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

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины.
Измерение дебитов нефти, газа и воды на объектах добычи нефти производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, 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. 18.05.95 г. Опубл.20.06.97 г./. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.
Недостаток способа 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.
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.
Однако, способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.
Кроме того, в приведенных аналогах переключение налива емкости сепаратора жидкости на ее слив производится по достижению уровнем жидкости в емкости максимальной величины. Наличие вспененной сильно газированной нефти на поверхности жидкости приводит к существенным ошибкам в расчетах дебитов из-за размытого и нечеткого уровня жидкости.
Наиболее близким к предлагаемому относится способ и устройство для измерения дебита нефти /Патент РФ №2236584.Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г. Опубл.20.09.2004 г./. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.
Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью предварительного измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости.
Однако, наиболее существенным недостатком способа, выбранного в качестве прототипа является его малая эффективность при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. При добыче высоковязкой нефти значительно возрастает время вытеснения нефти из емкости, а также давление вытеснения. Кроме того, продолжительность измерений значительно возрастает при малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа. При минимальном газосодержании продукции скважины, что наблюдается при обводненности скважин 95…99%, время цикла опорожнения сепаратора от жидкости может составить многие часы, что недопустимо для проведения замеров.
Технической задачей предлагаемого способа является сокращение времени, затрачиваемого на измерения и повышение их точности при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, поочередный отбор газа из верхней части емкости сепаратора по газоотводной линии и жидкости из нижней части емкости сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для переключения цикла налива емкости на цикл слива жидкости, согласно изобретению, переключение налива жидкости в емкость сепаратора на ее последующий слив производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления, а в емкостисепаратора поднимают давление выше давления в выкидном коллекторе скважины установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.
На фиг. показана гидравлическая часть схемы реализации способа. К выкидному коллектору 1 скважины (на рис. не показана) с задвижкой 2 с помощью входной 3 и выходной 4 задвижек подключена измерительная емкость сепаратора 5.
Внутри емкости сепаратора установлены патрубки 6 и 7 для выхода соответственно газа и жидкости. При этом между свободными торцами патрубков 6 и 7 расположена калиброванная цилиндрическая часть емкости сепаратора 5. На уровнях этих же торцов расположены точки отбора давлений датчика 8 гидростатического перепада давления в емкости 5.
На линии 9 отвода сепарированного газа из верхней части емкости сепаратора 5 установлен регулирующий дроссель 10 давления газа. Патрубок 7 соединен со сливной линией 11 для жидкости, на которой установлен электромагнитный клапан 12. В линию 13, т.о. поочередно поступают газовая и жидкая фазы.
Поступление продукции скважины в емкость 5 производится через задвижку 3 и линию 14, на которой установлены обратный клапан 15 и пробоотборник 16 с краном 17 для отбора пробы и определения содержания воды в нефти.
Управление включениями электромагнитного клапана 12 осуществляется контроллером блока управления (на фиг. не показан) по сигналам датчика перепада давления 8.
Способ осуществляется следующим способом.
Для производства измерений задают и вводят в программу блока управления значение перепада давления ΔР между торцами патрубков 6 и 7, соответствующее максимально возможному заполнению калиброванной части емкости сепаратора 5 жидкостью. При этом заданный перепад давления не должен приводить к поступлению вспененной жидкости в патрубок 6. Нулевое значение перепада давления ΔР будет соответствовать расположению уровня жидкости в емкости 5 на торце патрубка 7.
Ввиду пренебрежимо малой плотности газа измеренный перепад гидростатического давления ΔР в емкости сепаратора зависит только от объема жидкости, поступившей в нее и плотности водонефтяной смеси. Последняя зависит от плотностей нефти и воды, а также от соотношения их объемов, т.е. от обводненности продукции «В».
Соединение емкости сепаратора 5 к выкидному коллектору 1 производится при закрытых задвижках 3 и 4 и открытой задвижке 2. Для проведения измерений производят открытие задвижек 3 и 4 и закрытие задвижки 2. Через входную задвижку 3 и линию 14 продукция скважины направляется в верхнюю часть емкости 5.
1
Отсепарированная жидкость, стекая вниз, заполняет калиброванную часть емкости 5 между уровнями расположения торцов патрубков 6 и 7. При этом фиксируется время τ заполнения емкости 5 от нулевого до максимального значения перепада ΔР гидростатического давления. В период заполнения емкости 5 жидкостью электромагнитный клапан 12 закрыт и перекрывает сливную линию 11. В период заполнения емкости 5 продукцией скважины отсепарированный газ через патрубок 6 отводится по линиям 9 и 13 в выкидной коллектор 1 скважины. По времени заполнения емкости 5 жидкостью от нулевого до максимального перепада давления программа блока управления рассчитывает дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси).
После того, как перепад гидростатического давления ΔР достигнет максимально установленного значения 5 блок управления подает команду электромагнитному клапану 12 на открытие и слив жидкости из емкости 5 в коллектор через линии 11 и 13.
2
2
В цикле слива жидкости из емкости 5 накапливающийся в верхней части емкости газ будет оттеснять уровень жидкости вниз. Время τ опорожнения калиброванной части емкости 5 от объема поступившей в цикле налива жидкости будет пропорционально объемному расходу поступающего в емкость 5 вместе с жидкостью свободного попутного нефтяного газа. При этом объемный расход газа определяется делением объема поступившей в калиброванную часть емкости 5 жидкости на время τ опорожнения емкости 5 от этой жидкости.
2
При малом газосодержании поступающей в емкость жидкости время ее опорожнения τ будет очень длительным и замеры по такому принципу станут невозможными.
2
В таких случаях производят частичное повышение давления в емкости сепаратора 5 прижатием дросселя 10. Повышение давления ускорит слив жидкости из емкости 5 за счет образовавшегося дополнительного перепада давления между емкостью сепаратора и линией 13. Установленный обратный клапан 15 не позволит дополнительному перепаду давления разрядиться в линию 14. Регулирование положения дросселя 10 производят на основе эксперимента, позволяющего установить оптимальное время τ.
Для выполнения расчетов в процессе измерений производят отбор пробы жидкости из пробоотборника 16 на предмет определения обводненности «В».
Расчеты массовых значений дебитов нефти и воды, а также объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, заложенные в программу, производятся по следующей схеме.
Исходные параметры для расчетов следующие:
Н
В
3
ρ, ρ - плотность нефти и воды в стандартных условиях кг/м;
В - обводненность продукции, дол. ед.;
Д - внутренний диаметр цилиндрической части сепаратора, м;
1
2
τ, τ - время налива и слива жидкости из емкости сепаратора, с;
2
ΔР - заданный максимальный перепад гидростатического давления Н/м;
К
2
Р - давление жидкости в выкидном коллекторе после электромагнитного клапана, Н/м
Д
2
Р - дополнительное давление в емкости, поднятое дросселем Н/м
О
Т - стандартное значение абсолютной температуры, 293,15 К;
С
Т - абсолютная температура в емкости сепаратора, К;
А
-6
2
Р - атмосферное значение давления, 0,101⋅10 Н/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
Далее рассчитываются:
Высота налива жидкости в емкости (водонефтяной смеси) при достижении ΔР;
Объем жидкости, вошедший в емкость;
Массовый дебит нефти, кг/с
Массовый дебит пластовой воды, кг/с
К
Д
3
Объемный расход свободного газа в при давлении в коллектор Р и дополнительном давлении Р в емкости, приведенный к стандартным условиям м/с
Способ может быть применен для измерения трехфазной продукции нефтяных скважин с помощью передвижных или стационарных (индивидуальных) замерных установок.
Технико-экономическими преимуществами заявляемого способа являются высокая точность измерений благодаря применению только объемных способов, а также простота и возможность замера трехфазной продукции нефтяной скважины с малым содержанием свободного газа.