Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА 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 (патент на РФ №2199662, Е21В 47/10, 29.05.2001), 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 (авт. свид. СССР №1553661, Е21В 47/10, 30.03.1990), 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;

- отсутствует непосредственный замер 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;

- отсутствуют средства 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.

Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ №2406823, Е21В 47/10, 14.09.2009), 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 их 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.

Известны способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2541991, Е21В 47/10, 18.02.2014). При этом способе из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют и 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. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. 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. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Недостатками аналога являются:

- отсутствие четкого разделения жидкой и газовой фазы измерения, так как существует возможность прохождения через газовый счетчик газожидкостной смеси;

- наличие погрешности в широком диапазоне измерения расхода жидкой и газовой фаз продукции при наличии разных расходомеров для жидкости и газа.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому являются способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство его осуществления (варианты) (патент РФ №2351757, Е21В 47/10, 05.09.2007). Устройство состоит из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан - жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное - гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты, отбор поочередно порций каждого компонента, затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей. По данным замеров производят определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи.

Недостатками ближайшего аналога являются:

- применение расходомеров жидкости и газа разного типа, что расширяет диапазон погрешности измерений;

- в процессе измерения расхода газа существует возможность прохождения и учета расходомером по газу капельной газожидкостной смеси;

- отсутствие калибровки показаний расходомеров по газу и жидкости между собой по погрешности их показаний в режиме их постоянной работы.

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

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин обеспечивается за счет того, что показания газового расходомера подтверждаются показаниями жидкостного расходомера, и на газовой линии устройство снабжено газовой заслонкой с фиксацией датчиками положения «открыто» и «закрыто», связанными с контроллером для раздельного определения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции, а рычажно-пружинный механизм, связывающий поплавок газосепаратора с газовой заслонкой на газовой линии, обеспечивает гарантированное положение газовой заслонки в режимах «открыто» и «закрыто».

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что по способу измерения дебита нефтяных скважин, включающему постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты, по которому сначала отделяют газовую фазу от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделяют жидкую фазу на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяют цикл измерения, включающий последовательно сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, согласно изобретению определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема V_о сепаратора, заданного фиксированными положениями датчиков заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа и дебита жидкости по счетчику жидкости, либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа, при этом дебит жидкости определяют по показаниям счетчика жидкости, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_о сепаратора:

V_о=Q_{дебит газа}⋅t_{вытеснения};

V_o=Q_{дебит жидкости}⋅t_{заполнения},

где:

V_o - фиксированный объем газосепаратора;

Q_{дебит газа} - дебит газа;

Q_{дебит жидкости} - дебит жидкости;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o газосепаратора.

Q_{дебит жидкости}=V_{счетчик жидкости}/(t_{заполнения}+t_{вытеснения}),

где:

V_{счетчик жидкости} - объем жидкости, измеренный счетчиком;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o сепаратора;

а дебит газа определяют по показаниям счетчика газа, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_o сепаратора:

Q_{дебит газа}=V_{счетчик газа}/(t_{заполнения}+t_{вытеснения}),

где:

V_{счетчик жидкости} - объем газа, измеренный счетчиком газа;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o сепаратора,

либо дебит газа определяют по дебиту жидкости с учетом времени заполнения, отнесенному ко времени вытеснения:

Q_{дебит газа}=Q_{дебит жидкости}⋅t_{заполнения}/t_{вытеснения},

где:

Р_{дебит жидкости} - дебит жидкости определяют по показаниям счетчика жидкости, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора,

либо дебит жидкости определяют по дебиту газа с учетом времени вытеснения, отнесенному ко времени заполнения:

Q_{дебит жидкости}=Q_{дебит газа}⋅t_{вытеснения}/t_{заполнения},

где:

Q_{дебит газа} - дебит газа по показаниям счетчика газа, отнесенным к сумме времени вытеснения и заполнения фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o газосепаратора.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с поплавком, связанным с газовой заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, связанные с контроллером жидкостный и газовый расходомеры, жидкостный и газовый регуляторы расхода, установленные на жидкостной, также сообщающей газосепаратор с общей линией, и газовых линиях с возможностью фиксации их в двух крайних положениях «открыто» и «закрыто», согласно изобретению на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом, фиксирующим положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» и «закрыто» фиксированного объема V_o газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.

Суть изобретения поясняется чертежами. На фиг. 1 изображена схема устройства с открытой газовой заслонкой. На фиг. 2 изображена схема устройства с закрытой газовой заслонкой;

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «устройство») содержит газосепаратор 1 с поплавком 2, взаимодействующий с газовой заслонкой 3 на газовой линии 4, соединенной с общей линией 5. На газовой линии 4 после газовой заслонки 3 последовательно установлены газовый расходомер 6, датчик давления 7, датчик температуры 8 и газовый регулятор расхода 9, а на жидкостной линии 10 на выходе из газосепаратора 1 установлен жидкостной расходомер 11 и за ним жидкостной регулятор расхода 12, соединенный с общей линией 5.

Установленные на газовой линии 4 газовый расходомер 6, датчик давления 7, датчик температуры 8 и газовый регулятор расхода 9, наряду с датчиком положения «открыто» 13 и датчиком положения «закрыто» 14 газовой заслонки 3, также как жидкостной расходомер 11 и жидкостной регулятор расхода 12 на жидкостной линии 10 связаны с контролером 15, а газовая заслонка 3 связана с поплавком 2 газосепаратора 1 рычажно-пружинным механизмом 16.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости и газ из газосепаратора 1 по мере его поступления через открытую газовую заслонку 3, газовую линию 4, газовый расходомер 6, датчики давления 7 и температуры 8, газовый регулятор расхода 9 попадают в общую линию 5.

По мере накопления жидкости в газосепараторе 1 и достижением поплавка 2 максимального уровня жидкости Н газовая заслонка 3 занимает положение «закрыто» под воздействием рычажно-пружинного механизма 16. Между газосепаратором 1 и общей линией 5 создается перепад давления. При этом с достижением перепада давления между газосепаратором 1 и общей линией 5 величины открытия жидкостного регулятора расхода 12, который открывается и начинается движение жидкости из газосепаратора 1 через жидкостный расходомер 11, жидкостный регулятор расхода 12 в общую линию 5 по жидкостной линии 10. Уровень жидкости в газосепараторе 1 падает и через время вытеснения (t_{вытеснения}) с достижением поплавка 2 уровня h газовая заслонка 3, связанная с поплавком 2, занимает положение «открыто» под воздействием рычажно-пружинного механизма 16. В результате газ из газосепаратора 1 через газовую заслонку 3, газовый расходомер 6, датчики давления 7 и температуры 8, газовый регулятор расхода 9 поступает в общую линию 5. При этом жидкостный регулятор расхода 12 закрывается и газосепаратор 1 заполняется жидкостью, а контроллер 15 начинает отсчет времени заполнения (t_{заполнения}) жидкостью фиксированного объема V_o газосепаратора 1 с момента получения сигнала от датчика 13 «открыто» открытого положения газовой заслонки 3 и заканчивается после заполнения фиксированного объема V_o газосепаратора 1 с достижением максимального уровня Н и получения сигнала от датчика 14 «закрыто» закрытого положения газовой заслонки 3, после чего начинается отсчет времени вытеснения газом жидкой фазы фиксированного объема V_o. С достижением минимального уровня h поплавком 2, связанным с рычажно-пружинным механизмом 16, произойдет закрытие газовой заслонки 3. С выдачей сигнала от датчика положения «открыто» 13 заканчивается время вытеснения (t_{вытеснения}) жидкой фазы фиксированного объема газосепаратора 1, газ поступает в общую линию 5 и газосепаратор 1 заполняется жидкостью.

Уровни жидкой фазы по отметкам Н и h определяют постоянный объем V измерения, создаваемый положениями поплавка 2 и соответственно положениями газовой заслонки 3 «открыто» - датчиком положения «открыто» 13 и «закрыто» - датчиком положения «закрыто» 14. Рычажно-пружинный механизм 16 обеспечивает гарантированное положение газовой заслонки 3 в режимах «открыто» и «закрыто».

Время процесса заполнения (t_{заполнения}) и время процесса вытеснения (t_{вытеснения}) газосепаратора 1 измеряют контроллером 15 по срабатыванию датчиков положения «открыто» 13 и датчиков положения «закрыто» 14 газовой заслонки 3 соответственно «открыто» и «закрыто». Через время заполнения (t_{заполнения}) уровень жидкости в газосепараторе 1 поднимается до максимального уровня Н. После чего цикл работы устройства повторяется. При этом дебит жидкости определяют по показаниям счетчика жидкости, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_o сепаратора:

V_o=Q_{дебит газа}⋅t_{вытеснения};

V_o=Q_{дебит жидкости}⋅t_{заполнения},

где:

V_o - фиксированный объем газосепаратора;

Q_{дебит газа} - дебит газа;

Q_{дебит жидкости} - дебит жидкости;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o газосепаратора.

Q_{дебит жидкости}=V_{счетчик жидкости}/(t_{заполнения}+t_{вытеснения})

где:

V_{счетчик жидкости} - объем жидкости, измеренный счетчиком;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o сепаратора,

а дебит газа определяют по показаниям счетчика газа, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_o сепаратора

Q_{дебит газа}=V_{счетчик газа}/(t_{заполнения}+t_{вытеснения)}),

где:

V_{счетчик жидкости} - объем газа, измеренный счетчиком газа;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o сепаратора,

либо дебит газа определяют по дебиту жидкости с учетом времени заполнения, отнесенному ко времени вытеснения.

Q_{дебит газа}=Q_{дебит жидкости}⋅V_{счетчик газа}/(t_{заполнения}+t_{вытеснения})

где:

Q_{дебит жидкости} - дебит жидкости определяют по показаниям счетчика жидкости, отнесенным к сумме времени вытеснения и времени заполнения фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o сепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора,

либо дебит жидкости определяют по дебиту газа с учетом времени вытеснения, отнесенному ко времени заполнения:

Q_{дебит жидкости}=Q_{дебит газа}⋅t_{вытеснения}/t_{заполнения}

где:

Q_{дебит газа} - дебит газа по показаниям счетчика газа, отнесенным к сумме времени вытеснения и заполнения фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{вытеснения} - время вытеснения жидкой фазы фиксированного объема V_o газосепаратора;

t_{заполнения} - время заполнения жидкой фазой фиксированного объема V_o газосепаратора.

Использование изобретения позволяет повысить точность и количество измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин и создать надежное устройство с выбором оптимального способа измерения с подбором оптимального состава средств измерения.

Заявляемое изобретение обеспечивает повышение точности измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции, а также повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.