СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF MEASURING WELL PRODUCTION AND FACILITY FOR IMPLEMENTATION OF THIS METHOD

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.
Известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающий определение времени наполнения вертикальной цилиндрической измерительной емкости продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления и высоты столба жидкости, избыточного давления, температуры и последующий расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных, а также известных плотностей нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины (1).
Этот принцип применен в известной автоматизированной замерной установке типа "Спутник М…", содержащей обвязанные трубопроводной арматурой газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером (1).
Недостатками такого решения (способа и устройства) являются очень жесткие требования к качеству сепарации и низкая точность определения обводненности, обусловленная необходимостью применять лабораторные значения плотностей нефти и воды, условия получения которых не соответствуют условиям измерения плотности скважинной жидкости.
Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что в течение заданного времени вертикальную цилиндрическую измерительную емкость наполняют продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, после наполнения поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины выдерживают до состояния полного отсутствия пузырьков газа и оседания пены, затем при известных избыточном давлении и температуре измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, при этом соотношение нефти и воды определяют на основе значений их плотностей (2).
Этот способ реализован устройством для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, содержащим таймер, термометр, датчик избыточного давления, газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, обвязанные трубопроводной арматурой, выполненной с возможностью обеспечивать наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, переключатель потока, направляющий продукцию скважины либо на сепаратор, либо на слив в коллектор, причем измерительная емкость снабжена уровнемером и датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен на днище измерительной емкости.
Однако данное техническое решение не обеспечивает возможности прямого измерения плотностей нефти и воды и основывается на применении для расчета производительности по нефти и воде данных по их плотностям, полученных лабораторным путем. Эти данные, хотя и выполнены с достаточной точностью, но при иных условиях (реальных условиях измерения) и не соответствуют плотностям нефти и воды, что ведет к значительной недостоверности результата расчета производительности скважин. Практика требует разработки способа, позволяющего напрямую измерять плотности нефти и воды непосредственно во время замера дебита скважины.
Задача предлагаемого технического решения - повышение точности измерения дебитов по нефти и воде путем обеспечения возможности прямого измерения плотностей нефти и воды в условиях измерения дебита скважины.
Это достигается тем, что в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающемся в том, что в течение заданного времени вертикальную цилиндрическую измерительную емкость наполняют продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, после наполнения поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем при известных избыточном давлении и температуре измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, при этом соотношение нефти и воды определяют на основе значений их плотностей, согласно изобретению, плотности воды и нефти измеряют в полости нижней части измерительной емкости, соединенной со сливной жидкостной линией, причем плотность воды измеряют после наполнения измерительной емкости при закрытой сливной жидкостной линии после стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, а плотность нефти измеряют либо при открытой сливной жидкостной линии после стабилизации показаний плотномера, либо после закрытия сливной жидкостной линии при приближении поверхности содержимого измерительной емкости к верхней границе полости, в которой измеряют плотность, при условии отсутствия периода стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, при этом, если период стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, при измерении плотности нефти имел место, то в следующем цикле или увеличивают время выдерживания продукции скважины в измерительной емкости, или снижают скорость опорожнения измерительной емкости, и измерение плотности нефти повторяют, причем вытеснение жидкости из измерительной емкости через сливную жидкостную линию производят не допуская попадания в измерительную емкость дополнительных порций жидкости, например, насосом или отсепарированным попутным газом.
То обстоятельство, что измерение плотностей воды и нефти происходит в полости (для размещения плотномера) нижней части измерительной емкости, объем которой многократно меньше объема измерительной емкости, в совокупности с условием завершения или отсутствия периода стабилизации показаний плотномера, и измерение плотности нефти после закрытия сливной жидкостной линии при приближении поверхности содержимого измерительной емкости к верхней границе полости, в которой измеряют плотность, дает возможность не дожидаться расслоения всего массива скважинной жидкости и качественно провести прямые измерения. Факт завершения или отсутствия периода стабилизации показаний плотномера является гарантией того, что в полости (для размещения плотномера) в момент измерения находятся либо чистая пластовая вода, либо чистая нефть.
Это достигается тем, что в устройстве для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, содержащем таймер, термометр, датчик избыточного давления, газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, обвязанные трубопроводной арматурой, выполненной с возможностью обеспечивать наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, переключатель потока, направляющий продукцию скважины либо на сепаратор, либо на слив в коллектор, причем измерительная емкость снабжена уровнемером и датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен на днище измерительной емкости, согласно изобретению измерительная емкость в ее нижней части оснащена вертикальным цилиндрическим патрубком с дополнительным датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен в его нижней части, при этом патрубок соединен со сливной жидкостной линией измерительной емкости и является ее частью.
Кроме того. на сливной жидкостной линии установлен запорно-регулирующий клапан, а газовая линия сепаратора соединена с обводной линией от переключателя потока к коллектору и оснащена регулятором давления и датчиком гидростатического давления.
Оснащение измерительной емкости в ее нижней части вертикальным цилиндрическим патрубком с дополнительным датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен в его нижней части, и соединение этого патрубка со сливной жидкостной линией измерительной емкости позволяет получить полноценный плотномер для воды и нефти путем добавления к известному устройству всего лишь одного дополнительного датчика гидростатического давления.
Установка на сливной жидкостной линии запорно-регулирующего клапана обеспечивает не только наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, но и регулирование скорости опорожнения и повышение точности позиционирования поверхности содержимого измерительной емкости при ее приближении к верхней границе полости, в которой измеряют плотность.
Соединение газовой линии сепаратора с обводной линией от переключателя потока к коллектору и оснащение ее регулятором давления и датчиком гидростатического давления дают возможность получить отсепарированный попутный газ для выдавливания жидкости из измерительной емкости.
На чертеже изображено предложенное устройство.
Устройство содержит объемный сепаратор 1 с переключателем потока 2 на входе, калиброванную измерительную емкость 3 с уровнемером 4, датчиками гидростатического 5 и избыточного 6 давлений. В нижней части измерительной емкости расположен вертикальный цилиндрический измерительный патрубок 7 с дополнительным датчиком гидростатического давления 8. В сливной жидкостной линии 9 установлен электроприводной запорно-регулирующий клапан 10. На вертикальной ветви газовой линии 11 сепаратора установлен датчик гидростатического давления 12, а обводная линия 13 оснащена электроприводным регулятором давления (или запорно-регулирующим клапаном) 14, 15 - вход из скважины, 16 - выход в коллектор.
Способ реализуется (устройство работает) следующим образом.
Переключатель потока 2 направляет продукцию скважины через сепаратор 1 в заранее осушенную измерительную емкость 3. При этом обводная линия 13 отключается, а запорно-регулирующий клапан 10 полностью закрыт.
Наполнение измерительной емкости контролируют по показаниям уровнемера 4 и датчика гидростатического давления 5. Попутный газ свободно уходит через газовую линию 11 сепаратора в коллектор. По окончании заданного времени τ наполнения измерительной емкости продукцией скважины переключатель потока 2 направляет продукцию скважины через обводную линию 13 в коллектор. Продукцию скважины в измерительной емкости выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены (т.е. до тех пор, пока не стабилизируются показания уровнемера 4 и (или) датчика гидростатического давления 5). По показаниям уровнемера 4, гидростатического датчика 5 и с учетом времени наполнения измерительной емкости 3 вычисляют плотность жидкости и ее объемно-массовый расход.
ж
где ρ - плотность жидкости в измерительной емкости;
в
P - гидростатическое давление по показаниям датчика 5 (верхнего) перепада давления;
g - ускорение свободного падения;
Н - высота столба жидкости в измерительной емкости.
ж
где Q - массовый дебит скважины по жидкости;
жо
Q - объемный дебит скважины по жидкости;
К - коэффициент пропорциональности, т/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время τ жидкость.
Затем продукцию скважины в измерительной емкости выдерживают время, достаточное для того, чтобы из водонефтяной смеси выделилось количество воды, достаточное для заполнения измерительного патрубка 7, объем которого многократно меньше объема измерительной емкости 3, что позволяет заполнить измерительный патрубок 7 и использовать для измерения плотности объем воды, составляющий менее 1 процента от всего объема порции продукции скважины. Это сводит к минимуму затраты времени на получение порции воды для измерения ее плотности.
По разнице в показателях гидростатических датчиков 5 и 8 и с учетом высоты столба жидкости между ними вычисляют плотность жидкости в измерительном патрубке 7 по следующей формуле:
н
где P - гидростатическое давление по показаниям датчика 8 (нижнего) перепада давления;
в
P - гидростатическое давление по показаниям датчика 5 (верхнего) перепада давления;
ρ - плотность жидкости в измерительном патрубке;
L - расстояние между датчиками (задается конструктивно).
Плотность воды по мере ухода из нее остатков нефти увеличивается, поэтому расчет плотности производят по тем значениям гидростатических давлений, которые стабилизировались и перестали изменяться во времени.
Потом открывают запорно-регулирующий клапан 10 и производят слив водонефтяной смеси в коллектор за счет избыточного давления газа в сепараторе и измерительной емкости, создаваемого путем прикрытия регулятора давления 14, отслеживая по показаниям датчика гидростатического давления 12 возможный подъем жидкости в газовую линию и не допуская попадания новых порций скважинной жидкости в измерительную емкость. При подходе уровня жидкости к верхней части измерительного патрубка 7 и заполнении его нефтью, отстоявшейся в верхней части измеряемой в измерительной емкости пробы, запорно-регулирующий клапан 10 закрывают, производят замеры и вычисляют плотность нефти по той же формуле, что и для воды. При этом, если период стабилизации показаний датчика 5 гидростатического давления (верхнего), обусловленной расслоением жидкости, при измерении плотности нефти имел место, то расчет плотности нефти не производят, а в следующем цикле или увеличивают время выдерживания продукции скважины в измерительной емкости, или при помощи запорно-регулирующего клапана 10 снижают скорость опорожнения измерительной емкости и измерение плотности нефти повторяют.
По результатам вычисления дебита по жидкости, плотностей нефти, воды и их смеси вычисляют дебит скважины по нефти и воде:
ж
где ρ - плотность жидкости в измерительной емкости, вычисленная по формуле 1,
н
в
ρ и ρ - плотности нефти и воды в измерительной емкости, вычисленные по формуле 4.
Затем производят слив остатков нефти из измерительной емкости в коллектор с продувкой ее отсепарированным попутным газом и повторяют цикл.
Плотность нефти можно измерить в динамике при открытой сливной жидкостной линии. В этом случае измерения производят непрерывно с максимальной аппаратно достижимой скоростью и в качестве достоверных принимают те значения плотности, которые стабилизировались. Обычно это происходит в конце опорожнения измерительной емкости. При этом, если стабилизации не наступило, то в следующем цикле при помощи запорно-регулирующего клапана 10 снижают скорость опорожнения измерительной емкости и измерение плотности нефти повторяют.
Применение предлагаемого способа и устройства позволяет осуществить прямые измерения плотности воды и нефти, содержащихся в продукции нефтяных скважин без полного расслоения всего объема жидкости, находящейся в измерительной емкости, и повысить точность измерения дебитов по нефти и воде.
Библиографические данные:
1. Абрамов Г.С. и др. Автоматизированные измерительные установки для измерения дебита нефтяных скважин. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», №1-2, 2001.
2. RU Патент на изобретение №2220282, Е21В 47/10 (прототип).