требуют небольшого периода времени. В этой связи верхний датчик 12 располагают ниже верхней точки сифона, а нижний датчик 13 располагают выше точки отбора жидкости из сепаратора 4. Таким образом, при определении дебита скважины по жидкости неустойчивые периоды работы сифона исключаются и замеры производятся только по времени перемещения уровня жидкости от датчика 13 до датчика 12. Таким образом, измерение дебита свободного газа ввиду его малости при высокой обводненности продукции не производится.
Технико-экономическим преимуществом предложенного способа является обеспечение возможности измерения дебита нефти и воды скважины при малом содержании свободного газа в добываемой продукции или полном его отсутствии.