Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU: патент на изобретение №2199662 С2, от 29.05.2001: E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан с подпружиненным штоком дискретного действия с магнитной фиксацией, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего. Способ подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных способа и устройства являются:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов, неопределенного объема, что не способствует качественной подготовке перед подачей в товарный парк;

- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;

- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.

Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;

- не стабилизируется величина давления газовой фазы;

- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;

- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому являются устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 C1, от 14.09.2009; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.

Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:

- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема;

- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.

Задачей изобретения является повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Техническим результатом заявляемого изобретения является исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что по способу измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающему подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, согласно изобретению, из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии, которая легче воды, с последующим накоплением, прошедшей через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды для последующей идентификации плотномером и измерением объемным расходомером, затем при накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа и под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников и с падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода, замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор, замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа, поддерживают давление среды в заданном интервале его значений, рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости в виде V_нэ>V_потока, V_{потока,}=Q/S, где:

V_нэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости;

V_потока - скорость потока жидкости или газа в трубопроводе гидрозатвора;

Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии, согласно изобретению, газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом и, при этом, разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода, и кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона, а между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Суть изобретения поясняется чертежом.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит (см. чертеж) газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3 и общим коллектором 4 основной газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и газовым регулятором расхода 9. Газосепаратор 1 в нижней части связан с общим коллектором 4 комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11, плотномером 12 через буферную емкость 13, соединенную с разделительной емкостью 14 газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. При этом разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные газовым трубопроводом 15, образуют прямой сифон 17 с гидрозатвором ГЗ-17 и оппозитный 18 - с гидрозатвором ГЗ-18, а соединенные жидкостным трубопроводом 16 - оппозитный сифон 19. Буферная емкость 13 связана с общим коллектором 4 измерительной линией 20, на которой установлены комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11. Кроме того, разделительная емкость 14 связана с основной газовой линией 5 газовым трубопроводом 21, а с газосепаратором 1 через вертикальный отстойник 22 и вертикальный трубопровод 23, трубопроводы 24, 25 и 26, которые соответственно образуют два прямых сифона 27 и 28 с гидрозатворами ГЗ-27 и ГЗ-28 и два оппозитных сифона 29 и 30 с гидрозатвором ГЗ-30. Между зоной вертикального отстойника 22 и вертикального трубопровода 23 в газосепараторе 1 установлены перегородки 31 для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник 22. Устройство включает также микропроцессор 32, связанный с датчиком давления 6, датчиком температуры 7, газовым расходомером 8, газовым регулятором расхода 9, комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11 и плотномером 12.

Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают через гидроциклон 3 в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости, легкие фракции которой перетекают через перегородки 31 и накапливаются в верхней части вертикального отстойника 22, а тяжелые фракции через вертикальный трубопровод 23 подают в нижнюю часть вертикального отстойника 22, в котором производят отстой, накопление и разделение по фракциям воды, эмульсии и нефти. Газ из газосепаратора 1 по мере его поступления и накопления, создания перепада давления, до момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 через газовые трубопроводы 5, 21, 15 и измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11 попадает в общий коллектор 4. По мере накопления жидкости в вертикальном отстойнике 22 происходит увеличение уровня и заполнение оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 отстоянной водой через соединительный трубопровод 25 до уровня Н гидрозатвора ГЗ-30, а прямой сифон 28 и гидрозатвор ГЗ-28 заполняется легкими фракциями - нефтью и эмульсией. С достижением уровня жидкости - воды эмульсии и нефти в вертикальном отстойнике 22 и прямом сифоне 27 до уровня H₁ в гидрозатворе ГЗ-27 отстоянной воды происходит перетекание отстоянной воды в оппозитный сифон 29, с дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 и постепенное заполнение разделительной емкости 14 с одновременным заполнением буферной емкости 13, соединенных газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. Разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные жидкостным трубопроводом 16, образуют оппозитный сифон 19, а газовый трубопровод 15 выполнен из прямого сифона 17 и оппозитного сифона 18 для раздельного перетекания компонентов нефтегазовой смеси в измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10, комбинированный регулятор расхода 11 и общий коллектор 4. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1, увеличением уровня жидкости в вертикальном отстойнике 22 и заполнением разделительной емкости 14 происходит перекрытие прохода газа через газовый трубопровод 21 в общий коллектор 4, что приводит к повышению давления в газосепараторе 1 по сравнению с общим коллектором 4.

Повышение давления в газосепараторе 1 передается на отстоянную продукцию в вертикальном отстойнике 22, и начинается подача жидкости, поднимается уровень отстоянной воды в газовом трубопроводе 21 до уровня Н₁, заполнение буферной емкости 13 с одновременным заполнением оппозитного сифона 18 и газового трубопровода 15, и при этом в прямом сифоне 17 газового трубопровода 15 образуется газовый затвор. С дальнейшим повышением перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 с достижением момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 происходит вытеснение отстоянной воды через комбинированный расходомер 10. Комбинированный регулятор расхода 11 работает с фиксацией положения «Открыто» - «Закрыто» и с жидкостью, и с газом. По мере вытеснения отстоянной воды в общий коллектор 4 происходит накопление легких фракций продукции нефтяной скважины - нефти и эмульсии в вертикальном отстойнике 22 и падение межфазного уровня между эмульсией и водой, заполнение прямого сифона 28 гидрозатвора ГЗ-28 легкими фракциями продукции нефтяной скважины - нефтью и эмульсией. С достижением межфазного уровня величины H2 гидрозатвора ГЗ-30 произойдет перетекание легких фракций из прямого сифона 28 через оппозитный сифон 30 в прямой сифон 27 и интенсивное перемещение отстоянной воды из вертикального отстойника 22 в прямой сифон 27. С одновременным движением отстоянной воды из оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 в соединительный трубопровод 25 и в вертикальный отстойник 22 произойдет смена отстоянной воды на легкие фракции в оппозитном сифоне 30 и прямом сифоне 27. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 в трубопроводе 21, разделительной емкости 14, жидкостном трубопроводе 16, буферной емкости 13 произойдет замещение отстоянной воды на легкие фракции - нефть и эмульсию - с одновременным прохождением через комбинированный расходомер 10 и регулятор расхода 11 в общий коллектор 4. Идентификация жидкости происходит в буферной емкости 13 через установленный в ней плотномер 12. Функционирование устройства по переключению подачи компонентов нефтегазовой смеси от газосепаратора 1 до общего коллектора 4 обеспечивают гидрозатворами ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30. При этом гидрозатворы ГЗ-17 и ГЗ-18 обеспечивают переключение подачи компонентов нефтегазовой смеси между разделительной емкостью 14 и буферной емкость 13, а ГЗ-27, ГЗ-28 и ГЗ-30 между вертикальным отстойником 22 и газовым трубопроводом 21. При поступлении жидкости с большим газовым фактором и невозможности быстрого удаления жидкости в общий коллектор 4 во избежание возникновения большого перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 газовый трубопровод 5 сообщен с общим коллектором 4 через газовый расходомер 8 и газовый регулятор расхода 9.

Пример конкретной реализации способа.

Микропроцессором 32 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, газового регулятора расхода 9, комбинированного расходомера 10, комбинированного регулятора расхода 11 и плотномера 12 вычисляют массовые дебиты:

газа М_гф.=Q_г.ф.∗p_г.ф.,

нефти М_H=Q_H∗p_н;

воды М_B=Q_B∗p_B;

эмульсии М_э=Q_э∗р_э, где

Q_г.ф. - объемный дебит газовой фазы по расходомеру;

Q_H - объемный дебит нефти Q_H=Q₃-(р_э-p_н)/(p_B-p_H)

Q_B - объемный дебит воды Q_B=Q₃-Q_H;

Q_э - объемный дебит эмульсии по расходомеру;

Р_г.ф. - плотность газовой фазы;

Р_H - плотность нефти;

р_B - плотность воды;

р_э - плотность эмульсии.

Плотность воды, эмульсии и нефти определяют плотномером 12.

Надежность работы устройства обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30, исходя из скорости потока жидкости или газа в гидрозатворе:

V_потока=Q/S и соотношения V_нэ>V_потока

где: Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора;

V_потока - скорость потока жидкости или газа в гидрозатворе.

V_нэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости:

Выдерживание указанных соотношений скоростей жидкости или газа в трубопроводах со скоростями всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости, которые должны быть больше, чем скорости потока в трубе, обеспечивает надежность работы устройства.

Заданный интервал давления рабочей среды в «Устройстве» при резком повышении его сверх допустимого уровня, например, при прорыве газового «пузыря» из скважин, поддерживает комбинированный регулятор расхода 11. При этом регулятором расхода 9 сбрасывают излишки газовой фазы в общий коллектор 4, с помощью датчиков давления 6 и температуры 7, микропроцессора 32 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ раздельного по компонентам измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Итак, заявляемое изобретение позволяет получить исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.