Способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам определения дебита нефтяных скважин без предварительной сепарации газа из продукции скважины. Способ измерения расхода двухфазной трехкомпонентной среды включает 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. При этом 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. Технический результат - снижение трудоемкости работ, а также снижение погрешности измерения покомпонентного расхода продукции нефтяной скважины.

 

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.

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.