Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках



Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках
Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках

 


Владельцы патента RU 2566158:

Шумилин Сергей Владимирович (RU)
Шумилин Владимир Николаевич (RU)
Филиппова Ирина Владимировна (RU)

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

 

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Известна групповая замерная установка (ГЗУ) - устройство, реализующее поочередный способ измерения дебита скважин одним сепаратором и одним расходомером, содержащая механизм переключения скважин, общий трубопровод (выходной), сепаратор и средства измерений объема нефти: измерительную установку, счетчик и др. (Исаакович Р.Я., Логинов В.И. Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с. 314-323).

Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем ее подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин (общее количество которых может достигать 25) по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтактной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявить снижение дебита и простои скважин.

Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Кроме того, измерительный трубопровод и общий выходной коллектор узла переключения скважин соединены через отводящие трубопроводы разъемами с передвижной измерительной установкой для исследования скважин (патент РФ №2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10).

Недостатком аналога является отсутствие непрерывного измерения дебита нефтяных скважин, а также циклический характер измерений дебита одной скважины, что отрицательно сказывается на технологических режимах работы скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ измерения дебита нефти (Патент №2328597, Е21В 47/10 (2006.01), G01F 1/74 (2006.01), включающий подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти лабораторным способом и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки, а также отличающийся тем, что при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.

Недостатком прототипа способа является сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер.

Для устранения указанных недостатков предлагается данное изобретение.

Технический результат: создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Технический результат достигается за счет того, что водогазонефтяная эмульсия, собираемая по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита газа и водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти, при этом измерения и расчеты возможны только в период подключения выкидного трубопровода к измерительной системе, а для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний, измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение трубы, скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде виброакустических шумов, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы в соответствии с описанием патента RU 2531036 от 09.04.2013, составляют уравнения зависимости скорости звука каждой фазы от давления и температуры, уравнение скорости звука для воды дополняют зависимостью от солености воды, при этом полученные уравнения записывают в расчетный блок, измеряют давление и температуру в трубопроводе, измеряют соленость воды, измеряют и записывают амплитуды и частоты колебаний трубы, по которой протекает многофазная жидкость, измеряемый диапазон частот делят на части соответствующие каждой фазе, в каждой из частей после применения быстрых преобразований Фурье выделяют максимальные значения амплитуд и соответствующие им частоты и вычисляют объемный расход каждой фазы жидкости по формуле:

где Q - объемный расход отдельной фазы многофазной жидкости, м3/с;

R - радиус трубы, м;

F - максимальная частота вибрации в выделенном для отдельной фазы диапазоне, 1/с;

А - максимальная амплитуда колебаний на частоте F, м;

К - безразмерный коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности протекания многофазной жидкости по трубопроводу при калибровке виброакустического датчика на трубопроводе;

С - скорость звука в измеряемой фазе многофазной жидкости, рассчитанная по эмпирическим зависимостям от давления и температуры, а для воды дополнительно от солености.

На основе данной зависимости рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки.

Отметим, что из общеизвестных источников информации (в том числе и патентных) не выявлены способы, идентичные предлагаемому, и/или способы с совокупностью существенных признаков (в том числе и отличительных), эквивалентных совокупности существенных признаков предлагаемого технического решения и проявляющих такие же новые свойства, позволяющие достичь требуемого технического результата при реализации. Это позволяет утверждать, что предлагаемое техническое решение ново, неочевидно, промышленно применимо и соответствует критериям изобретения.

Существо изобретения поясняется рисунками. На рис. 1 представлена схема реализации способа измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках с использованием виброакустических датчиков, на рис. 2 - график измерения дебита нефтегазовой скважины в групповой замерной установке с использованием виброакустических датчиков.

Заявляемый способ содержит групповую замерную установку 2, трубопроводы 4 выкидных линий скважин с установленными на них виброакустическими датчиками 6, каждая из которых связана с системой измерения дебита фаз ГЗУ посредством трубопроводов, трубопроводы 1 линии сбора продукции скважин, а также каналами передачи данных 3 из системы измерения дебита ГЗУ и передачи данных 7 из виброакустических датчиков в блок обработки данных 6 для сбора, хранения и передачи информации.

Заявленный способ реализован следующим образом: на выкидном трубопроводе нефтегазовой скважины установлен виброакустический датчик, в свою очередь являющийся источником сигнала для многофазного расходомера DIP. Электронная схема многофазного расходомера DIP преобразует аналоговый сигнал виброакустического датчика в цифровой, производит вычисления по заданным формулам и обеспечивает сбор, хранение и передачу информации о дебите каждой фазы в АСУ ТП для дополнения и сравнения с информацией о фазовом дебите от измерительной системы ГЗУ.

Испытания проводились в условиях ГЗУ «ОЗНА-МАССОМЕР», принадлежащей ООО «Лукойл - Западная Сибирь» (г. Когалым), на скважине 26Р в период с 5 по 10 апреля 2013. Результаты измерений приведены на рис. 2.

Сопоставление измерений многофазным расходомером DIP» с измерениями ГЗУ «ОЗНА-МАССОМЕР» показало расхождение дебитов по фазам не более 5%, а результаты измерений имеют систематическую погрешность, наличие которой не вызывает превышение требований ГОСТ Р 8.615-2005. Сравнение результатов измерений количества газа многофазным расходомером DIP с метрологическими требованиями ГОСТ Р 8.615-2005 показало, что все параметры удовлетворяют требованиям стандарта.

Преимуществом заявляемого способа является непрерывный контроль значений дебитов всех фаз одновременно с сохранением точности измерений и соответствием требованиям ГОСТ Р 8.615-2005.

Список используемых источников

1. Исаакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983.

2. Патент №2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10. ПЕРЕДВИЖНАЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

3. Патент №2328597, Е21В 47/10 (2006.01), G01F 1/74 (2006.01). СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ.

4. Патент №2489685. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА МНОГОФАЗНОЙ ЖИДКОСТИ.

Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита газа и водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти, при этом измерения и расчеты возможны только в период подключения выкидного трубопровода к измерительной системе, отличающийся тем, что для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний, измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение, скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости, предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ). В скважину, в зону предполагаемого заколонного перетока жидкости, спускаются термоизолированные НКТ, снаружи которых крепятся датчики температуры. Осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале. После извлечения термоизолированных НКТ из скважины проводится анализ показаний датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины. Об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Использование способа повышает достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение диапазона измеряемых скоростей. Данный технический результат достигают за счет того, что в потоке создают тепловую метку с помощью генератора тепловых меток, регистрируют появление тепловой метки, прошедшей базовое расстояние X, с помощью регистратора тепловых меток. Затем измеряют время t прохождения меткой базового расстояния X, по которому определяют скорость Vn потока. При этом генератор и регистратор меток перемещают вдоль скважины со скоростью Vk, удовлетворяющей математическому соотношению |Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1. Базовое расстояние Х задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости проведения исследований при обеспечении необходимого качества результатов проводимых исследований. Установка для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает пробоотборное устройство, дозирующий цилиндр, сепарационную установку, газовый анализатор, станцию привода, расходомеры, обратный клапан, дроссельные устройства, задвижки, линии газопровода, краны, контроллер, компьютер, клапаны, датчики температуры и давления. Установка оснащена пробоотборным устройством, монтируемым на фонтанной арматуре скважины, которое отбирает часть потока продукции скважины по всей площади сечения трубопровода фонтанной арматуры и дозирующий цилиндр направляет ее на сепарационную установку, при этом не останавливая скважину и продолжая подавать продукцию скважины в газопровод. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте. Учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса. Проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок. 5 ил.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени. Способ включает этапы, на которых размещают комплект нижней части буровой колонны (КНБК) в стволе скважины. Причем КНБК содержит нагнетательный порт для выдачи текучей среды в скважины, первый датчик, расположенный над нагнетательным портом, и второй датчик, расположенный под нагнетательным портом. Каждый из первого датчика и второго датчика генерирует сигнал обратной связи, представляющий собой скорость потока текучей среды на участке ствола скважины. Определяют приблизительную глубину участка КНБК в стволе. Формируют модель данных, основанную на наборе инструкций, причем модель данных представляет по меньшей мере характеристики потока текучей среды в стволе скважины, при этом модель данных получают из сигнала обратной связи и приблизительной глубины нагнетательного порта. Анализируют модель данных для экстраполяции характеристик формации. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа. Разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх