УСТРОЙСТВО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

Устройство определения дебита газа на устье скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к измерению газового фактора скважин, и может быть использовано при определении газового фактора на устье действующей скважины с низким газовым дебитом.
Известно устройство определения дебита газа на устье действующей скважины путем измерения времени наполнения измерительной емкости и определения массы нефтесодержащей жидкости в виде установки АСМА-Т-03 (www.pfpg.ru/?geoserv).
Однако его недостатком является низкая точность замеров на скважинах с низким газовьм фактором. При образовании устойчивых вспененных нефтей пена не разрушается, газ не высвобождается и в газовую линию не поступает. Кроме того, не замеряется дебит газа ниже чувствительности газового счетчика.
Указанное устройство является наиболее близким предлагаемому техническому решению.
Технический результат изобретения заключается в повышении точности измерений дебита газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси, в использовании для этого существующих устройств определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором.
Технический результат достигается за счет того, что в устройстве определения дебита газа на устье скважины, содержащем сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой запрограммирован на считывание данных по давлению и температуре газа через определенные промежутки времени.
На чертеже показана упрощенная блок-схема устройства определения дебита газа на устье скважины.
Устройство определения дебита газа на устье скважины содержит блоки управления 1 (основной), блок управления 2 (дополнительный), сепаратор 3, измерительную емкость 4 с тензометрическим датчиком 5, газоизмерительный узел 6, электроклапан 7, насос откачки 8, датчик влагомера 9, входную линию 10, газовые линии 11 с предохранительным клапаном 12, задвижкой 13 и выкидной линией 14.
Устройство работает следующим образом.
Первый вариант работы устройства определения дебита газа на устье скважины, система
контроля и управления которого содержит один блок управления 1.
Указанный вариант применяется при работе на устье скважин с высоким и средним газовым фактором и требует меньше времени для измерений.
В блок управления 1 перед началом измерений вводится информация о значениях плотности добываемой нефти и воды по результатам лабораторного анализа последних проб жидкости, взятых в данной скважине (отбираются через 10 суток), о массе пустой измерительной емкости 4 и величине массы жидкости, которая будет определяться за один цикл замера и которая выбирается в зависимости от ожидаемого дебита скважины.
Газожидкостная смесь из скважины по входной линии (трубопроводу) 10 попадает в трубный сепаратор 3 и далее в измерительную емкость 4 с тензодатчиком 5. При этом в сепараторе 3 и измерительной емкости 4 происходит сепарация газа, выделившийся из газожидкостной смеси газ поступает в газовую линию (трубопровод) 11, проходит через газоизмерительный узел 6 и далее поступает в выкидную линию скважины. На измерительной емкости 4 установлен тензодатчик 5, с помощью которого определяется ее текущая масса. В процессе одного цикла замеров в измерительной емкости 4 происходит накопление жидкости до величины массы замера, внесенной в блок управления 1, при этом электроклапан 7 закрыт. После набора заданной массы жидкости блок управления 1 открывает электроклапан 7, включает насос откачки 8. Производится откачка находящейся в измерительной емкости 4 жидкости, откачиваемая жидкость проходит через датчик влагомера 9 и далее поступает в выкидную линию скважины. При этом в блоке управления 1 фиксируются время налива заданной массы жидкости, набранная масса жидкости, количество газа, прошедшего через газоизмерительный узел 6 за время налива, средняя обводненность жидкости, поступившей за один цикл замеров. После окончания откачки жидкости из измерительной емкости 4 блок управления 1 дает команду на закрытие электроклапана 7 и отключение насоса откачки 8, после чего начинается новый цикл измерений. Полученные в результате каждого цикла измерений данные преобразуются в дебиты жидкости, нефти, газа. Газовый фактор определяется как отношение дебита газа к дебиту нефти. При этом, если общий дебит газа ниже чувствительности газоизмерительного узла 6, что происходит при малом газовом факторе добываемой нефти, то замеры по газу не производятся. В случае, если добываемая газожидкостная смесь создает устойчивые во времени не разрушаемые пены, часть газа, минуя газовую линию 11, поступает в виде пены через насос откачки 8, в результате чего точность замера газового фактора снижается.
Второй вариант, когда система контроля и управления включает кроме блока управления 1 дополнительный блок управления 2. Указанный вариант применяется при работе на скважинах с низким газовым фактором (малым дебитом газа), с вязкой нефтью и при способности нефти создавать гомогенизированные смеси (пены, эмульсии), т.е в тех случаях, когда при работе по первому варианту дебит газа не замеряется или его значение значительно занижено.
Дополнительный блок управления (блок-контроллер) 2 необходим для получения точных данных о давлении и температуре с дискретностью от 1 до 20 секунд в газовой среде сепаратора, измерительной емкости 4 и газовой линии 11 (или, что то же самое, в газовой части устройства) при проведении замеров методом сжатия газа. Таким образом, газовая часть устройства включает занятые газом объемы сепаратора 3, измерительной емкости 4 и газовых линий (газовых трубопроводов) 11.
Порядок работы следующий. Включаются блоки управления 1 и 2, первые 10 циклов замеров производятся по первому варианту. Если по результатам замеров газовый фактор близок к нулю или его величина не превышает 1-2 м3/т, то измерения (производство замеров) методом сжатия газа осуществляются через каждые четыре цикла измерений по первому варианту. Для этого после очередного слива жидкости из измерительной емкости 4 одновременно с закрытием электроклапана 7 закрывается задвижка 13. При этом жидкость и газ, поступающие из скважины по входной линии (трубопроводу) 10, начинают скапливаться в сепараторе 3, измерительной емкости 4 и газовой линии 11, в результате чего в газовой части устройства, включающей объемы, занятые газом в сепараторе 3, измерительной емкости 4 и газовой линии 11, происходит постоянный рост давления. После окончания набора заданной массы жидкости в измерительной емкости 4 открывается задвижка 13 и нефтесодержащая жидкость вместе с газом уходят в выкидную линию 14.
В процессе замера методом сжатия блок управления 1 фиксирует массу поступившей жидкости, нефти, а блок управления 2 - давление и температуру в газовой части (среде). Определяется объем, занятый газом в момент начала замера и объем, занятый газом в момент окончания замера методом сжатия газа. А также давление и температура газа в начале и конце измерений. Объем, занятый газом в момент окончания замера методом сжатия газа меньше первоначального на объем поступившей в измерительную емкость 4 жидкости. Далее расчетным путем определяется объем газа, поступившего в устройство за время проведения замера методом сжатия газа, в нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре 20°С).
Газовый фактор определяется как отношение объема газа к массе поступившей в течение замера нефти. На одной скважине методом сжатия газа производится от 10 до 15 замеров, по которым определяется средний газовый фактор скважины. При этом учитывается весь газ, в том числе и тот, который в виде пены проходит через газоизмерительный узел 6.
Возможно применение устройств определения дебита газа на устье скважины, в которых производство замеров температуры и давления в сепараторе в режиме сжатия газа осуществляется дополнительным блоком управления (блок-контроллером) 2 через промежутки времени t доп.При этом указанные промежутки времени t доп.бывают равными времени наполнения сепаратора нефтесодержащей жидкостью t нап., или меньше. На практике опробовано устройство определения дебита газа на устье скважины с промежутками времени t доп., равными 20 с. Для большей точности промежутки времени между замерами t доп.можно сократить и сделать меньше 20 с.
Блок управления 2 может выполняться съемным, что позволит использовать его, при необходимости, для повышения точности измерений дебита газа в имеющихся устройствах определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором или для определении дебита газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси.
Предлагаемый способ применения устройства определения дебита газа на устье скважины, включающий измерение времени налива и определение массы нефтесодержащей жидкости в измерительной емкости, замеры давления и температуры газа в сепараторе в режиме сжимания газа, отличается тем, что применяется устройство определения дебита газа на устье скважины, содержащее сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, в котором система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой запрограммирован на считывание данных по давлению и температуре газа в сепараторе через определенные промежутки времени.
В указанном способе определения дебита газа на устье скважины замеры давления и температуры газа в сепараторе в режиме сжатия газа производятся после n замеров времени налива и определения массы нефтесодержащей жидкости в измерительной емкости. При этом наиболее оптимальным является способ, в котором n принимается равным 4. При производстве замеров температуры и давления газа в газовой части устройства выход газа в выкидную линию 14 прекращается. Преимущества предлагаемого устройства и способа определения дебита газа на устье скважины заключаются в следующем:
- Повышает точность измерений газового фактора.
- Измеряет дебит газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси (пены эмульсий) и позволяет использовать для этого существующие устройства определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором.
- Сокращает затраты на приобретение сложного дорогостоящего оборудования для определения дебита газа на устье скважины с низким газовым фактором.
- Уменьшает время и стоимость обучения обслуживающего персонала для работы на скважинах с низким газовым фактором.
3
- Может применяться на скважинах с дебитом по жидкости не более 10 т/сут. и газонасыщенностью добываемой нефтесодержащей жидкости не более 20 м/т. Предлагаемое устройство определения дебита газа на устье скважины, изготовленное на базе существующей самоходной массоизмерительной автономной установки АСМА-Т-03 с использованием дополнительного блок-контроллера ИМ-2300, успешно применено на скважине №206 Кудрявцевского месторождения. Предлагаемое техническое решение является новым, промышленно применимо, из уровня техники для среднего специалиста явным образом не следует.