Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения обводненности за счет обеспечения возможности проводить прямое измерение плотности нефти и воды менее сложным устройством и снижение цены устройства для реализации заявленного способа. Это достигается тем, что измерительную емкость (ИЕ) калиброванного объема после продувки продукцией скважины (ПС) наполняют частично отсепарированной ПС в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях. По истечении назначенного времени поступление ПС в ИЕ прекращают. Частично отсепарированную ПС, содержащуюся в резервуаре уровнемера ИЕ, обрабатывают химреагентами, нагревают и выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление (ГСД) и температуру. Производят расчет производительности по жидкости. Затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности. Массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера ИЕ, и плотности нефти. При этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - ИЕ после ее "продувки" ПС перед началом процедуры замера. Потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление ПС в ИЕ и, определив скорость опорожнения НЕ и избыточное давление, производят расчет производительности по газу. Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления разности ГСД столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости. А плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления значения ГСД, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ учета продукции нефтяных скважин [1], согласно которому наполняют калиброванный объем измерительной емкости несепарированной продукцией скважины при открытой газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определяют время наполнения, нагревают содержимое измерительной емкости, вводят в него химреагенты и выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, а потом производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины. Производительность по газу определяют при помощи газового счетчика, расположенного на газовой линии, идущей на факел. После окончания цикла замера отсепарированную жидкость перекачивают в коллектор специальным насосом.

Недостатками этого способа являются значительные затраты средств и времени, связанные с необходимостью нагрева и обработки химреагентами всего содержимого измерительной емкости, необходимость подготовки газа для работы газового счетчика при измерении производительности по газу, а также низкая точность измерения на скважинах с высоким газовым фактором, обусловленная невозможностью достоверно определять момент завершения наполнения измерительной емкости несепарированной продукцией скважины и вызванный этим неконтролируемый унос капельной жидкости в газовую линию.

Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора [2], заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя плотность воды, измеренную в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу.

К недостаткам известного способа относятся:

- низкая точность определения обводненности, обусловленная невозможностью проводить прямое измерение плотности нефти и невозможностью проводить прямое измерение плотности воды в случаях, когда обводненность меньше, например, 40%;

- повышенная цена устройства для реализации заявленного способа, обусловленная необходимостью излишней оснащенности этого устройства дополнительным датчиком перепада давления для измерения плотности воды в случаях, когда обводненность больше, например, 40%.

Задачей предлагаемого технического решения является: повышение точности определения обводненности за счет обеспечения возможности проводить прямое измерение плотности нефти и плотности воды менее сложным устройством и снижение цены устройства для реализации заявленного способа.

Это достигается тем, что в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающемся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу, согласно изобретению плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность определения обводненности водонефтяной смеси за счет возможности проведения прямого измерения плотности нефти и плотности воды менее сложным устройством.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ;

на фиг.2 - поперечное сечение помещения модуля железнодорожного габарита, в котором размещены компоненты устройства;

на фиг.3 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора,

фиг.4 - схема измерения плотностей воды и нефти при опорожнении резервуара уровнемера.

Устройство содержит: газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, уровнемер 3, систему подогрева 4 содержимого резервуара уровнемера, дозатор подачи химреагентов 5 в резервуар уровнемера, фланцы 6 и 7 уровнемера 3, датчик перепада давления 8 в резервуаре уровнемера, датчик температуры 9, переключатели потока 10 и 11, датчик избыточного давления 12, сливную жидкостную линию 13, газопровод 14, вход из скважины 15, выход в коллектор 16, выход в дренаж 17, клапан обратный 18, систему излучатель-приемник 19 уровнемера 3, отстойник конденсата 20, предохранительный клапан 21, входной осевой завихритель 22, сепарационные лотки 23 и 24, фланцевое соединение 25 газового сепаратора 1 и измерительной емкости 2, воронку 26 системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока 27 системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток 28, каплеуловитель 29, барьер 30 системы приоритетного минимума подачи, трубу 31 системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили) 32, 33, 34, 35, 36 и 37, 38 - нефть, 39 - вода, 40 - ограждающие конструкции полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", 41 - поперечная опорная балка для газового сепаратора 1, 42 - вертикальные стойки, интегрированные в каркас модуля, 43 - линия раздела сред жидкость - газ до начала опорожнения резервуара уровнемера, 44 - линия раздела сред вода - нефть до начала опорожнения резервуара уровнемера, 45 - линия раздела сред жидкость - газ в процессе опорожнения резервуара уровнемера на момент измерения гидростатического давления столба нефти для определения плотности нефти и воды, 46 - линия раздела сред вода - нефть в процессе опорожнения резервуара уровнемера на момент измерения гидростатического давления столба нефти для определения плотности нефти и воды.

Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 27 трубы 31 с расположенной сверху воронкой 26 и барьера 30, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 30 и воронку 26 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.

Способ реализуется следующим образом.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ: ΔР=ρ·q·H,

где q - ускорение свободного падения.

Перед началом работы измерительного устройства калибруют измерительную емкость 2 путем определения соответствия объема жидкости с показаниями уровнемера 3.

При проектировании и испытании измерительного устройства определяют несколько (два - три) базовых значений V_Ж0 - того количества жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее продувки продукцией скважины перед началом процедуры замера. Эта величина зависит от дебита скважины и может быть измерена после одновременного прекращения подачи и слива продукции скважины при помощи переключателей потока 11 и 10. В дальнейшем по этим базовым данным интерполируют уточненное значение V_Ж0 для конкретной скважины. Значения V_Ж0 одинаковы для всех измерительных устройств, изготовленных по единой документации.

Назначают время τ₁ наполнения измерительной емкости 2, в течение которого переключатель потока 11 обеспечивает соединение входа из скважины 15 с газовым сепаратором 1 при закрытой сливной жидкостной линии 13. За это время самая высокодебитная скважина, на которую рассчитано замерное устройство, при закрытой сливной жидкостной линии 13 не должна переполнять своей жидкостью калиброванный объем измерительной емкости 2.

Перед началом процедуры замера производят "продувку" системы, при этом переключатели потока 11 и 10 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.

В начале процедуры замера переключатель потока 10 ставят в положение "наполнение", начинают отсчет времени наполнения, и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 10 газопровод 14 соединен с коллектором 16, а сливная жидкостная линия 13 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар уровнемера 3 нагревают системой подогрева (например, горячей жидкостью) 4 и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 5 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В конце отсчета времени наполнения переключатель потока 11 ставят в положение "отстой", вход из скважины 15 соединяется с выходом в коллектор 16, наполнение прекращается, а продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре уровнемера 3 измерительной емкости 2 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают до момента прекращения изменений показаний уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение линий раздела сред жидкость - газ 43 и вода - нефть 44.

По окончании отстоя измеряют уровень жидкости H_i, и если дебит скважины значительно меньше максимальной возможности измерительного устройства, обводненность высокая и требования к точности измерений повышены, то описанные выше действия повторяют, увеличив при этом время наполнения измерительной емкости τ₁ настолько, во сколько измеренный уровень жидкости H_i меньше уровня H_max, соответствующего максимальной возможности измерительного устройства:

τ=τ₁H_max/H_i.

Снова измеряют высоту столба жидкости H_i, а также его гидростатическое давление ΔР_i (значение выходного тока J_ΔP, датчика разности давлений 8). На основании этих замеров определяют плотность жидкости:

где ρ_ж - плотность жидкости в продукции скважины;

J_ΔPi - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости H_i, мА;

K_J - коэффициент пропорциональности в интервале уровнемера 3,

т/м² мА;

J_Hi - показание уровнемера 3, мА;

K_H - коэффициент пропорциональности, м/мА.

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:

где К_v- коэффициент пропорциональности, м³/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время τ жидкость, в том числе и ту, которая находится ниже "нуля по жидкости" уровнемера 3. "Ноль по жидкости" - это уровень нижнего патрубка уровнемера 3.

Объемное содержание воды:

Для определения дебита по газу переключатели потока 10 и 11 одновременно ставят в положение, когда вход из скважины 15 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 13 соединена с коллектором 16, при этом газопровод 14 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2 поступающим из скважины газом.

Объемы измерительной емкости 2 V_i соответствуют значениям интервала H_i и определены при настройке установки.

В процессе вытеснения газом объема V_i жидкости фиксируется время вытеснения τ_г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.

Дебит скважины по газу определяется по следующему алгоритму:

где К_v - коэффициент пропорциональности, м³/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает лишь объем измерительной емкости 2 между "нулевой по жидкости" отметкой уровнемера 3 и положением линии раздела сред жидкость - газ, зарегистрированной уровнемером 3 после отстоя продукции скважины;

Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 12;

t° - температура газа С°;

К_α - коэффициент сжимаемости.

В момент ухода воды из резервуара уровнемера 3 при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость 2 (Фиг.4) определяют плотности воды и нефти, измеряя соответствующие перепады давления и высоты столбов жидкости, расслоенной на нефть и воду. Момент ухода воды из резервуара уровнемера 3 соответствует падению линии раздела фаз жидкость - газ на величину, равную h_iB. В этот момент делают замер гидростатического давления столба нефти (высотой h_iH) J_HhiH К_H.

Плотность воды:

где J_ΔPhiH - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости h_iH, мА;

J_HHi - показание уровнемера 3, соответствующее столбу жидкости Н_i, м;

J_HhiH - показание уровнемера 3, соответствующее столбу нефти h_IH, м.

Плотность нефти:

где J_ΔPhiH - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости h_iH, мА;

K_J - коэффициент пропорциональности в интервале уровнемера 3, т/м² мА;

J_HhiHК_H=h_iH - высота столба нефти, м.

Дебит скважины по нефти:

Где ρ_B - плотность воды в продукции скважины (измеренная величина);

ρ_H - плотность нефти в продукции скважины (измеренная величина).

Дебит скважины по воде: Q_B=О_Ж-Q_H, т/сут

Предлагаемый способ позволяет применить прямые измерения и за счет этого повысить точность и стабильность определения обводненности жидкости в продукции скважины, расширить сертифицированный диапазон достоверных значений содержания воды в водонефтяной смеси.

Источники информации

1.Установка малогабаритная передвижная измерительная «УМИ-ОЗНА». Каталог продукции: Акционерная компания «ОЗНА». Уфа: Информреклама, 2003, с. 26-27.

2.Заявка на изобретение № 2005101862/(002322) от 26.01.2005. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления «МЕРА ОХН», Е21В 47/10 (прототип).

Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу, отличающийся тем, что плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту.