способ измерения продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ измерения продукции нефтяных скважин, включающий сепарацию газожидкостной продукции скважины путем направления ее в сепарационную емкость, отделение газа от жидкости и направление его в верхний патрубок сепаратора с последующим сбросом в газовую линию и измерением его количества измерителем газа, а сброс жидкости производят через нижний патрубок сепаратора в измерительную линию жидкости, обеспечивая прохождение ее через измерительные устройства массы и объема порциями, при заданных перепадах давления начала и конца прохождения каждой порции, отличающийся тем, что измеритель количества выделившегося газа и измеритель массы жидкости выполнены в виде регуляторов перепада давления, в которых размещены узлы регулирования, состоящие из цилиндров с входным отверстием в нижней его части и выходным калиброванным отверстием (соплом) в боковой стенке, клапанами и разделительными поршнями, причем отношение площади отверстия клапана к площади калиброванного отверстия (сопла) выбирают из соотношения F_к/F _c=3,2-2,2, а отношение диаметров отверстия клапанов и диаметров разделительных поршней выбирают из соотношения D_п/D _к=1,3-1,2, а определение массы порций жидкости производят с учетом среднего перепада давления при прохождении порций и тарировочного коэффициента измерителя массы, определенного на воде.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение количества выделившегося в сепараторе газа производят путем направления его в измерительное устройство порциями при заданных пределах перепада давления на измерительном устройстве начала и конца прохождения порции, причем начало прохождения порции газа обеспечивается при перепаде давления на измерителе меньшим заданного перепада давления прекращения прохождения порции жидкости.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение величины (массы) и определение состава (содержание нефти и воды) порций жидкости производят двумя типами измерителей массы и объема, в том числе, например измерителем с сужающим устройством и турбинным измерителем, и результатом измерений считают средние показания измерителей за установленное время измерения, а состав жидкости определяют с учетом определенной плотности жидкости по показаниям измерителя массы и турбинного счетчика и данных о плотности нефти и воды в продукции скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество свободного газа в жидкости определяют по данным измерения объема и массы жидкости с учетом величины давления и температуры в измерительной линии, а также плотности воды и нефти, содержащихся в измеряемой жидкости.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество добываемого газа измеряемой скважины определяют по полученным результатам измерений о количестве добытой нефти и величине газового фактора для нефти измеряемой скважины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверке при эксплуатации могут подвергаться только узлы регулирования (без корпуса) измерителя массы, измерителя количества газа и узел измерения турбинного измерителя.

7. Устройство для измерения продукции нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с выкидным патрубком, расположенным в верхней части и связанным с газовой линией, в которой размещены газовая заслонка и измеритель количества выделившегося газа, причем заслонка связана с поплавковым устройством, а выкидной патрубок, расположенный в нижней части газосепаратора, связан жидкостной линией, в которой установлены турбинный счетчик, датчики давления и температуры, измеритель массы жидкости, связанные с вычислительным устройством, причем измеритель массы, выполненный в виде регулятора перепада давления, включающего корпус, в котором размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным калиброванным отверстием (соплом) в боковой стенке, с размещенным внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси клапаном, разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, отличающееся тем, что боковая стенка цилиндра снабжена отверстием, размещенным выше разделительного поршня, сообщающим верхнюю полость цилиндра с полостью выкидного коллектора через зазор между цилиндром и корпусом измерителя массы, а при закрытом положении клапана полость над поршнем также соединена с полостью выкидного коллектора через калиброванное отверстие.

8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что пределы перепада давления на открытие и закрытие клапана измерителя массы и объема жидкости выбирают равными 1,2-1,5 кгс/см² на открытие и 0,3-0,5 кгс/см² на закрытие.

9. Устройство по п.7, отличающееся тем, что измеритель количества выделившегося в сепараторе газа выполнен в виде обратного клапана, в корпусе которого размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным отверстием (соплом) в боковой стенке с размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси клапаном, разделительным поршнем и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, разделительный поршень и цилиндр выполнены с минимальным зазором между собой, поршень выполнен с выемкой для размещения груза, увеличивающего его вес, а цилиндр снабжен датчиком верхнего положения клапана.

10. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено вторым измерителем объема и массы, например турбинным счетчиком, снабженным датчиками давления до и после него.

11. Устройство по п.7, отличающееся тем, что узлы регулирования измерителя массы, измерителя количества газа и узел измерения турбинного счетчика выполнены взаимозаменяемыми и снабжены пломбирующими устройствами, блокирующими крышки узлов регулирования и узла измерения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системах сбора нефти и газа на промыслах.

Известны способы измерения продукции нефтяных скважин и устройства для их осуществления [1] (НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» М.: «ВНИИОНГ», 2003, № 4, стр.7-18), нашедшие наибольшее распространение в практике эксплуатации нефтяных месторождений.

Принцип измерения этих установок, в основном, заключается в направлении продукции скважины в сепарационную емкость, разделении ее на жидкость и газ с последующим вытеснением в соответствующие трубопроводы порциями по мере накопления их в сепарационной емкости. Измерение количества жидкости и определение дебита скважин производят по времени заполнения фиксированных объемов в сепарационной емкости либо путем измерения количества жидкости и газа измерителями при вытеснении их из сепаратора порциями при достижении заданных пределов перепада давления на измерителях. Существенными недостатками упомянутых способов измерения является невозможность добиться полного отделения жидкости от газа, а также необходимость в ряде случаев для организации вытеснения жидкости из сепараторов использовать управляемые переключатели и специальные насосы.

Наиболее близким, т.е. прототипом, к предлагаемому является «Способ измерения дебита скважин и устройство для его осуществления» [2], заключающемуся в периодическом пропускании жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа через измерительный блок порциями при постоянных пределах перепада давления, а дебит скважины определяют по величине порций за время измерения.

К недостаткам данного способа следует отнести неполную сепарацию газа, наличие дополнительной погрешности, возникающей при истечении порций жидкости различной величины и длительности ее прохождения через измеритель, а также невозможность определения покомпонентного состава жидкости в автоматическом режиме.

Целью настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков, а также расширение возможностей контроля состава добываемой скважиной продукции и упрощение метрологического обслуживания измерительных приборов.

Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим сепарацию газожидкостной продукции скважины путем направления ее в сепарационную емкость, отделение газа от жидкости и направление его в верхний патрубок сепаратора с последующим сбросом в газовую линию и измерением его количества измерителем газа, а сброс жидкости производят через нижний патрубок сепаратора в измерительную линию жидкости, обеспечивая прохождение ее через измерительное устройство порциями при заданных перепадах давления начала и конца прохождения каждой порции, создавая турбулентный режим течения жидкости в измерительном устройстве, и определяют величины порций по времени прохождения их через измерительное устройство с учетом тарировочного коэффициента измерительного устройства, при этом определения величины порций производят с учетом измеренного среднего перепада давления на измерителе за время прохождения каждой порции жидкости либо с учетом средней скорости потока жидкости, определенного турбинным счетчиком.

Кроме того, измерение количества выделившегося в сепараторе газа производят путем направления его в измерительное устройство порциями при заданных пределах перепада давления на измерительном устройстве начала и конца прохождения порций, причем начало прохождения порции газа обеспечивается при перепаде давления меньшим заданного перепада давления прекращения прохождения жидкости через измеритель массы для исключения случаев одновременного открытия клапанов измерителей газа и массы.

Кроме того, измерение величины (массы) и определение состава (содержание нефти и воды) порций жидкости производят одним или двумя типами измерителей массы и объема, в том числе, например, измерителем с сужающим устройством и турбинным измерителем, а результатом измерений считают средние показания двух измерителей за установленное время измерения, а состав жидкости определяют с учетом данных о плотности нефти и воды в продукции скважины.

Кроме того, количество свободного газа в жидкости определяют по данным измерения массы и объема жидкости с учетом величины давления и температуры в измерительной линии, а также данных о плотности нефти, воды и газа.

Кроме того, количество добытого газа измеряемой скважины определяют по полученным результатам о количестве добытой нефти и данным о величине газового фактора для нефти измеряемой скважины.

Кроме того, поверке при эксплуатации могут подвергаться только узлы регулирования (без корпуса) измерителя массы и измерителя количества газа и узел измерения турбинного измерителя.

В известном устройстве [2] для осуществления способа измерения дебита скважины, содержащей газосепаратор с поплавковым датчиком уровня, входной патрубок для газожидкостной смеси и две выходных линии, одна из которых для газа, а другая для жидкости с установленным в ней клапаном-регулятором перепада давления, снабженным датчиком положения, связанным со вторичным устройством.

Недостатками устройства является ненадежность его работы в результате наличия наружной гидравлической связи верхней полости клапана-регулятора с выкидной линией жидкости, а также с тем, что жидкость подается в полость между клапаном и поршнем и выводится через нижнее отверстие регулятора, кроме того, известное устройство имеет ограниченные возможности по контролю параметров добываемой скважинами продукции.

Изобретение направлено на повышение надежности работы устройства, точности измерений и расширение области применения. Поставленная цель достигается тем, что устройство измерения продукции нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с выкидным патрубком, расположенным в верхней части и связанным с газовой линией, в которой размещены газовая заслонка и измеритель количества выделившегося газа, причем заслонка связана с поплавковым устройством, а на выкидном жидкостном патрубке, расположенном в нижней части газосепаратора, установлены измерители массы и объема жидкости, датчики давления либо перепада давления и температуры, связанные с вычислительным устройством, причем измеритель массы с сужающим устройством выполнен в виде регулятора перепада давления, включающего корпус, в котором размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным калиброванным отверстием (соплом) в боковой стенке и размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения его оси, клапаном, разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем верхняя над поршнем полость цилиндра сообщена каналом в стенке цилиндра с полостью выкидного коллектора через зазор между цилиндром и корпусом, а при закрытом положении клапана полость над поршнем также соединена с полостью выкидного коллектора через калиброванное отверстие для удаления скопившейся жидкости, а узел регулирования снабжен датчиком открытого положения клапана, связанным с вычислительным устройством.

Кроме того, измеритель количества выделившегося в сепараторе газа выполнен в виде обратного клапана, в корпусе которого размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным отверстием (соплом) в боковой стенке с размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси клапаном, разделительным поршнем и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем разделительный поршень и цилиндр выполнены с зазором между собой для возможности перетекания газа из одной полости в другую при перемещениях поршня, а поршень выполнен с гнездом для размещения груза, а цилиндр снабжен датчиком верхнего положения клапана.

Кроме того, устройство дополнительно снабжено вторым измерителем массы и объема, например турбинным счетчиком, снабженным датчиками давления до и после него либо датчиком перепада давления на нем.

Кроме того, в узлах регулирования измерителя массы и объема жидкости и измерителя количества газа отношение площади отверстия клапана к площади выходного отверстия (сопла) выбирают из соотношения F_k/F_c=3,2-2,2, а отношение диаметров отверстия клапанов и диаметров разделительных поршней выбирают из соотношения D_n/D_x=1,3-1,2. Кроме того, узлы регулирования измерителя массы и объема, измерителя количества газа и узел измерения турбинного счетчика выполнены взаимозаменяемыми и снабжены пломбирующими устройствами, блокирующими крышки узлов регулирования и узлов измерения. Необходимый технический результат предлагаемого способа и устройства для измерения продукции, добываемой нефтяными скважинами, обеспечивается совокупностью существенных отличительных признаков, что может свидетельствовать о соответствии предлагаемого решения критерию «изобретения».

На чертеже представлена схема устройства для осуществления способа измерения продукции нефтяных скважин, поясняющая предмет изобретения. Устройство состоит из газосепаратора 1, верхний патрубок 2 которого соединен с газовой линией с размещенными на ней газовой заслонкой 3, связанной с поплавковым устройством 4, измерителем количества газа 5 и датчиком температуры 6, связанными с вычислительным устройством 7. Нижний патрубок 8 связан с жидкостной линией, в которой установлены измеритель массы 9 с сужающим устройством, датчики давления 10 и температуры 6, турбинный счетчик 11, которые также связаны с вычислительным устройством 7. Измеритель массы и объема 9 с сужающим устройством состоит из корпуса, в котором размещен узел регулирования 12, состоящий из цилиндра с входным отверстием 13 в нижней части и выходным калиброванным отверстием (соплом) 14. Внутри цилиндра размещены клапан 15, разделительный поршень 16, пружина 17 и постоянный магнит 18, закрепленные на штоке 19. В боковой стенке цилиндра выше зоны перемещения разделительного поршня выполнено отверстие 20, служащее для перепуска сжимаемого газа в полость 30 выкидного коллектора при ходе поршня вверх. В верхней части цилиндра размещен датчик 21 верхнего положения клапана, связанный с вычислительным устройством 7. В верхней части узла регулирования установлено пломбирующее устройство 22. Измеритель количества выделившегося газа 5 представляет собой обратный клапан, в корпусе которого размещен узел регулирования 23, состоящего из цилиндра с входным отверстием в нижней части и выходным отверстием (соплом) 24 в боковой стенке. Внутри цилиндра размещены клапан 25, разделительный поршень 26, постоянный магнит 27, закрепленные на штоке 28. На разделительном поршне размещен регулировочный груз 29. Узел регулирования измерителя количества выделившегося газа также снабжен датчиком положения 21 и пломбирующим устройством 22.

Принципиальное отличие измерителя количества газа и измерителя массы и объема состоит в том, что у первого в разделительном поршне отсутствуют уплотнение, пружины и нет отверстия в боковой стенке цилиндра, а вместо пружины применен сменный груз. Общим для обоих измерителей является критерий выбора параметров отверстий клапана и сопла, которые выбирают из соотношения F_k/F_c=3,2-2,2, где F_k - площадь отверстия клапана, F_c - площадь отверстия сопла и диаметров разделительного поршня Q_n и диаметра клапана Q_к, которые должны удовлетворять соотношению Q _n/Q_к=1,3-1,2. Данные соотношения обеспечивают стабильную работу измерителей, создавая турбулентный режим течения жидкости при заданных перепадах давления в пределах 1-1,5 на открытие и 0,3-0,5 - на закрытие клапана.

Устройство работает следующим образом.

Продукция подключенной на измерение скважины поступает в газосепаратор 1, где происходит разделение жидкости и газа. При повышении перепада давления на измерителе массы более заданного клапан измерителя 9 открывается, и жидкость через него и турбинный счетчик 11 поступает из сепаратора в сборный коллектор. При снижении перепада давления на измерителе до заданного его клапан перекрывает входное отверстие узла регулирования 12, и вытеснение жидкости прекращается. Величина пределов перепада давления на открытие и закрытие клапана измерителя массы зависит от соотношения диаметров клапана и разделительного поршня, усилия пружины и усилия постоянного магнита и заложены в конструкцию измерителя, обеспечивая турбулентный режим течения жидкости.

Величины массы определяются по известной зависимости для измерителей с сужающими устройствами.

С учетом постоянства перепадов давления эту зависимость можно выразить в следующем виде:

G=n , кг/с,

n - коэффициент, учитывающий, в основном, параметры измерителя и перепад давления.

- плотность жидкости.

При тарировке измерителя на воде приведенное выражение примет следующий вид:

М=К 2 _срТ, кг

где М - масса жидкости;

К - тарировочный коэффициент измерителя на воде;

Т - время открытого состояния клапана.

Средний перепад определяется из выражения

где p_ср - средний перепад давления за заданный промежуток времени;

i - заданный промежуток времени;

p_откр - перепад давления при открытии клапана;

p_закр - перепад давления при закрытии клапана.

Таким образом, при известных тарировочном коэффициенте измерителя массы и времени измерения, которые вводятся в память вычислительного устройства, а также измеряя время открытого состояния клапана измерителя массы, получают массу жидкости, прошедшей через измеритель массы, и, отнеся полученный результат к суткам, определяют дебит скважины.

Для определения состава жидкости используют данные объема жидкости по результатам измерения турбинным счетчиком 11 и данные массы, определенные за то же время измерителем массы, получая плотность прошедшей через измерители жидкости, и определяют содержание воды в ней по формуле

где W - процентное содержание воды;

_ж, _н, _в - плотности соответственно жидкости, нефти и воды.

При этом учитывают возможное содержание свободного газа в жидкости в результате некачественной сепарации по формуле

где V_o.r. - объем остаточного газа в жидкости при давлении измерения;

М _ж - масса жидкости, определенная измерителем массы;

_ж - плотность жидкости, определенная по результатам измерения массы и объема;

- плотность жидкости, определенной с учетом содержания воды и нефти и их плотностей.

Выделившийся в сепараторе газ, по мере его накопления, снижает уровень жидкости в сепараторе, что приводит к срабатыванию газовой заслонки 3 и прохождению газа через измеритель количества газа 5 в сборный коллектор.

Измерение количества выделившегося газа осуществляется подобным образом, как и измерение массы жидкости по времени прохождения порций газа через измеритель с учетом его тарировочного коэффициента, плотности газа, давления и температуры при измерении, которые вносятся в память или поступают в вычислительное устройство отдатчиков.

Для удобства эксплуатации конструкцией измерителей массы жидкости, количества газа и турбинного счетчика предусмотрена возможность ремонта и поверки узлов регулирования 12 и 23 и узла измерения турбинного счетчика без снятия их корпусов, для чего узлы снабжены пломбирующими устройствами 22.

Использование предлагаемого изобретения позволит расширить область его применения, повысить точность измерения параметров добываемой продукции скважин и снизить затраты на эксплуатацию устройства.

Источники информации

1. НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОНТ, 2003, № 4, с.7-18.

2. Патент РФ № 2072041, Кл. Е21В 47/10, опубл. 20.01.1997.