Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины

 

Сущность способа: при измерении количества компонентов продукции нефтяной скважины последовательно заполняют две измерительные емкости, соединенные в верхней части трубопроводом, исследуемой продукцией и опорожняют. Для опорожнения используют промежуточную незамерзающую маловязкую жидкость, разделенную от продукции скважины в измерительных емкостях гибкой мембраной. Измеряют массу каждой измерительной емкости после заполнения ее продукцией скважины, время ее заполнения и плотность жидкости, по которым определяет объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа и обводненность продукции скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерениях количества нефти, газа и воды в продукции скважин.

Известен способ измерения массы жидкости путем взвешивания в емкости (Павловский А. Н. Измерение расхода и количества жидкостей, газа и пара, М. Изд-во ст-тов, 1967). Однако этот способ не позволяет производить непрерывные измерения и реализуется только при наличии достаточно свободного газа в продукции скважины для вытеснения жидкости из измерительной емкости или требуется использование специального откачивающего жидкость насоса, при котором сильно изменяется давление потока, что приводит к вскипанию газожидкостной смеси.

Известен также способ измерения количества жидкости на потоке с двумя мерными баками с автоматическим управлением (Павловский А.Н. Измерение расхода и количества жидкости, газа и пара, М. Изд-во ст-тов, 1967, с. 49-51, рис. 26), включающий последовательное заполнение двух измерительных емкостей исследуемой продукцией и их опорожнение. Недостатком этого способа измерения является то, что он позволяет измерять количество только однокомпонентного потока, т.е. однородной жидкости, и не может быть использован в случаях газожидкостной смеси.

Цель настоящего изобретения обеспечение измерения количества нефти, воды и свободного газа в случаях, когда количество свободного газа мало или вообще отсутствует в продукции скважины и без применения откачивающего насоса, т.е. без изменения давления газожидкостного потока. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе измерения газожидкостного потока, включающем подачу измеряемой жидкости последовательно то в одну, то в другую измерительную емкость с последующим опорожнением, одна из измерительных емкостей заполняется промежуточной незамерзающей маловязкой жидкостью, которая отделена от измеряемой продукции гибкой мембраной, а при заполнении этой измерительной емкости измеряемой продукцией промежуточная жидкость вытесняется в другую измерительную емкость, где также промежуточная жидкость отделяется от измеряемой продукции гибкой мембраной. При этом измеряется масса измерительной емкости до и после заполнения продукцией, время заполнения, плотность жидкости в продукции скважины и при заранее известных величинах плотностей нефти, воды, свободного газа находятся объем и расход жидкости в продукции скважины, объем и расход свободного газа или газовый фактор и обводненность продукции скважины.

На чертеже представлена схема осуществления способа измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины.

Схема включает скважину 1, малогабаритный сепаратор 2, плотномер жидкости 3, переключатель потока 4, измерительные емкости 5 и 6 с гибкими мембранами 7 и 8 внутри, измерительные емкости соединяются между собой трубопроводом 9 с гибкими вставками, емкости имеют массоизмерительные устройства 10 и 11, переключение измерительных емкостей на заполнение и опорожнение управляется датчиками 12 и 13 гибких мембран.

Способ реализуется следующим образом.

Продукция скважины 1 поступает в малогабаритный сепаратор 2, где имеющийся в продукции свободный газ отделяется от жидкости, плотность жидкости после сепаратора измеряется плотномером 3, за плотномером жидкость и свободный газ поступают в один трубопровод и через переключатель потока 4 поступают в одну из измерительных емкостей. До начала измерения одна из измерительных емкостей выше гибкой мембраны заполняется промежуточной жидкостью. Для обеспечения работы и в холодное время промежуточная жидкость должна быть незамерзающей и иметь малую вязкость. В качестве такой жидкости может служить, например керосин, охлаждающая жидкость "Тосол". В начальный момент измерения гибкие мембраны должны находиться так, чтобы при подаче измеряемой продукции скважины в одну измерительную емкость с промежуточной жидкостью, например в измерительную емкость 5 промежуточная жидкость должна перетекать через трубопровод 7 в другую измерительную емкость 6 и занять пространство выше гибкой мембраны. При достижении гибкой мембраной верхнего положения датчик 12 подает команду на привод переключателя потока, переключатель потока 4 срабатывает и продукция скважины начинает поступать в другую измерительную емкость.

В момент достижения гибкой мембраной верхнего положения определяется масса измерительной емкости с заполненной продукцией скважины с помощью массоизмерительного устройства 11. Масса продукции скважины в измерительной емкости определяется измерением массы емкости до и после заполнения продукцией скважины. До заполнения масса измерительной емкости определяется без промежуточной жидкости. Массоизмерительное устройство представляет собой гидравлическую систему, где величина массы измерительной емкости преобразуется в давление, которое измеряется с помощью преобразователя давления. При каждом заполнении измерительной емкости измеряется время заполнения.

Измерению подвергаются масса продукции скважины в измерительной емкости, время заполнения каждой измерительной емкости, плотность жидкости (смеси нефти и воды). Плотность нефти, воды и свободного газа являются постоянными известными величинами для каждой скважины и определяются до начала процесса измерения в лаборатории по пробам нефти, воды и газа.

Процесс измерения настоящим способом происходит автоматически с помощью микропроцессора. Результаты измерений обрабатываются и по заданной программе и алгоритму находятся необходимые величины.

Объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа или газовый фактор и обводненность продукции скважины находятся по формулам где V_ж объем жидкости, м³; Q_ж расход жидкости, м³ /сут; V_г- объем свободного газа, м³; Q_г- расход свободного газа, м³/сут; Г_ф- газовый фактор, м³/м³; W обводненность нефти, объемная доля воды в нефти; M масса продукции (жидкость и газ) в измерительной емкости; V вместимость измерительной, емкости, м³;
ρ_г плотность свободного газа, кг/м³;
ρ_ж плотность жидкости, кг/м³;
ρ_в плотность воды в продукции скважины, кг/м³;
ρ_н плотность нефти в продукции скважины, кг/м³;
τ время заполнения измерительной емкости, сут
Таким образом, способ измерения позволяет определить количественные параметры нефти, воды и свободного газа в продукции скважины при малом количестве свободного газа в продукции скважины и при его отсутствия без значительного изменения давления потока продукции в процессе заполнения и опорожнения измерительной емкости. Давление при заполнении и опорожнении измерительной емкости может отличаться только на величину высоты столба жидкости в измерительной емкости, которая составляет пренебрежимо малую величину.

Формула изобретения

Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины, включающий последовательное заполнение двух измерительных емкостей исследуемой продукцией и их опорожнение, отличающийся тем, что для опорожнения измерительных емкостей от продукции скважины используют промежуточную незамерзающую маловязкую жидкость, разделенную от продукции скважины в измерительных емкостях, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, гибкой мембраной, измеряют массу каждой измерительной емкости после заполнения ее продукцией скважины, время ее заполнения и плотность жидкости, по которым определяют объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа и обводненность продукции скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1