способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды

Формула изобретения

Способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающий определение скорости потока, зондирование потока акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов приемником в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой «источник излучения - приемник», фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем потока, учет влияния давления и температуры на время прохождения импульсов в насыщенных газом нефти и воде и последующую обработку результатов измерений, отличающийся тем, что в процессе работы нефтяной скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки нефтяного месторождения, определяют рабочий интервал давлений и температур контролируемого объема потока в многофазном расходомере, часть продукции нефтяной скважины направляют в сепаратор, из которого отбирают пробы нефти и воды при давлении сепарации выше максимального давления рабочего интервала давлений контролируемого объема потока нефтеводогазовой среды для выявления влияния изменения давления и температуры на время прохождения импульсов через контролируемый объем потока.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение имеет отношение к измерению без разделения фаз двухфазного потока текущих сред, например нефти, воды и газа, протекающих в трубопроводе.

Известен способ измерения расхода компонентов многофазной среды в виде жидкой фазы из нефти и воды с газовыми включениями, включающий определение скорости потока нефтеводогазовой среды, зондирование потока акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов приемником в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой «источник излучения - приемник», фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем потока и вычисление покомпонентного расхода на основе закономерностей движения двухфазной трехкомпонентной среды [Патент № 2138023 «Способ определения расхода компонентов многофазной среды»]. Однако данный способ приводит к существенным погрешностям при определении расхода компонентов двухфазной среды из-за неучета влияния растворенного в нефти и воде газа при давлении и температуре в измеряемом потоке.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ измерения расхода двухфазной среды, при котором влияние растворенного в нефти и воде газа на время прохождения акустических импульсов через контролируемый объем потока исследуются лабораторными способами. При этом скважина исследуется на нескольких, не менее трех, установившихся режимах фильтрации, при режиме с наименьшей депрессией отбираются глубинные пробы нефти и воды. Пробы нефти и воды, отобранные глубинными пробоотборниками, подвергают лабораторным исследованиям. Полученные при этом зависимости времени прохождения акустических импульсов через нефть и воду от давления и температуры с учетом количества растворенного газа используют для снижения погрешности расчета покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины [Патент № 2382337 «Способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды»]. Однако способ по прототипу характеризуется большой трудоемкостью, связанной с необходимостью проведения цикла гидродинамических исследований скважины методом установившихся отборов в течение нескольких суток.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости работ.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды, включающем определение скорости потока, зондирование потока акустическими импульсами, регистрацию прошедших через среду импульсов приемником в ограниченном контролируемом объеме потока, образованном парой «источник излучения - приемник», фиксирование времени прохождения импульсов через контролируемый объем, учет влияния давления и температуры на время прохождения импульсов в насыщенных газом нефти и воде, обработку результатов измерений по известным закономерностям, в процессе работы нефтяной скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки нефтяного месторождения, определяют рабочий интервал давлений и температур контролируемого объема потока в многофазном расходомере, направляют часть потока нефтеводогазовой смеси в сепаратор, из которого отбирают пробы нефти и воды при давлении сепарации выше максимального давления рабочего интервала давлений контролируемого объема потока.

Сравнение заявляемого решения с прототипом позволило выявить в нем признаки, отличающие его от прототипа. Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды отличается существенно меньшей трудоемкостью проводимых работ. В прототипе продолжительность каждого установившегося режима работы скважины составляет в среднем одни сутки, а при исследовании на нескольких режимах несколько суток. В заявляемом решении продолжительность работ по отбору проб нефти и воды составляет в среднем несколько часов. Время проведения лабораторных исследований в том и другом случаях примерно одинаковое.

Способ осуществляют следующим образом. Во время работы нефтяной скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки месторождения, определяют рабочий интервал давлений и температур контролируемого объема потока нефтеводогазовой среды. Далее с использованием пробоотборных устройств отбирают часть потока газожидкостной смеси в сепаратор, где происходит частичное разгазирование этой смеси. Из сепаратора с помощью герметичных стальных контейнеров отбирают пробы нефти и воды при давлении сепарации выше максимального давления рабочего интервала давлений контролируемого объема потока в многофазном расходомере. При этом пробы нефти и воды находятся в однофазном состоянии. В них растворен газ при давлении выше максимального давления рабочего интервала давлений контролируемого объема потока. Пробы нефти и воды далее исследуют в лаборатории для выявления влияния изменения давления и температуры на время прохождения импульсов через контролируемый объем потока.

Данное техническое решение позволит с меньшими трудозатратами снизить погрешность измерения покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины.