УСТАНОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована как передвижное средство для измерения продукции нефтяной скважины (дебитов нефти, газа и воды).
Измерение продукции нефтяной скважины производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа.
Известна установка для определения дебита продукции скважины (Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.98 г. Опубл. 27.07.99 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.
Установка имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.
Известна установка согласно способу определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент РФ №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012 г. Опубл. 20.01.2014 г).
Установка производит заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производит закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка 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.
Для измерения дебита газа известно устройство согласно способу, основанному 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. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97 г.). Данный аналог выбран в качестве прототипа заявляемой установки. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход 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. 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.
Кроме того, при малых дебитах скважины по жидкости и малых газовых факторах нефти в значительной мере возрастает продолжительность измерений, прежде всего, из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа.
Технической задачей предлагаемой установки является обеспечение возможности измерения дебита нефти, обводненности продукции и газового фактора нефти в широких дапазонах их изменения.
Поставленная задача решается тем, что в устройстве, включающем измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой и на ней расположен счетчик газовой фазы.
На рисунке показана принципиальная схема установки.
Установка содержит основную измерительную емкость 1 и дополнительную измерительную емкость 2 меньшего объема. Измерительные емкости 1 и 2 имеют калиброванные части между датчиками 3 и 4 положений верхних уровней жидкости и соответственно датчиками 5 и 6 положений нижних уровней жидкости. На входе и выходе продукции скважины установки расположены электроприводные трехходовые краны 7 и 8. Кран 7 связан с верхней частью измерительной емкости 1 линией 9 с задвижкой 10. Верхняя часть емкости 1 связана также с краном 8 с помощью линии 11 с задвижкой 12. Кроме того, кран 7 соединен с выходом продукции линией 13, а непосредственно за краном 8 расположен обратный клапан 14. Нижняя часть измерительной емкости 1 соединена с краном 8 линией 15 с задвижкой 16. Верхняя часть малой измерительной емкости 2 также соединена с линией 9 через задвижку 17. Верхняя часть емкости 2 соединена с атмосферой линией 18, на которой расположены задвижка 19, редуктор давления 20 и счетчик газовой фазы 21. В нижней части емкости 2 расположена задвижка 22 для слива жидкости. Датчики положения уровней 3, 4, 5 и 6 связаны с электронным блоком управления установки 23. Емкости 1 и 2 связаны между собой гидравлически горизонтальными перемычками с задвижками 24 и 25 так, что образуют сообщающиеся сосуды. На линиях 9 и 11 установлены манометры 26 и 27. Установка подключена к скважине через входную 28 и выходную 29 линии. На линии 18 может быть установлено факельное сжигание газа (на рис. не показано).
Работа установки состоит в следующем.
При измерениях в обычном режиме продукция скважины через кран 7, линию 9, задвижку 10 поступает в измерительную емкость 1. Задвижки 17, 19 и 22 остаются закрытыми, а задвижки 24 и 25 открытыми. Задвижки 12 и 16 открыты, а кран 8 соединяет линию 11 с выходом продукции. Такое положение запорных органов позволяет емкости 1 наполняться продукцией скважины с одновременной сепарацией газа в ней и отводом сепарированного газа в выходную линию 29 через задвижку 12, линию 11, кран 8 и обратный клапан 14. При заполнении емкости 1 одновременно заполняется малая емкость 2 через открытые задвижки 24 и 25. Сообщение емкостей позволяет наполниться емкости 2 с уровнем и плотностью жидкости, соответствующими емкости 1. Замер времени наполнения калиброванной части емкости 1 жидкостью от нижнего 4 до верхнего 5 датчика позволяет рассчитать дебит скважины по жидкости, т.е. сумму дебитов нефти и воды. По достижению жидкостью уровней расположения датчиков 3 и 5 происходит переключение кранов 7 и 8, при котором начнется слив жидкости из емкости 1 в выходную линию 29 через открытую задвижку 16, линию 15 и кран 8. Переключение крана 8 закроет отвод газа из емкости 1 в выходную линию 29. Одновременно, кран 7 начнет перепускать продукцию скважины в выходную линию 29 через линию 13. Замер времени опорожнения емкости 1 от верхнего 3 до нижнего датчика 4 позволяет рассчитать дебит газа и газовый фактор нефти по свободному газу.
В начальный период опорожнения емкости 1 от жидкости закрывают задвижки 24 и 25 и емкость 2 остается перекрытой и заполненной жидкостью. В этот период производят открытие задвижки 19 и разгазирование нефти в емкости 2. Вышедшее из нефти остаточное количество растворенного газа проходит через редуктор 20, далее измеряется счетчиком 21 и выводится в атмосферу. После разгазирования и снижения давления в емкости 2 производят слив из нее жидкости для определения в ней количества нефти и воды. Количество газа, измеренное счетчиком 21 и отнесенное к количеству нефти в емкости 2 позволяет рассчитать газовый фактор нефти по растворенному газу. Соотношение измеренного количества слитой из емкости 2 воды и общего количества слитой жидкости определяет обводненность продукции скважины.
Суммирование газовых факторов по свободному и растворенному газам позволяет получить полный газовый фактор нефти.
При малых дебитах скважин и газовых факторов нефти все измерения производят только в емкости 2. Задвижки 10, 12, 16, 24 и 25 остаются перекрытыми и продукция скважины поступает в емкость 2 через открытую задвижку 17. При заполнении емкости 2 задвижка 19 постоянно открыта, что позволяет производить измерение одновременно как свободного так и выделяющегося из раствора газа счетчиком 21. Время заполнения емкости 2 от нижнего 6 до верхнего датчика 5 определяет расход жидкости. По достижению уровнем жидкости датчика 5 производят закрытие задвижки 17 и открытие сливной задвижки 22 для замера количества нефти и воды в емкости 2 объемным методом. Соотношение общего количества измеренного газа и количества нефти, замеренное при сливе жидкости из емкости 2 определяет полный газовый фактор нефти.
Использование малой емкости при измерениях продукции малодебитных скважин с небольшими значениями газового фактора позволяет ускорить процесс измерения. Объем емкости 2 рассчитывается исходя из регламента по времени проведения измерений.
Технико-экономическим преимуществом предложенной установки является расширение диапазона измерения дебитов нефти газа и воды в продукции скважин.