Способ и устройство для измерения дебита нефти

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения дебита нефти в продукции скважин. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры. Время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности. Снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита ВНС. Устройство содержит входной трубопровод, измерительную емкость, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную для измерения уровня или массы ВНС одним или несколькими преобразователями гидростатического давления, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа. Дополнительно устройство оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной для измерения плотности одним или несколькими преобразователями гидростатического давления, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов. Изобретение позволяет повысить точность измерения дебита в скважинах, продукция которых образует стойкую эмульсию. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерении количества (дебита) нефти в жидкой фазе (водо-нефтяной смеси) продукции нефтедобывающих скважин.

Известен способ и устройство [1] для измерения дебита нефти путем заполнения измерительной емкости водо-нефтяной смесью от заданного нижнего до заданного верхнего уровня, измерения с помощью поршневых весов массы измерительной емкости вместе с налитой порцией водо-нефтяной смеси, определения массы “нетто” и объема этой смеси, определения дебита водо-нефтяной смеси по скорости налива заданной порции, измерения с помощью влагомера процентного содержания воды, определения процентного содержания нефти в этой смеси и определения дебита нефти.

Недостатком известного способа является сложность устройства для его реализации, низкая надежность и большая погрешность измерения из-за наличия большого количества шарнирных трубопроводов, соединяющих измерительную емкость, смонтированную на весах, с остальным технологическим оборудованием, низкая функциональная нагрузка отдельных элементов устройства, следствием чего является аппаратурная избыточность и, соответственно, высокая стоимость этого устройства.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефти, реализованный в устройстве [2], содержащем вертикальную измерительную емкость, калиброванная часть которой оборудована нижним и верхним датчиками уровня, в качестве которых использованы преобразователи гидростатического давления столба жидкости.

Известный способ заключается в периодическом заполнении калиброванной части измерительной емкости водо-нефтяной смесью, измерении дебита и определении плотности, определении доли воды в этой смеси по измеренному значению плотности водо-нефтяной смеси и значениям плотности воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, определении доли нефти в смеси и дебита нефти.

Недостатком известного способа и устройства для измерения дебита нефти является ограниченность области применения - невозможность применения на скважинах с пенистой газированной нефтью, водо-нефтяная смесь которых представляет собой стойкую, медленно разрушающуюся эмульсию.

Поскольку известный способ и устройство предполагают измерение дебита водо-нефтяной смеси, ее плотности и, соответственно, дебита нефти в реальном режиме времени, динамика (т.е. периодичность циклов и скорость заполнения и опорожнения водо-нефтяной смесью измерительной емкости) работы определяется фактической скоростью (величиной) подачи продукции конкретной скважины.

Поэтому при работе на скважинах с пенистой нефтью процесс измерения плотности водо-нефтяной смеси известным способом не дает достоверных результатов (эмульсия не успевает разрушиться), следствием чего является большая погрешность измерения дебита нефти.

Поставленная цель достигается тем, что при измерении дебита нефти путем подачи газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделения ее на газ и водо-нефтяную смесь, измерения водо-нефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водо-нефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчета доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водо-нефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом и последующего расчета дебита нефти как произведения ее доли в водо-нефтяной смеси и дебита этой смеси, согласно предлагаемому способу, кроме калиброванной части измерительной емкости, водо-нефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водо-нефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа, компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водо-нефтяной смеси.

Поставленная цель достигается тем, что устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водо-нефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водо-нефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованы переключающей арматурой и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, согласно предлагаемому устройству, дополнительно оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего оборудованного запорной арматурой трубопроводов.

Сравнение заявляемого решения с прототипом не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию “существенные отличия”.

Сопоставительный анализ заявляемых решений с прототипом показывает, что заявляемые способ и устройство для измерения дебита нефти отличаются тем, что исключается зависимость точности измерения плотности водо-нефтяной смеси и, соответственно, дебита нефти от ее физических свойств, в частности свойства образовывать стойкую эмульсию при смешивании с водой и газом.

Появляется возможность контролировать степень готовности водо-нефтяной смеси для измерения ее плотности, тем самым существенно повысить достоверность результатов измерения плотности и, соответственно, дебита не только пенообразующих нефтей, но и ординарных нефтей с высоким газовым фактором.

Таким образом, заявляемые способ и устройство для измерения дебита нефти соответствуют критерию “новизна”.

На чертеже изображена схема одного из вариантов реализации заявляемого устройства для измерения дебита нефти.

В устройство для осуществления заявляемого способа измерения дебита нефти входит входной трубопровод (1), измерительная емкость (2), имеющая в своей верхней части сепарирующий элемент и оборудованная преобразователем (3) гидростатического давления столба жидкости.

Верхняя часть измерительной емкости соединена с отстойной камерой (6) с помощью газоосушителя (5), представляющего собой горизонтально расположенный трубопровод, содержащей в своей полости пакет каплеотбойных пластин. Отстойная камера оборудована преобразователем (7) гидростатического давления столба жидкости.

В состав устройства входят также трубопроводы (4) и (8) для отвода водо-нефтяной смеси соответственно из измерительной емкости и отстойной камеры трубопровод (10) для отвода газа, проходной (9) и трехходовой (11) краны и выходной трубопровод (12).

Способ осуществляется следующим образом.

Газо-водо-нефтяную смесь от скважины подают по входному трубопроводу (1) в сепарирующий элемент измерительной емкости (2), где она разделяется на жидкостную (водо-нефтяную смесь) и газовую фазы.

Газ, пройдя газоосушитель (5), уходит через трехходовой кран (11) в выходной трубопровод (12).

Водо-нефтяная смесь, отделившись от газа, попадает в нижнюю часть измерительной емкости (2) и заполняет ее.

При этом водо-нефтяная смесь не может попасть ни в отстойную камеру (6), ни в выходной трубопровод (12), так как проходной кран (9) закрыт, а запорный орган трехходового крана (11) расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен трубопровод (10), а трубопровод (4) отсечен от него.

После достижения уровня водо-нефтяной смеси чувствительного элемента преобразователя (3) гидростатического давления столба жидкости, пропорционально дальнейшему росту уровня начинает изменяться значение выходного сигнала этого преобразователя.

При достижении уровня кромки газоосушителя (5) водо-нефтяная смесь начинает переливаться в отстойную камеру (6).

Признаком начала перелива (заполнения камеры 6) является стабилизация значения (это значение регистрируется контроллером, управляющим процессом измерения) выходного сигнала преобразователя (3) и начало изменения значения выходного сигнала преобразователя (7).

Признаком конца заполнения отстойной камеры является синхронизация изменения (прироста) значений выходного сигнала преобразователей (3) и (7).

После заполнения отстойной камеры водо-нефтяной смесью запорный орган трехходового крана переводят в положение, при котором трубопровод (10) отсекается, а трубопровод (4) соединяется с выходным трубопроводом.

При этом газ, накапливающийся в верхней части измерительной емкости, начинает выталкивать водо-нефтяную смесь из измерительной емкости в выходной трубопровод, уровень ее начинает снижаться, значение выходного сигнала преобразователей (3) и (7) синхронно уменьшаются.

После падения уровня в измерительной емкости ниже кромки газоосушителя значение выходного сигнала преобразователя (7) стабилизируется (контроллер регистрирует это значение и производит расчет относительной плотности эмульсии), а значение выходного сигнала преобразователя (3) продолжает снижаться.

При достижении выходного сигнала преобразователя (3) значения нижней уставки (ее определяют и заносят в память контроллера при градуировке измерительной емкости) запорный орган трехходового крана вновь устанавливают в положение, при котором трубопровод (10) соединяется с выходным трубопроводом, а трубопровод (4) отсекается от него и вновь начинается цикл налива водо-нефтяной смеси в измерительную емкость.

В процессе повторного налива, после достижения значения выходного сигнала преобразователя (3) некоторого значения, заведомо меньшего значения, зарегистрированного ранее при заполнении отстойной камеры, регистрируют это значение в качестве верхней уставки, умножают это значение на коэффициент преобразования (коэффициент массы), определенный в процессе калибровки измерительной емкости, и далее путем регистрации скорости заполнения и опорожнения калиброванной части измерительной емкости между нижней и верхней уставками продолжают процесс измерения дебита водо-нефтяной смеси и газа.

В процессе отстоя водо-нефтяной смеси в отстойной камере, при постепенном разрушении эмульсии и выделении коагулированного в ней газа, происходит рост значения ее плотности, признаком чего является монотонно изменяющееся значение выходного сигнала преобразователя (7).

Повышение плотности сопровождается снижением уровня водо-нефтяной смеси в отстойной камере, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин осушителя газа.

Однако для того, чтобы быть уверенными, что отстойная камера полная, периодически (или при каждом цикле налива), в процессе измерения дебита водо-нефтяной смеси, уровень ее в измерительной емкости доводят до того значения, при котором происходило первичное заполнение отстойной камеры.

Время выдержки водо-нефтяной смеси в отстойной камере (для конкретной нефти) определяют опытным путем, оно определяется наступлением момента стабилизации значения выходного сигнала преобразователя (7).

После стабилизации показаний преобразователя (7) контроллер производит расчет относительной плотности водо-нефтяной смеси, обводненности и дебита нефти описанным выше способом.

По окончании этой процедуры контроллер, дождавшись наступления очередного цикла слива водо-нефтяной смеси из измерительной емкости, открывает проходной кран (9) и отстойная камера опорожняется совместно с ней.

Далее цикл повторяется.

Изобретение иллюстрируется результатами измерений дебита нефти, заявляемыми способом и устройством, на скважине № 6743 куста № 217 ДОМНГ ОАО “Юганскнефтегаз” НК ЮКОС.

Значения плотности эмульсии изменялись в диапазоне 0,57-0,64 т/м³.

Значения плотности отстоявшейся водо-нефтяной смеси изменялись в диапазоне 0,819-0,838 т/м³.

Время выдержки эмульсии в отстойной камере, по истечении которого стабилизировалось значение плотности водо-нефтяной смеси, изменялось в диапазоне 53,28-56,98 минут.

Таким образом, приведенный пример показывает, что при измерении дебита пенистой нефти этой скважины заявляемыми способом и устройством точность измерения повысилась более чем на 20%.

Источники информации

1. Патент РФ №2059067.

2. Авторское свидетельство SU №1553661 А1 от 20.04.88 г.

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водонефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что, кроме калиброванной части измерительной емкости, водонефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водонефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водонефтяной смеси.

2. Устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водонефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водонефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, отличающееся тем, что его дополнительно оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов.

РИСУНКИРисунок 1