RU132837U1 - Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин - Google Patents

Abstract

1. Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин, содержащая фильтр грубой очистки, измеритель количества газожидкостной смеси, двухфазный сепаратор, влагомер, датчики температуры и давления и контроллер, отличающаяся тем, что на входе в установку установлен фильтр грубой очистки, к выходу которого подключен вход измерителя количества газожидкостной смеси, к выходу которого подключен вход двухфазного сепаратора, к выходу газового канала которого подключен трубопровод газовой линии, присоединенный к выходному коллектору, к выходу жидкостного канала двухфазного сепаратора присоединен трубопровод жидкостной линии, в котором установлены влагомер и датчики температуры и давления, выход которого присоединен к выходному коллектору, при этом массовый расходомер, влагомер и датчики температуры и давления электрически подключены к контроллеру.2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что измеритель количества газожидкостной смеси представляет собой массовый расходомер кориолисова типа.3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью ввода по интерфейсу данных о величине плотностей обезвоженной нефти, пластовой воды и свободного газа, полученных лабораторным методом.4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью определения объемных и массовых параметров многофазной смеси продукции нефтяной скважины по следующим формулам:- значение доли свободного газа в многофазной смеси,где ρ- плотность обезвоженной нефти;ρ- плотность пластовой воды;ρ- плотность многофазной смеси;W(t) - мгновенное значение объемной доли воды,- объемный р

Description

Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована в нефтедобывающей промышленности для определения количества нефти, воды и газа в продукции нефтяных скважин.

На практике для учета количества добываемой нефти широко используются установки, которые обеспечивают замер продукции скважины, используя двухфазный сепаратор для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. При этом разделенные составляющие продукции скважины измеряются различными по конструкции измерителями количества, как объемными так и массовыми, а недостающие параметры продукции для достоверного учета получают из лабораторного анализа отобранных проб.

Известна сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин (патент на полезную модель RU 35824 U1, приоритет от 24.10.2003 г., МПК Е21В 43/34), содержащая многоходовый переключатель скважин, первичный сепаратор, сепарационную емкость, трубопровод для подачи жидкости в первичный сепаратор, трубопровод газовой линии, газовая заслонка, трубопровод жидкостной линии, массовый жидкостной расходомер, пробоотборник, расходный клапан, удаленный компьютер, блок двухфазной расходометрии, блок вторичной электроники с микропроцесс-сором и поплавок. Обводненность продукции вычисляются по специальному алгоритму на удаленном компьютере по данным значений расхода протекающей жидкости.

Известна установка для измерения продукции нефтедобывающих скважин, (патент на изобретение RU2270981 С2, приоритет от 18.10.2000 г., МПК G01F 15/08, G01F 1/74, G01F 1/84, E21В 47/10), содержащая переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с циклонным сепаратором, газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно нефтяного газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер, а на жидкостной линии массовый расходомер кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной смеси, а также влагомер для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной смеси. Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки измеренных данных и вычисления количества нефтяного газа, массового расхода нефти и ее обводненности.

Недостатком этих установок является громозкость, низкая надежность и недостаточная достоверность результатов измерения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемой является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент на изобретение №RU 2125651, приоритет от 16.06.1997 г., МПК Е21В 47/10), при котором происходит измерение дебита газожидкостной смеси (ГЖС) и последующее разделение в двухфазном сепараторе трехфазной смеси на жидкость и газ. После сепарации измеряется дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости. Для реализации заявленного способа конструкция установки состоит из первого счетчика, который регистрирует дебит ГЖС, двухфазного сепаратора, в котором происходит разделение ГЖС на газовую и жидкостную составляющие и имеется регулятор уровня жидкости поплавкового типа и заслонкой. Выделившийся газ поступает через газовый трубопровод в сборный коллектор. Уровень жидкости в накопителе регулируется поплавковым регулятором и заслонкой, установленной на газовом трубопроводе в месте присоединения к сборному коллектору.

Недостатком этого способа является недостаточная надежность конструкции установки, а также недостаточная точность определения параметров обводненной продукции скважины.

Задача, на решение которой направлено заявленная полезная модель, состоит в устранении указанных недостатков и создании установки для измерения продукции нефтянных скважин, обеспечивающего возможность точного определения количественных характеристик расхода нефти, нефтяного газа и пластовой воды на объектах нефтедобычи в режиме реального времени.

Установка в режиме реального времени проводит измерение следующих параметров нефти, воды и свободного газа, составляющих продукцию скважины:

- массовый и объемный расход,

- суммарное значение объема за любой период времени,

- суммарное значение массы за любой период времени.

Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин, включает в себя входной трубопровод, фильтр грубой очистки, массовый расходомер кориолисового типа, двухфазный сепаратор, выполненный, например, по патенту №RU 116487, приоритет от 31.10.2011 г., МПК С02F 1/20, В01D 19/00, трубопровод газовой линии, трубопровод жидкостной линии с установленными в нем влагомером, измерителями температуры и давления и вычислительный контроллер.

На фиг.1 представлена схема установки, содержащая фильтр грубой очистки 1, массовый расходомер 2, двухфазный сепаратор 3, трубопровод газовой линии 4, трубопровод жидкостной линии 5, влагомер 6, датчики температуры 7 и избыточного давления 8, контроллер 9.

Фильтр грубой 1 очистки предназначен для очистки продукции скважины от механических примесей, а также в целях перемешивания потока многофазной среды.

Массовый расходомер кориолисового типа 2 осуществляет следующие измерения:

- мгновенного значения плотности многофазной среды ρ_см(t),

- мгновенного значения массового расхода многофазной среды Qм_см (t),

- мгновенного значения объемного расхода многофазной среды Q_см (t)?

- массы многофазной среды за период времени М_см,

- объема многофазной среды за период времени V_см,

Двухфазный сепаратор 3 производит разделение продукции скважины на газовую и жидкостную составляющие, вывод свободного нефтяного газа в трубопровод газовой линии, а жидкости, в виде смеси нефти и пластовой воды, в трубопровод жидкостной линии.

Поточный влагомер 6 производит измерения объемной доли воды W смеси нефти и пластовой воды в трубопроводе жидкостной линии.

Датчики температуры 7 и давления 8 производят измерения температуры и избыточного давления водонефтяной смеси на выходе влагомера с целью определения условий реальной обстановки для пересчета значений плотности нефти, газа и воды, полученных лабораторным методом.

Контроллер 9 производит расчеты, обеспечивающие измерения параметров нефти, воды и газа в режиме реального времени с требуемой точностью.

Следующие параметры составляющих многофазной смеси, ввиду их практического постоянства для продукции данной скважины, определяются из отобранной пробы стандартизированными методами:

- плотность обезвоженной нефти ρ_н;

- плотность пластовой воды ρ_в;

- плотность нефтяного газа ρ_г.

Значения этих параметров периодически вводятся в контроллер с удаленного рабочего места по интерфейсу.

Известно, что мгновенное значение плотности многофазной смеси ρ_см(t) определяется следующим выражением:

где:

ρ_н - плотность обезвоженной нефти, определенная лабораторным стандартизированным способом;

ρ_в - плотность пластовой воды, определенная лабораторным стандартизированным способом;

ρ_г - плотность нефтяного газа, определенная лабораторным стандартизированным способом;

W(t) - мгновенное значение объемной доли воды, измеренное влагомером;

g_f(t) - мгновенное значение объемной доли свободного газа.

В формуле (1) можно пренебречь членом ρ_гg_f(t) вследствие значительного различия в плотностях газа и жидкости. Тогда после преобразования, получаем выражение мгновенного значения доли свободного газа g_f(t) в жидкости:

С учетом того, что установка автоматически измеряет мгновенные значения плотности ρ_см(t) и объемного расхода Q_см(t) многофазной смеси и объемную долю воды в разгазированной смеси нефти и воды а периодически из отобранных проб в лаборатории определяются плотности обезвоженной нефти ρ_н, пластовой воды ρ_в и нефтяного газа ρ_г, то порядок расчета параметров газожидкостной смеси, выполняемый контроллером 10 установки должен быть следующим:

1. Мгновенное значение доли свободного газа в многофазной смеси определяется выражением:

2. Мгновенное значение объемного расхода газа Q_г(() определяется выражением

где: Q_см(t) - мгновенный объемный расход многофазной смеси, измеренный массовым расходомером установки.

3. Суммарный объем свободного газа V_г, за период времени Δt определяется выражением:

4. Суммарное значение массы свободного газа за период времени Аt определяется выражением:

где: ρ_г - плотность нефтяного газа, определенная лабораторным методом.

5. Мгновенное значение объемного расхода смеси нефти и воды на выходе сепаратора Q_н+в(t) определяется выражением:

6. Мгновенное значение объемного расхода воды в смеси нефти и воды Q_в(t) определяется выражением:

где: W(t) - мгновенное значение объемной доли воды, измеренная влагомером.

7. Суммарный объем воды V_в за период времени Δt определяется выражением:

8. Суммарное значение массы воды М_в за период Δt определяется выражением:

где: ρ_в - плотность нефтяного газа, определенная лабораторным методом.

9. Мгновенное значение объемного расхода нефти на выходе сепаратора Q_н(t) определяется выражением:

где: W(t) - мгновенное значение объемной доли воды, измеренной влагомером.

10. Суммарный объем нефти V_н за период временив определяется выражением:

11. Суммарное значение массы нефти M_н за период времени Δt определяется выражением:

Claims (4)

1. Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин, содержащая фильтр грубой очистки, измеритель количества газожидкостной смеси, двухфазный сепаратор, влагомер, датчики температуры и давления и контроллер, отличающаяся тем, что на входе в установку установлен фильтр грубой очистки, к выходу которого подключен вход измерителя количества газожидкостной смеси, к выходу которого подключен вход двухфазного сепаратора, к выходу газового канала которого подключен трубопровод газовой линии, присоединенный к выходному коллектору, к выходу жидкостного канала двухфазного сепаратора присоединен трубопровод жидкостной линии, в котором установлены влагомер и датчики температуры и давления, выход которого присоединен к выходному коллектору, при этом массовый расходомер, влагомер и датчики температуры и давления электрически подключены к контроллеру.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что измеритель количества газожидкостной смеси представляет собой массовый расходомер кориолисова типа.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью ввода по интерфейсу данных о величине плотностей обезвоженной нефти, пластовой воды и свободного газа, полученных лабораторным методом.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что контроллер выполнен с возможностью определения объемных и массовых параметров многофазной смеси продукции нефтяной скважины по следующим формулам:

- значение доли свободного газа в многофазной смеси

$$g_f\left(t\right)=\frac{{\rho }_{н}+\left({\rho }_{в}+{\rho }_{н}\right)W\left(t\right)}{{\rho }_{см}\left(t\right)}-1$$

,

где ρ_н - плотность обезвоженной нефти;

ρ_в - плотность пластовой воды;

ρ_см - плотность многофазной смеси;

W(t) - мгновенное значение объемной доли воды,

- объемный расход свободного газа

Q_г(t)=Q_см(t)g_f(t),

где Q_см(t) - объемный расход многофазной смеси,

- суммарный объем свободного газа за период времени

$$V_{г}={\displaystyle \sum _{\Delta t}{Q}_{см}\left(t\right)g_f\left(t\right)\Delta t}$$

,

- суммарное значение массы свободного газа за период времени

M_г=V_гρ_г ,

где ρ_г - плотность свободного газа,

- объемный расход воды смеси

Q_в(t)={Q_см(t)-Q_г(t)}W(t),

- суммарный объем воды за период времени

$$V_{в}={\displaystyle \sum _{\Delta t}{Q}_{в}\left(t\right)\Delta t}$$

,

- суммарное значение массы воды в смеси за период

M_в=V_вρ_в ,

- объемный расход нефти в смеси

Q_н(t)={Q_см(t)-Q_г(t)}W(t),

- суммарный объем нефти за период времени

$$V_{н}={\displaystyle \sum _{\Delta t}{Q}_{н}\left(t\right)\Delta t}$$

,

- суммарное значение массы нефти за период времени

M_н=V_нρ_н.

Images