Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к области измерения количества жидкости и газа в газожидкостной смеси. Оно может быть использовано как в нефтедобывающей промышленности, так и в тех сферах производства, где необходимо измерить количество жидкости и газа в двухфазном потоке.

Известны способы определения дебита жидкости и газа в продукции скважин, в которых газожидкостная система подается в емкость для разделения на газовую и жидкую фазу, при этом дебит жидкости измеряется по весу сепарированной жидкости [1. SU 1680966, МКИ⁵ Е21В 47/10, 1991] либо расходомером [2. RU 2157888, МКИ⁷ Е21В 47/10, 2000] на выкидной линии, а дебит газа - расходомером на газовой выкидной линии [1] либо по разности показаний расходомера на газожидкостной линии [2] на входе в емкость и расходомера на выходе сепарированной нефти.

Недостаток способов состоит в сложности применения их на групповых замерных устройствах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин [3. RU 2220282, МКИ⁷ Е21В 47/10, 2003], включающий сепарацию продукции скважины и заполнение жидкостью измерительной емкости при открытой газовой и закрытой жидкостной линиях. Способ предусматривает определение гидростатического давления в емкости при известной высоте столба жидкости, определение избыточного давления, определение температуры, установление времени наполнения емкости, выдержку продукции до полного отсутствия пузырей газа и оседания пены и измерение высоты столба жидкости и гидростатического давления. Одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий возобновляют поступление продукции в емкость, определяют скорость вытеснения жидкости газом после закрытия газовой и открытия жидкостной линий и производят расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных и известных плотностях нефти и воды, содержащихся в продукции скважин.

На абсолютном большинстве месторождений России дебит газа и, соответственно, газовый фактор продукции скважин на групповых замерных устройствах (ГЗУ) не измеряется, так как на групповые замерные устройства поступает продукция скважин с различным дебитом жидкости, с разной обводненностью и газосодержанием. Недостаток прототипа состоит в том, что высокая чувствительность газовых и газожидкостных расходомеров к соотношению фаз в системе и к скорости потока приводит к значительной погрешности в измерении газового фактора продукции скважин.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение функциональных возможностей действующих на месторождениях ГЗУ, добавление им функции измерения дебита газа и, как следствие, газового фактора при незначительном изменении технических средств и технологии измерений.

Поставленная задача решается тем, что при определении дебита продукции скважин, включающем подключение скважины на замер, сепарацию продукции скважины и накапливание жидкости в измерительной емкости при закрытой линии отвода жидкости, перекрытие линии отвода газа, открытие линии отвода жидкости с замером ее расхода, измерение температуры и времени определения дебита при закрытой линии отвода жидкости перекрывают линию отвода газа, определяют давление и фиксируют время перекрытия линии отвода газа, продолжают накапливание жидкости с повышением давления в емкости, одновременно или в любой последовательности открывают линии отвода жидкости и газа, определяют давление и фиксируют время открытия первой по очереди линии и определяют прирост объема газа за время работы емкости с обеими перекрытыми отводными линиями как разницу в произведении свободного от жидкости объема емкости сепаратора и коллектора от замерной установки до скважины или ее забоя на давление в конце и начале работы с перекрытыми отводами нефти и газа.

Для пенистой нефти поступление продукции в емкость перед открытием первой по очереди линии отвода жидкости или газа приостанавливают до осаждения пены.

Перекрытие линии отвода газа может совпадать с подключением скважины на замер.

Изобретение поясняется чертежом, на котором приведена схема измерения газового фактора продукции скважин (на чертеже схематически показана автоматизированная групповая замерная установка - АГЗУ).

Автоматизированная групповая замерная установка содержит переключатель 1 для поочередного подключения скважин 2 по промысловому коллектору 3 и линии 4 к совмещенной с сепаратором измерительной емкости 5, снабженной манометром 6. Емкость 5 оборудована линией 7 отвода газа и линией 8 отвода жидкости. В линии 8 отвода жидкости установлены сливной клапан 9 и расходомер 10, а в линии 7 отвода газа установлены датчик температуры 11, газовая заслонка 12 и задвижка 13. Линии 7 и 8 через задвижку 14 подключены к сборному коллектору 15. В емкости 5 размещен связанный с газовой заслонкой 12 поплавок 16. Установка имеет автоматизированную систему управления 17, которая обеспечивает подключение скважин на замер, а датчиков давления, температуры, времени и расхода жидкости - к блоку 18 для вычисления дебита.

Поскольку все обслуживаемые замерной установкой скважины 2 находятся в одном кусте, то незначительная разница в их расстоянии до установки не вносит ошибок, выходящих за допустимые пределы.

Принцип работы действующих замерных, в том числе автоматизированных, установок заключается в следующем.

Продукция очередной скважины 2, поступающая на переключатель 1 по промысловому коллектору 3, по подводящей линии 4 подается в емкость 5, которая служит для разделения фаз. При закрытом клапане 9 жидкость накапливается в нижней части емкости 5 при линейном давлении P₁, которое регистрируется манометром 6. Выделившийся при давлении P₁ газ по линии 8 отвода газа через открытые задвижки 13 и 14 поступает в сборный коллектор 15. В процессе поступления продукции скважины в емкость 5 вместе с уровнем жидкости поднимается поплавок 16, который на определенном уровне жидкости закрывает газовую заслонку 12. При перекрытой линии 7 давление в системе, включающей емкость 5, подводящую линию 4, газовую линию 7 до заслонки 12 и промысловый коллектор 3 до скважины 2 или до ее забоя, поднимается до величины Р₂ и открывает сливной клапан 9. Разгазированная в диапазоне давлений P₁-Р₂ жидкость через расходомер 10 поступает в сборный коллектор 15. Уровень жидкости в емкости 5 снижается, заслонка 12 открывает сброс скопившегося газа в сборный коллектор 15. В течение времени вытеснения жидкости продолжается поступление газожидкостной системы в емкость и удаление газовой фазы. При снижении уровня жидкости до начального клапан 9 закрывается и переключатель 1 подключает к измерительной системе следующую скважину.

Автоматизированная система управления (АСУ) 19 обеспечивает своевременное подключение скважин к замерному устройству (емкости 7), а датчиков давления 8, температуры 13, времени и расходомера 12 - к устройству 20 для вычисления дебита.

Нетрудно убедиться, что конструкция ГЗУ обеспечивает как измерение дебита жидкости, так и дебита газа.

Примем:

V₀ - объем емкости 5, подводящей линии 4, газовой линии 7 до заслонки 12 и промыслового коллектора 3 до скважин 2 или до их забоя;

V₁ - объем емкости 5, занятый жидкостью при закрытии клапана 9 и подключении очередной скважины к ГЗУ;

t₁ - время накопления жидкости в сепараторе до закрытия заслонки 12;

t₂ - время накопления жидкости в сепараторе до момента открытия сливного клапана 9;

t - время в сутках;

P₁ и P₂ - давление в емкости 5 при подключении скважины и в момент открытия клапана 9 соответственно;

Т - температура жидкости;

t₃ - полное время измерения дебита скважины;

z - коэффициент неидеальности газа;

Q - объем жидкости, прошедший через расходомер 10 за время слива.

Объем жидкости Q₁, поступивший в емкость до момента закрытия заслонки 12 определяется выражением

Соответственно, объем газа V_г1 при давлении P₁ равен

Свободный объем V_г2, заполненный газом при давлении Р₂, определяется выражением

Объем газа, приведенный к стандартным условиям (давление 760 мм рт.ст. и температура 20°С), составит

Объем V_г2 представляет собой газ, находившийся в емкости при давлении P₁ в момент закрытия заслонки 12, и газ, выделившийся из нефти, поступившей в емкость за время t₂-t₁, когда заслонка была закрыта. Объем газа V_г, выделившийся из нефти, поступившей в емкость за время t₂-t₁, определяется выражением

Следовательно, дебит скважины за время t в сутках равен

по жидкости

по газу

Соответственно, газовый фактор продукции скважины Г_ж при условиях работы ГЗУ определяется выражением

При известной обводненности k при термобарических условиях работы ГЗУ газовый фактор нефти равен

Таким образом, отличия и преимущества предложенного способа от аналогов и прототипа состоят в том, что исключается необходимость в газожидкостном и газовом расходомерах, а расход газа определяется путем измерения дополнительно времени работы емкости с закрытыми отводами, прироста давления и свободного от жидкости объема емкости, подводящих линий коллектора до скважин или их забоя.

Рост давления начинается до закрытия газовой линии за счет уменьшения проходного сечения, что приводит к погрешности в измерении дебита газа. Величина погрешности зависит от дебита и газосодержания продукции, а также от установленного давления срабатывания сливного клапана на открытие. Указанный недостаток устраняется установкой на газовой линии клапана вместо заслонки 12. Клапан закрывается при достижении установленного уровня жидкости в сепараторе (емкости 5). Одновременно с закрытием клапана включается отчет времени работы ГЗУ при закрытом клапане. При достижении давления P₂ открываются клапаны для сброса жидкости и газа. Прекращается отчет времени работы ГЗУ при закрытом клапане. Отчет времени изменения дебита жидкости продолжается до закрытия сливного клапана 9. На малодебитном фонде скважин с низким газосодержанием измерение дебета следует начать при закрытых клапанах 9 и 12. Клапан 9 открывается при достижении давления Р₂ одновременно с открытием клапана 12 на газовой линии 7.

Предлагаемый способ является универсальным. Показаны хорошие результаты для пенистых нефтей и для скважин, в которых буферное давление больше линейного (различаются более чем на 2-3 атм).

Надежность измерения газового фактора существенно зависит от точности в определениях объема V₀. Для устранения неопределенности величины V₀ проводится калибровка его значения по известному значению газового фактора одной из скважин, подключенных к ГЗУ. Измерение газового фактора этой скважины осуществляют отбором и исследованием глубинных проб пластовой нефти или любым сертифицированным устройством (ДМ-4, АСМА и др.). С целью калибровки величины V₀ производятся все операции по измерению дебита скважин на АГЗУ предложенным способом, а величина V₀ определяется подстановкой известного значения газового фактора в выражения (2)-(7).