Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для замеров массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода газа блоком измерения продукции скважины (БИПС) в условиях отбора газа из затрубного пространства скважины для увеличения депрессии на пласт и ее дебита. Техническим результатом является упрощение и повышение точности измерения дебитов нефти, газа и воды в условиях отбора газа из затрубного пространства скважины. Предложен способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции и опорожнение насосом емкости через линию слива после полной дегазации продукции. При этом в цикле измерения дебита газа в продукции скважины на линии, параллельной линии слива жидкости, включают насос откачки с подачей, не превышающей дебит скважины по жидкости, а в расчетах дебита газа дополнительно учитывают изменение давления в емкости от начала до конца цикла слива из нее жидкости. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для замеров массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода газа блоком измерения продукции скважины (БИПС) в условиях отбора газа из затрубного пространства скважины для увеличения депрессии на пласт и ее дебита.

Известно, что отбор газа из затрубного пространства скважины и снижение давления в затрубном пространстве позволяет существенно увеличить добычу нефти благодаря росту депрессии на продуктивный пласт (Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. (2018). Эффективность удаления газа из скважины. Георесурсы, 20(4), Ч. 1, с. 359-364. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.4.359-364).

Однако, это приводит к малому содержанию газа в скважинной продукции, что существенно осложняет работу установок по измерению продукции нефтяных скважин вследствие низких скоростей слива жидкостей из замерных емкостей, осуществляемого за счет давления, поступающего в них газа и «отжатия» уровня «газ-нефть».

Измерение дебитов нефти, газа и воды на объектах добычи нефти производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (см. патент на изобретение RU №2082107, заявл. 18.05.1995 г., опубл. 20.06.1997 г.). По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.

Недостаток способа состоит в том, что при измерениях продукции скважины в циклах заполнения или слива из емкости присутствуют водная и газовая фазы, что приводит к значительной погрешности измерений.

Известны способ и устройство для измерения дебита нефти (см. патент на изобретение RU №2236584, заявл. 17.12.2002 г., опубл. 20.09.2004 г.). 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.

Способ малоэффективен при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. При добыче высоковязкой нефти значительно возрастает время вытеснения нефти из емкости, а также давление вытеснения. Кроме того, продолжительность измерений возрастает при малых дебитах скважины по жидкости и малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды (см. патент на изобретение RU №2504653, заявл. 30.07.2012 г., опубл. 20.01.2014 г.). Способ включает заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производится закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы. Перед последующим измерением производят опорожнение насосом измерительной емкости от жидкости в коллектор через линию слива после полной дегазации продукции при атмосферном давлении.

Однако реализация данного способа осложнена применением компрессора, производительность которого, при прочих равных, условиях зависит от давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Техническим результатом заявляемого изобретения является упрощение и повышение точности измерения дебитов нефти, газа и воды в условиях отбора газа из затрубного пространства скважины.

Поставленный технический результат решается описываемым способом, включающим поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции и опорожнение насосом емкости через линию слива после полной дегазации продукции.

Новым является то, что в цикле измерения дебита газа в продукции скважины на линии, параллельной линии слива жидкости включают насос откачки с подачей, не превышающей дебит скважины по жидкости, а в расчетах дебита газа дополнительно учитывается изменение давления в емкости от начала до конца цикла слива из нее жидкости.

На фигуре показана гидравлическая часть схемы реализации способа установкой БИПС.

К выкидному коллектору 1 скважины (на фиг. не показана) с задвижкой 2 с помощью входной 3 и выходной 4 задвижек подключена измерительная емкость 5 передвижной установки. Нижняя часть емкости 5 сливной линией 6 соединена с трехходовым краном с электроприводом 7, который с одной стороны также сообщен с коллектором 1 через обратный клапан 8 и выходную задвижку 4, а с другой стороны - газовой линией 9 с верхней частью измерительной емкости 5. В емкости 5 установлены верхний 10 и нижний 11 датчики гидростатического уровня жидкости. В нижней части емкости 5 расположен патрубок 12 для слива жидкости, а в верхней части емкости 5 расположен патрубок 13 для отвода сепарированного газа. К верхней части емкости 5 подведена линия 14 после входной задвижки 3. К сливной линии 6 через задвижку 15 подсоединен насос 16, выкидная сторона которого соединена с общей линией 17 отвода жидкости и газа после обратного клапана 8.

Управление включениями трехходового крана с электроприводом 7 и насоса 16 осуществляется контроллером блока управления 18 по сигналам датчиков 10 и 11 гидростатического давления, а также манометра 19. К нижней точке емкости 5 подсоединена дренажная линия с задвижкой 20.

Оборудование по позициям с 3 по 20 на фигуре водят в состав блока измерения продукции скважины (БИПС), который является по сути передвижной замерной установкой.

Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа осуществляется следующим образом.

Соединение передвижной установки БИПС производится при открытой задвижке 2 и закрытых входной 3 и выходной 4 задвижках. Для проведения измерений производят открытие входной 3 и выходной 4 задвижек и закрытие задвижки 2. Через входную задвижку 3 и линию 14 продукция скважины направляется в верхнюю часть емкости 5.

Отсепарированная жидкость, стекая вниз, заполняет калиброванную часть емкости 5 между уровнями расположения датчиков 11 и 10, при этом фиксируется время заполнения емкости 5 от датчика 11 до датчика 10. В период заполнения емкости 5 жидкостью трехходовой кран с электроприводом 7 перекрывает сливную линию 6 и одновременно соединяет газовую линию 9 и общую линию 17. Насос 16 остается в этом цикле измерения отключенным. В период заполнения емкости 5 продукцией скважины, отсепарированный газ отводится по газовым и общим линиям, 9 и 17 соответственно, в выкидной коллектор 1. По времени заполнения емкости 5 жидкостью от датчика 11 до датчика 10 программа блока управления 18 рассчитывает дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси).

После того, как уровень жидкости подойдет к верхнему датчику 10 емкости 5 блок управления 18 подает команду на переключение трехходового крана с электроприводом 7 на слив жидкости из емкости 5 в коллектор 1 через линии 6 и 17, а также на включение в работу насоса 16 для откачки жидкости из емкости 5. Одновременно трехходовой кран с электроприводом 7 перекроет газовую линию 9 отвода газа из емкости 5.

В этом цикле измерения накапливающийся в верхней части емкости 5 газ будет оттеснять уровень жидкости вниз. Время опорожнения калиброванной части емкости 5 от жидкости будет пропорционально дебиту поступающего в емкость 5 вместе с жидкостью попутного нефтяного газа. При этом дебит газа определяется делением объема калиброванной части емкости 5 на время опорожнения емкости 5 от жидкости.

В том случае, если подача насоса 16 в цикле слива жидкости из емкости 5 будет превышать дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси), в емкости 5 снизится давление и из нефти может выделиться дополнительно существенное количество растворенного газа. Во избежание ошибок в расчетах дебита газа (свободного) подача насоса 16 не должна превышать дебит скважины по жидкости. Избыток количества жидкости, т.е. разница между дебитом скважины по жидкости и подачей насоса будет сливаться в коллектор по сливной линии 6 через трехходовой кран с электроприводом 7. Присутствие обратного клапана 8 предупреждает циркуляцию жидкости по контуру: насос 16 - трехходовой кран с электроприводом 7 - насос 16.

Принудительная откачка части жидкости из скважины существенно ускоряет процесс измерения продукции скважины с малым газосодержанием нефти. Включение насоса 16 при малом содержании газа в продукции для ускорения «отжатия» уровня раздела «газ-нефть» в определенной мере снизит давление в емкости 5. Поэтому, в расчеты дебита газа дополнительно вводят поправку на снижение давления в емкости в цикле слива жидкости.

После завершения цикла слива жидкости из емкости 5 программа управления позволяет отключить насос 16 и переключить трехходовой кран с электроприводом 7 на отвод газа из емкости 5 и т.д. Измерение гидростатического перепада давления жидкости в емкости 5 при заданных плотностях нефти и воды позволяет рассчитать обводненность продукции и дебиты нефти и воды.

Патрубок 12 предупреждает попадание основного количества оседающих мехпримесей в сливаемую из емкости 5 жидкость, а патрубок 13 позволяет образовывать поверхность раздела «газ-жидкость» в емкости 5 на уровне расположения нижнего торца этого патрубка для улучшения сепарации газа из жидкости.

После завершения измерений на скважине остатки продукции с накопившимися механическими примесями сливаются через задвижку 20.

Технико-экономическими преимуществами заявляемого способа являются высокая точность измерений благодаря применению только объемных способов, а также простота и высокая надежность работы передвижной замерной установки БИПС.

Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из емкости, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции и опорожнение насосом емкости через линию слива после полной дегазации продукции, отличающийся тем, что в цикле измерения дебита газа в продукции скважины на линии, параллельной линии слива жидкости, включают насос откачки с подачей, не превышающей дебит скважины по жидкости, а в расчетах дебита газа дополнительно учитывают изменение давления в емкости от начала до конца цикла слива из нее жидкости.