Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В СИСТЕМАХ ГЕРМЕТИЗИРОВАННОГО СБОРА

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ учета продукции нефтяных скважин, согласно которому определяют время наполнения измерительной емкости фиксированного объема частично отсепарированной продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определяют гидростатическое давление при известной высоте столба жидкости, избыточное давление, температуру, скорость вытеснения содержимого емкости после закрытия газовой линии и открытия сливной жидкостной линии на коллектор и производят расчет производительности по жидкости, нефти, воде и газу на основе полученных данных, а также известных плотностей пластовой воды и нефти, содержащихся в продукции скважины [1].

Недостатками известного способа являются:

- низкая точность и нестабильность измерений при повышенном пенообразовании и высоких дебитах скважин;

- очень жесткие требования к качеству сепарации;

- большая материалоемкость устройства, обусловленная необходимостью иметь очень мощный сепаратор.

Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема наполняют продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния оседания пены и полного отсутствия пузырькового газа, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу [2].

К недостаткам известного способа и устройства относится значительная длительность цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин.

Задачей предлагаемого технического решения является уменьшение длительности цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин.

Для достижения поставленного технического результата в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, включающем заполнение измерительной емкости калиброванного объема продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, прекращение поступления продукции скважины в измерительную емкость по истечении назначенного времени, выдерживание продукции скважины, содержащуюся в измерительной емкости, до состояния оседания пены и полного отсутствия пузырьков газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления и температуры и расчет дебита по жидкости, нефти и воде, возобновление поступления продукции скважины в измерительную емкость с одновременным закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор, определение скорости опорожнения измерительной емкости и избыточного давления и расчет дебита по газу, согласно изобретению для определения водосодержания продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния оседания пены и полного отсутствия пузырькового газа только в двух процентах измерений от их общего количества, а остальные замеры по определению дебита производят после стабильных показаний уровнемером высоты поверхности раздела фаз «жидкость - газ» или при возможности определения высоты поверхности раздела фаз «жидкость - газ» - без выдерживания.

Предлагаемый способ позволяет существенно уменьшить длительность цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин без ущерба для качества измерений, поскольку массу жидкости, содержащейся в измерительной емкости, можно определить и без глубокого отстоя (выдерживания) - лишь бы уровнемер "ухватил" поверхность раздела фаз "жидкость - газ", а водосодержание, для корректности измерения которого и необходим глубокий отстой, не требует частых проверок, поскольку в процессе эксплуатации скважины меняется медленно.

Способ реализуется следующим образом.

При определении дебита продукции нефтяных скважин гидростатическим способом выдерживание продукции скважины до состояния оседания пены и полного отсутствия пузырькового газа (глубокий отстой) производится лишь на небольшой части замеров, например одном из пятидесяти. При этом о завершении отстоя судят по окончанию изменения показаний уровнемера.

Все остальные измерения дебита продукции нефтяных скважин производят сразу после того, как уровнемер стал стабильно показывать высоту поверхности раздела фаз жидкость - газ.

Глубокий отстой на разных месторождениях может продолжаться от нескольких минут до многих часов. Использование предложенного технического решения позволит существенно уменьшить длительность среднего цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин и снизить методическую погрешность, обусловленную прерывистостью (не непрерывностью) процесса измерения.

Источники информации

1. RU 22179 U1, Кл. Е21В 47/00, 10.03.2002.

2. RU 2220282 C1, Кл. Е21В 47/10, 27.12.2003.