Патент на изобретение №2307249

(54) УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (как отдельных, так и кустов) в системах герметизированного сбора. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерений и сокращение их времени, повышение надежности эксплуатации и упрощение использования. Устройство содержит измерительную емкость(ИЕ), газовый трубопровод(ГТ) и подсоединенные к ИЕ патрубки подвода и отвода продукции скважин. При этом ИЕ полностью или частично изготовлена из трубы. Верхняя часть ИЕ выполнена в виде трубы или усеченного конуса. Причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы. В нижней части ИЕ перпендикулярно оси трубы выполнена перегородка с калиброванным отверстием или отверстиями и отверстием для ГТ, который расположен внутри ИЕ. Вход в ГТ выполнен в верхней части ИЕ, а выход – после перегородки. Патрубок подвода продукции скважин подсоединен прямо или тангенциально к верхней части ИЕ, а патрубок отвода продукции скважин подсоединен к нижней части ИЕ. При этом ИЕ и ГТ коаксиальны или их оси параллельны. Внутри ГТ расположено мерное устройство (МУ), выполненное, например, в виде сопла, и расположен дифференциальный датчик давления, один вход которого соединен с МУ, а другой – с ГТ выше МУ, а также датчики температуры и статического давления. Внутри ИЕ выше перегородки расположено два дифференциальных датчика давления, у которых один вход расположен около перегородки, а другие – на разной высоте. Кроме того, в некоторых случаях перегородка с калиброванными отверстиями и МУ могут быть выполнены из твердосплавного материала. В верхней части ИЕ может быть выполнено устройство для перекрытия входного отверстия в ГТ, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом. Выше патрубка подвода продукции скважин в ИЕ может быть расположен датчик статического давления. Вход одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри ИЕ, может быть установлен на поплавке. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (как отдельных, так и кустов) в системах герметизированного сбора.

Известно устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и патрубки подвода и отвода продукции скважин, в котором выполнено устройство определения времени наполнения измерительной емкости фиксированного объема частично отсепарированной продукцией скважины при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом патрубке отвода продукции скважин, устройства измерения избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода продукции скважин. /Свидетельство на полезную модель №22179, МКИ⁷ Е21В 47/10, опубл. 2002 Бюл. №7/.

Недостатками известного устройства являются:

– низкая точность и нестабильность измерений при повышенном пенообразовании и высоких дебатах скважин;

– значительное время измерений из-за необходимости вытеснения содержимого емкости после закрытия газовой линии;

– сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности или простое скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому объекту является устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и патрубки подвода и отвода продукции скважин, в котором заполнение измерительной емкости калиброванного объема выполнено при при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом патрубке отвода продукции скважин, устройства для измерения гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода продукции скважин на коллектор, время наполнения измерительной емкости, а также устройства измерения высоты столба жидкости и гидростатического давления. /Патент РФ №2220282, МПК⁷ Е21В 47/10, опубл. 27.12.2003. Бюл. №36/.

Недостатками известного способа являются:

– низкая точность и нестабильность измерений, обусловленные необходимостью выдерживания продукции скважины, содержащейся в измерительной емкости, до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены;

– значительное время из измерений из-за необходимости такой выдержки;

– сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности или простое скважин.

– сложность управления из-за необходимости открытия и закрытия газового трубопровода и патрубка отвода продукции скважин на коллектор.

Предлагаемое изобретение направлено на повышение точности измерений и сокращение их времени, повышение надежности эксплуатации и упрощение использования.

Это достигается тем, что в устройстве измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащем измерительную емкость, газовый трубопровод и подсоединенные к измерительной емкости патрубки подвода и отвода продукции скважин, при этом измерительная емкость полностью или частично изготовлена из трубы, верхняя часть измерительной емкости выполнена в виде трубы или усеченного конуса, причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы, в нижней части измерительной емкости перпендикулярно оси трубы выполнена перегородка с калиброванным отверстием (или отверстиями) и отверстием для газового трубопровода, газовый трубопровод расположен внутри измерительной емкости, причем вход в газовый трубопровод выполнен в верхней части измерительной емкости, а выход – после перегородки, патрубок подвода продукции скважин подсоединен прямо или тангенциально к верхней части измерительной емкости, а патрубок отвода продукции скважин подсоединен к нижней части измерительной емкости, оси измерительной емкости и газового трубопровода коаксиальны или параллельны, внутри газового трубопровода расположено мерное устройство, выполненное, например, в виде сопла, внутри газового трубопровода расположен дифференциальный датчик давления, один вход которого соединен с мерным устройством, а другой – с газовым трубопроводом выше мерного устройства, а также датчики температуры и статического давления, внутри измерительной емкости выше перегородки расположено два дифференциальных датчика давления, у которых, обоих, один вход расположен около перегородки, а другие – на разной высоте. Кроме того, в некоторых случаях калиброванные отверстия и мерное устройство могут быть выполнены из твердосплавного материала. Кроме того, в некоторых случаях в верхней части измерительной емкости может быть выполнено устройство для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом. Кроме того, в некоторых случаях в измерительной емкости выше патрубка подвода продукции скважин может быть расположен датчик статического давления. Кроме того, в некоторых случаях вход одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри измерительной емкости, может быть установлен на поплавке.

Продукция скважины представляет водонефтегазовую смесь, состоящую из жидкой и газовой фаз. Жидкая фаза – водонефтяная эмульсия – состоит из двух несмешиваемых компонент – пластовая вода и нефть.

Известно, что плотность газа _г по уравнению Менделеева-Клапейрона равна

где Р_ст,г – статическое давление газа, R_г – удельная газовая постоянная, Т_г – температура газа.

Плотность пластовой жидкости (водонефтяной эмульсии) составляет

где _ж, _в и _н – соответственно плотности пластовой жидкости, пластовой воды и нефти; n_в – обводненность (объемная доля воды в единице объема пластовой жидкости).

Известно, что перепад давления Р_ж,h по высоте h_ж между двумя точками, замеренный с помощью дифференциального датчика давления, входы которого расположены в этих точках, составляет

где g – ускорение свободного падения.

Из соотношений (2) и (3) после несложных преобразований получим формулу для определение обводненности

Известно, что объемный расход жидкости Q_ж через отверстие площадью F составляет

где – коэффициент расхода, Н_ж – высота столба жидкости.

Высоту столба жидкости в выражении (5) определим из формулы (3)

где Р_ж,Н – перепад давления при высоте столба жидкости Н_ж.

Таким образом, если с помощью дифференциального датчика, один вход которого расположен у перегородки, а другой – выше верхней поверхности жидкости в измерительной емкости, измерим перепад давления Р_ж,Н, т.о. высоту столба жидкости; и при известной плотности жидкости (2) обводненностью (4) найдем высоту столба жидкости (6) в измерительной емкости. Затем с помощью (5) определим объемный расход жидкости.

Динамический напор газа равен

где w_г – скорость газа, Р_г – перепад давления газа.

Объемный расход газа равен произведению его скорости на площадь поперечного сечения газового трубопровода F_г. С учетом (1) и (7) указанное выражение примет вид

Тогда приведенный газовый фактор найдем как отношение объемного расхода газа (3) к объемному расходу нефти (2) и (5)

После приведения приведенного газового фактора к нормальным физическим условиям получим газовый фактор.

Изготовление измерительной емкости полностью или частично из трубы позволяет упростить ее изготовление.

Выполнение верхней части измерительной емкости в виде усеченного конуса, причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы, позволяет организовать увеличение угловой частоты вращения при уменьшении радиуса вращения поступающей водонефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение выделения газа.

Выполнение в нижней части измерительной емкости перпендикулярно оси трубы перегородки с калиброванным отверстием (или отверстиями) и отверстием для газового трубопровода, позволяет организовать определение объемного расхода жидкости и ее обводненности в той части измерительной емкости, которая находится выше перегородки.

Выполнение перегородки с калиброванным отверстием позволяет определить объемный расход жидкости (5).

Расположение газового трубопровода внутри измерительной емкости позволяет уменьшить размеры устройства и вносимые искажения.

Выполнение входа в газовый трубопровод в верхней части измерительной емкости позволяет снизить время до начала измерений параметров газа.

Выполнение выхода газового трубопровода после перегородки позволяет выводить газовую и жидкую фазы продукции скважин из сепарационной емкости одновременно, что уменьшает габариты устройства и упрощает его изготовление.

Подсоединение патрубка подвода продукции скважин прямо или тангенциально к верхней части измерительной емкости позволяет разделять водонефтегазовую смесь на газ и жидкость под действием гравитационных и, в случае тангенциального ввода, центробежных сил, что уменьшает размеры устройства и повышает его эффективность.

Подсоединение патрубка отвода продукции скважин к нижней части измерительной емкости (ниже перегородки) позволяет отводить одновременно из нее жидкую и газовую фазы продукции скважин.

Выполнение осей измерительной емкости и газового трубопровода коаксиальными или параллельными позволяет повысить точность измерений за счет уменьшения вносимых возмущений.

Расположение внутри газового трубопровода мерного устройства, выполненное, например, в виде сопла, позволяет повысить точность измерения объемного расхода газа.

Расположение внутри газового трубопровода дифференциального датчика давления, один вход которого соединен с мерным устройством, а другой – с газовым трубопроводом выше мерного устройства, позволяет измерить динамический напор газа (7), необходимый для определения объемного расхода газа (8).

Расположение датчиков температуры газа и статического давления газа позволяет определить плотность газа (1) и обеспечить определение газового фактора при нормальных физических условиях.

Расположение внутри измерительной емкости выше перегородки двух дифференциальных датчиков давления, у которых, обоих, один вход расположен около перегородки, а другие – на разной высоте, позволяет с помощью формул (2)…(6) определить объемный расход жидкости и ее обводненность.

Выполнение перегородки с калиброванными отверстиями и мерного устройства из твердосплавного материала позволяет снизить их износ в процессе эксплуатации, например, из-за воздействия абразивных частиц, что обеспечивает повышение точности измерений и увеличение срока эксплуатации.

Выполнение в верхней части измерительной емкости устройства для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом, позволяет периодически, например раз в час, прочищать калиброванные отверстия, так как при закрытом газовом трубопроводе вся подводимая водонефтегазовая смесь будет проходить через калиброванные отверстия. Это обеспечивает повышение точности измерений за счет устранения загрязнений.

Расположение в измерительной емкости выше патрубка подвода продукции скважин датчика статического давления позволяет учесть влияние статического давления газа на коэффициент расхода из соотношения (5), что позволяет повысить точность измерения объемного расхода жидкости.

Установка входа одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри измерительной емкости, на поплавке, позволяет снизить влияние статического давления газа на точность измерения объемного расхода жидкости.

Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин показано на Фиг.1.

Устройство измерения дебита продукции скважин состоит из измерительной емкости 1, выполненной в виде трубы. В нижней части измерительной емкости 1 имеется перегородка 2 с калиброванными отверстиями 3. Внутри измерительной емкости 1 расположен газовый трубопровод 4. К ней также подсоединены патрубки подвода 5 и отвода 6 продукции скважин. Внутри измерительной емкости 1 выше перегородки 2 установлены входы дифференциальных датчиков давления 7 и 8. Мерное устройство 9, выполненное в виде сопла, расположено в газовом трубопроводе 4. Один вход дифференциального датчика давления 10 расположен в критическом (самом малом) сечении мерного устройства 9, а другой – выше его. В газовом трубопроводе 4 также установлен вход устройства 11 для измерения статического давления газа и температуры газа. На верхнем торце измерительной емкости 1 расположено устройство 12 для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод 4.

Устройство измерения дебита продукции скважин работает следующим образом. До начала испытаний замеряются:

– плотность нефти;

– плотность воды;

– удельная газовая постоянная;

– коэффициент расхода;

– площадь калиброванного отверстия;

– площадь поперечного сечения мерного устройства 10;

– высота между входами дифференциального датчика давления 7.

Затем в измерительную емкость 1, выполненную в виде трубы, по патрубку подвода 5 поступает продукция скважины (скважин) – водонефтегазовая смесь. Под действием силы тяжести и центробежной силы водонефтегазовая смесь делится на жидкость (водонефтяную эмульсию) и газ. Жидкость образует пленку и стекает по внутренней поверхности измерительной емкости 1 до столба жидкости. При этом происходит выделение растворенного в жидкости газа, газа из жидкости. Затем жидкость вытекает через калиброванные отверстия 3 в перегородке 2 в нижнюю часть измерительной емкости 1, газ по газовому трубопроводу 4 также поступает в нижнюю часть измерительной емкости 1, откуда жидкость и газ отводятся по патрубку отвода 6, в процессе в измерительной емкости 1 устанавливается столб жидкости постоянной высоты Н. В измерительной емкости 1 производится замер перепадов давления Р_ж,h и Р_ж,H с помощью двух дифференциальных датчиков давления 7 и 8. В газовом трубопроводе 4 замеряются динамический напор газа с помощью дифференциального датчика давления 10 и статическое давление газа и температура газа с помощью устройства 11. Информация, замеренная дифференциальными датчиками давления 7, 8 и 10 и статического давления и температуры 11, запоминается и сохраняется в контроллере или поступает в вычислительный блок, например ноутбук.

Вычисления производятся в следующей последовательности:

1) по формуле (4) определяется обводненность;

2) по формуле (2) определяется плотность жидкости;

3) по формуле (6) определяется высота столба жидкости в измерительной емкости 1;

4) по формуле (5) определяется объемный расход жидкости;

5) по формуле (1) определяется плотность газа;

6) по формуле (8) определяется объемный расход газа;

7) по формуле (9) определяется приведенный газовый фактор;

8) пересчет в газовый фактор при нормальных физических условиях.

Через некоторое время работы, например час, с помощью устройства 12 закрывают входное отверстие газового трубопровода 4. Вся поступающая жидкость и газ начинают проходить через калиброванные отверстия 3 и очищать их от загрязнения и отложений.

Таким образом, заявляемое устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин позволяет повысить точность измерений, и сократить их время, и упростить использование.

Формула изобретения

1. Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и подсоединенные к измерительной емкости патрубки подвода и отвода продукции скважин, отличающееся тем, что измерительная емкость полностью или частично изготовлена из трубы, верхняя часть измерительной емкости выполнена в виде трубы или усеченного конуса, причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы, в нижней части измерительной емкости перпендикулярно оси трубы выполнена перегородка с калиброванным отверстием (или отверстиями) и отверстием для газового трубопровода, газовый трубопровод расположен внутри измерительной емкости, причем вход в газовый трубопровод выполнен в верхней части измерительной емкости, а выход – после перегородки, патрубок подвода продукции скважин подсоединен прямо или тангенциально к верхней части измерительной емкости, а патрубок отвода продукции скважин подсоединен к нижней части измерительной емкости, измерительная емкость и газовый трубопровод коаксиальны или их оси параллельны, внутри газового трубопровода расположено мерное устройство, выполненное, например, в виде сопла, внутри газового трубопровода расположен дифференциальный датчик давления, один вход которого соединен с мерным устройством, а другой – с газовым трубопроводом выше мерного устройства, а также датчики температуры и статического давления, внутри измерительной емкости выше перегородки расположено два дифференциальных датчика давления, у которых один вход расположен около перегородки, а другие – на разной высоте.

2. Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что перегородка с калиброванными отверстиями и мерное устройство выполнены из твердосплавного материала.

3. Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин по п.1 или 2, отличающееся тем, что в верхней части измерительной емкости выполнено устройство для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом.

4. Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин по п.3, отличающееся тем, что в измерительной емкости выше патрубка подвода продукции скважин расположен датчик статического давления.

5. Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин по п.3, отличающееся тем, что вход одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри измерительной емкости, установлен на поплавке.

РИСУНКИ