Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массового дебита нефти, а также газового фактора нефти с измерением остаточного количества растворенного газа в нефти в рабочих условиях измерений.

Измерение дебита нефти на скважинах производится в условиях частичного выделения свободного газа при снижении давления в стволе скважины или манифольдной линии. При этом в нефти еще остается определенное количество растворенного газа, которое нужно учитывать в расчетах газового фактора нефти.

Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения /Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97 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 в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти.

Известен способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин /патент RU №2439316 С2. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 10.01.2012/. Способ включает поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор и разделение в нем газа и нефти. Далее осуществляют последовательный отбор из сепаратора нефти и газа с замером их количества с помощью поплавка и переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. Переключение потоков нефти и газа осуществляется за счет повышения давления на каждую из сторон двустороннего поршня переключателя потока при запирании поплавком выходов нефти и газа из сепаратора в верхнем и нижнем концах вертикальной перфорированной трубы.

Недостаток способа состоит в том, что при повышении давления в сепараторе происходит сжатие газовой фазы и задержка срабатывания переключателя потока. Это, в свою очередь, приводит к значительной погрешности измерения времени налива и слива нефти, а также достоверности проводимых измерений.

Кроме того, применение данного способа для передвижного варианта установки измерения может занимать большой период времени в случае высокой вязкости добываемой продукции или малого количества свободного газа в жидкости, к примеру, высокой обводненности продукции или малом газовом факторе нефти.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды /Патент RU №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 20.01.2014/. Для измерения дебита жидкости производят заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производят закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку 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.

Однако применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Известны способ и устройство для измерения дебита нефти /Патент РФ №2236584. Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г. Опубл. 20.09.2004 г./. Он 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.

Существенным недостатком способа является его малая эффективность 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 значительно возрастает при малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа. При минимальном газосодержании продукции скважины, что наблюдается при обводненности скважин 95...99%, время цикла опорожнения сепаратора от жидкости может составить многие часы, что недопустимо для проведения замеров.

Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности является способ измерения продукции нефтяной скважины /Патент RU №2733954 С1. Заявл. 13.08.2019. Опубл. 08.10.2020. БИ №28/. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и гидростатическому перепаду давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части. Прекращение налива жидкости в емкость сепаратора производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления. Последующий слив жидкости из сепаратора производят с повышением давления в емкости сепаратора установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.

Недостаток способа, выбранного в качестве прототипа, состоит в невозможности измерения остаточного количества растворенного газа в нефти, заполняющей сепаратор при замерах.

Кроме того, для повышения давления газа в сепараторе для обеспечения слива жидкости при малом газосодержании поступающей продукции требуется достаточно много времени. Наименьшее содержание свободного газа в добываемой продукции скважины имеет место на старых истощенных залежах при высокой обводненности пластовой жидкости.

Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение измерения полного количества попутного газа, добываемого вместе с нефтью.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, согласно изобретению, перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через измерительную емкость с достижением в ней давления в напорной линии скважины и минимально заданного перепада гидростатического давления, после чего перекрывают слив жидкости из емкости и наполняют измерительную емкость продукцией с поддержанием в ней постоянного давления отводом из емкости дополнительного объема поступающего в нее газа и замером этого объема счетчиком, установленным после перепускного клапана, настроенного на давление в напорной линии скважины, а при достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают вентиль на байпасной линии перепускного клапана и продолжают отводить газ из емкости и измерять его объем до достижения в емкости атмосферного значения давления, причем газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа с вычетом объема жидкости, поступившей в емкость в период ее наполнения, к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения.

На фигуре представлена схема установки для реализации способа.

На входной линии 1 входа водогазонефтяной смеси (ВГНС) в измерительную емкость 2 установлены кран 3, электромагнитный клапан 4 и обратный клапан 5. На выходной линии 6 для водонефтяной смеси (ВНС) установлены кран 7 и электромагнитный клапан 8, а также обратный клапан 9. Газовая линия 10 через кран 11 сообщена с верхней частью датчика перепада давления 12. Нижняя часть датчика 12 сообщена с выходной линией 6 измерительной емкости 2. С обеих сторон обратного клапана 9 к линии 6 подведены приемная 13 и напорная 14 линии насоса 15 откачки. В нижнюю часть измерительной емкости 2 введена дренажная линия с краном 16. К газовой линии 10 через перепускной клапан 17 подключен счетчик 18 газа. На байпасной линии перепускного клапана 17 установлен вентиль 19.

На измерительной емкости 2 установлены датчик 20 давления и датчик 21 температуры. Для управления работой установка включает контроллер (на чертеже не показан) с программой переключения клапанов 4 и 8, а также программой вычисления массового дебита нефти и газового фактора нефти.

Способ осуществляется следующим образом. Установка через закрытые краны 3 и 7 подсоединяется к манифольдной линии скважины (на чертеже не показано). Электромагнитные клапаны 4 и 8, вентиль 19 при этом остаются закрытыми, а кран 11 открытым. Далее открывают краны 3 и 7, скважинное оборудование запускают в работу и производят открытие электромагнитных клапанов 4 и 8, что позволяет добываемой продукции скважины циркулировать через линию 1, измерительную емкость 2 и линию 6 в напорную линию (на чертеже не показан).

В период циркуляции в емкости 2 поднимется давление до значения давления в напорной линии скважины. Поступающий в емкость 2 свободный газ, скапливаясь в верхней части емкости, оттеснит уровень жидкости до уровня, соответствующего минимальному перепаду гидростатического давления. За минимальное значение принимается перепад, соответствующий нулевому значению.

Далее по заданной программе контроллер производит закрытие электромагнитного клапана 8 и начнется цикл наполнения емкости 2 продукцией скважины. При наполнении в емкости 2 должно подниматься давление за счет поступления продукции скважины со свободным газом. Однако давление в емкости 2 будет сохранять свое значение благодаря выпуску поступающего свободного газа через перепускной клапан 17 с одновременным измерением его объема счетчиком 18. Поэтому значение давления перепуска газа через клапан 17 устанавливают равным значению давления в напорной линии скважины.

По достижению в емкости 2 максимально заданного значения перепада гидростатического давления контроллер по программе перекроет электромагнитный клапан 4. Электромагнитный клапан 8 оставляют при этом перекрытым. В этот момент таймер контроллера зафиксирует время наполнения емкости 2 жидкостью.

Далее открытием вентиля 19 продолжают отводить газ из емкости 2 с измерением выходящего его объема и доводят давление в ней до атмосферного значения. При этом из емкости 2 будет отведен и измерен объем газа, включающий как свободный, так и остаточное количество растворенной части. Выходящий из емкости 2 газ за весь период измерений во избежание выбросов в атмосферу может, к примеру, откачиваться в напорную линию скважины компрессором (на чертеже не показан).

После этого включением насоса 15 откачивают жидкость из емкости 2 в напорную линию и установку отключают от скважины.

Обратный клапан 5 установлен для сохранения достигнутого давления в емкости 2 в цикле ее наполнения. Обратный клапан 9 установлен для направления потока жидкости, создаваемым насосом 15, в напорную линию скважины.

Программа вычисления массы нефти, вошедшей в емкость 2 при ее наполнении включает ввод в программу контроллера значений плотностей нефти и воды, а также обводненности продукции. Измеренный перепад гидростатического давления в совокупности с введенными данными, позволяют рассчитать массовый дебит нефти, вошедшей в измерительную емкость 2, а также ее газовый фактор, как отношение измеренного объема газа к массе этой нефти. При этом из общего объема газа, измеренного счетчиком 18, вычитают объем сжатого газа, равный объему жидкости, поступившей в емкость в цикле ее налива.

Этот объем сжатого газа в расчетах переводят в объем газа при нормальных условиях.

В расчетах массового дебита сырой нефти используется зафиксированное таймером контроллера время заполнения калиброванной части измерительной емкости 2 от минимального значения гидростатического перепада давления до его максимально установленного значения.

Для расчетов массового дебита нефти и его газового фактора вычисляют объем жидкости, вошедшей в измерительную емкость 2 при полном наполнении:

где:

ΔP_max, ΔP_min - соответственно максимально и минимально заданные значения гидростатического перепада давления, Па;

ρ_н, ρ_в - соответственно плотности нефти и воды, кг/м³;

В - обводненность жидкости, доли ед.;

D_ем - внутренний диаметр калиброванной части емкости, м;

g - ускорение силы тяжести, м/с²;

Далее программа рассчитывает массу нефти, вошедшей в емкость при полном наполнении:

Массовый дебит нефти рассчитывается так:

где:

Т - время наполнения емкости 2 жидкостью от значения ΔP_min до значения ΔP_max.

Расчет объема газа, приведенного к нормальным условиям, вытесненного из емкости объемом вошедшей жидкости:

где:

P_н - давление в напорной линии, Па;

P_а - значение атмосферного давления, Па.

Расчет газового фактора нефти производится по формуле:

где:

V_сч - общее количество газа, измеренное счетчиком и приведенное к нормальным условиям, м³.

Технико-экономическим преимуществом предложенного способа является простота и надежность его реализации, а также малые затраты времени на проводимые измерения.