способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин

Формула изобретения

Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин, включающий поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор, разделение продукции в сепараторе на газ и нефть, последовательный отбор из сепаратора нефти и газа и их замер по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора, осуществляемый с помощью поплавка и переключателя потоков, отличающийся тем, что, с целью повышения точности измерения дебитов нефти и попутного газа, в период замеров осуществляют отбор отсепарированного на приеме глубинного насоса газа из затрубного пространства скважины и направляют его непосредственно в газовую полость сепаратора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин.

Для измерения газожидкостного потока нефтяной скважины известен способ, согласно которому периодически изменяют направление подачи измеряемого потока в замерную камеру, выполненную из двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, определяют время заполнения и время опорожнения цилиндров, по которым определяют дебиты жидкости и газа /1/. Недостатком такого способа является низкая точность измерения дебитов из-за перемешивания газожидкостной смеси при ее поступлении в герметичные цилиндры и ухудшение сепарации свободного газа из нефти в этот же период.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ периодического отбора нефти и воды из сепарационной емкости с помощью устройства, описанного в /2/.

Поступающая в сепаратор газоводонефтяная смесь расслаивается на газ, нефть и воду. На границе «нефть-вода» расположен сферический поплавок промежуточной плотности. При накоплении водной фазы в сепараторе уровень раздела нефть-вода поднимается и нефть уходит через верхнюю отводную линию в напорную сеть. При достижении верхнего заданного положения поплавок перекрывает доступ нефти в отводную линию и возросшее сразу же давление в сепараторе переключит двухсторонний поршень переключателя потока в другое положение, при котором начнется отвод из сепаратора водной фазы через нижнюю отводную линию. Накопление нефти в сепараторе приведет к снижению уровня «нефть-вода» и при достижении поплавком крайнего нижнего положения произойдет переключение двустороннего поршня на откачку нефти и т.д.

Недостатком способа является сложность достижения четкого уровня раздела фаз при одновременных процессах поступления смеси в сепаратор и разделения ее на фазы, что приводит к нарушениям в работе переключателя потока.

Целью предлагаемого изобретения является повышение точности измерения дебитов нефти и газа добывающих скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе замера дебитов нефти и газа, включающем поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор, разделение продукции в сепараторе на газ и нефть, последовательный отбор из сепаратора нефти и газа и их замер по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора, осуществляемый с помощью поплавка и переключателя потоков, в период замеров осуществляют отбор отсепарированного на приеме глубинного насоса газа из затрубного пространтсва скважины и направляют его непосредственно в газовую полость сепаратора.

На фиг.1 и 2 представлены схемы реализации способа. В скважину 1 спущен насос (не показан), напорная часть которого сообщена с колонной насосно-компрессорных труб 2.

На выходе из скважины колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 имеет задвижку 3, к которой подходит линия 4, соединяющая ее с сепаратором 5. Затрубное пространство скважины 1 через задвижку 6 и линию 7 сообщено с верхней частью сепаратора 5. Внутри сепаратора размещена вертикальная перфорированная труба 8 с поплавком 9 внутри и посадочными седлами 10 и 11. Верхняя часть трубы 8 с помощью верхней отводной линии 12 сообщена с правой частью переключателя потоков 13, а нижняя часть трубы 8 с помощью нижней отводной линии 14 сообщена с левой частью переключателя потоков 13. Переключатель потоков 13 выполнен в виде цилиндра, внутри которого помещен двусторонний поршень с левой 15 и правой 16 частями с проходными отверстиями в них и глухой перегородкой 17. В торцевых частях переключателя 13 расположены постоянные магниты 18 и 19 кольцевой формы. Переключатель потоков 13 с помощью линии 20 соединен через задвижку 21 с выкидным коллектором 22 скважины. Перед задвижкой 3 на колонне труб 2 установлена задвижка 23, сообщающая НКТ с коллектором 22 через трубопровод 24. Между задвижками 21 и 23 расположена разрывная задвижка 25.

Способ осуществляется следующим образом.

При отсутствии измерения дебитов пластовой нефти и газа продукция непосредственно откачивается в коллектор 22 через НКТ (2), открытые задвижки 23, 25 и линию 24. При этом задвижки 3, 6, 21 остаются закрытыми.

В режиме измерения дебитов жидкости и газа продукция из НКТ 2 через открытую задвижку 3 и линию 4 поступает в сепаратор 5. Задвижки 6 и 21 открываются, а разрывная задвижка 25 закрывается. В сепараторе 5 из пластовой нефти сепарируется остаточное количество свободного газа. В газовую часть сепаратора при этом одновременно подводится отсепарированная на приеме насоса основная часть свободной газовой фазы через открытую задвижку 6 и линию 7. Накопление нефти в сепараторе приводит к подъему уровня «нефть-газ» в сепараторе. За этим уровнем следует поплавок 9. В этот период газовая фаза через линию 12, отверстие в правой части 16 двусторонненого поршня переключателя 13 поступает в линию 20 и далее в коллектор 22. В этот же период осуществляется замер времени заполнения измерительной части сепаратора 5 жидкостью, которое далее переводится в дебит скважины по жидкости.

После того, как поплавок 9 достигнет верхнего крайнего положения и перекроет собой посадочное седло 10, доступ газа в линию 12 прекратится и в сепараторе 5 скачкообразно повысится давление. Это давление заставит двусторонний поршень переместиться в крайнее правое положение, открыв доступ жидкости в линию 20 через нижний отвод 14 и левую часть 15 поршня. При этом начнется цикл опорожнения сепаратора и по времени опорожнения измерительной части сепаратора рассчитывают дебит газа скважины при давлении коллектора. Поплавок 9, достигнув нижнего положения, перекроет седло 11 и прекратит доступ жидкости в линию 20. Возникшее давление в сепараторе через линию 12 заставит переместиться двусторонний поршень в крайнее левое положение и т.д.

Снабжение переключателя постоянными магнитами позволяет фиксировать двусторонний поршень только в двух крайних положениях.

Поступление значительного (более 50%) количества уже отсепарированного попутного газа из затрубного пространства в газовую часть сепаратора 5 позволяет снизить нагрузку сепаратора по газу, т.е. облегчить и улучшить разделение продукции скважины на жидкость и газ, получить более четкую границу раздела, обеспечить четкость работы переключателя потока и повысить точность измерения дебитов.

Технико-экономическим преимуществом способа является возможность уменьшения объема сепаратора в связи со снижением нагрузки по газу.

Литератра

1. Патент РФ № 1777446, кл. G01F 3/18, 1993 г.

2. Авторское свидетельство СССР № 1725955, кл. В01D, 19/00, 1987 г.