RU2299321C2 - Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems - Google Patents
Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems Download PDFInfo
- Publication number
- RU2299321C2 RU2299321C2 RU2005101862/03A RU2005101862A RU2299321C2 RU 2299321 C2 RU2299321 C2 RU 2299321C2 RU 2005101862/03 A RU2005101862/03 A RU 2005101862/03A RU 2005101862 A RU2005101862 A RU 2005101862A RU 2299321 C2 RU2299321 C2 RU 2299321C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- liquid
- well
- gas
- tank
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.The invention relates to oil production and can be used for operational accounting of production rates of oil and gas condensate wells in pressurized collection systems.
Известен способ учета продукции нефтяных скважин [1], согласно которому наполняют калиброванный объем измерительной емкости несепарированной продукцией скважины при открытой газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определяют время наполнения, нагревают содержимое измерительной емкости, вводят в него химреагенты и выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, а потом производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины. Производительность по газу определяют при помощи газового счетчика, расположенного на газовой линии, идущей на факел. После окончания цикла замера отсепарированную жидкость перекачивают в коллектор специальным насосом.A known method of accounting for oil production [1], according to which the calibrated volume of the measuring tank is filled with unseparated well products with open gas and closed drain liquid lines, the filling time is determined, the contents of the measuring tank are heated, chemicals are introduced into it and kept to the state of complete absence of bubble gas and foam subsidence, then measure the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature, and then calculate the performance of the liquid , oil and water based on the data and known densities of oil and produced water contained in the production of the well. Gas performance is determined using a gas meter located on the gas line going to the torch. After the end of the measurement cycle, the separated liquid is pumped into the collector with a special pump.
Известно устройство [1] в виде передвижной установки для неавтоматизированного осуществления указанного способа, содержащее обвязанную трубопроводной арматурой калиброванную измерительную емкость, оснащенную датчиком уровня, насосом откачки отсепарированной жидкости в коллектор, датчиками гидростатического и избыточного давлений, термометром и визуальным уровнемером, а также газовый счетчик на газовой линии и таймер, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно, а измерительная емкость выполнена с возможностью подогрева и оснащена устройством дозирования химреагентов.A device [1] is known in the form of a mobile installation for the automated implementation of the specified method, containing a calibrated measuring tank tied with pipe fittings, equipped with a level sensor, a pump for pumping the separated liquid into the collector, hydrostatic and gauge pressure sensors, a thermometer and a visual level gauge, as well as a gas meter for a gas line and a timer, while the pipe fittings are configured to switch the flow from the inlet from the well to the collector and nuclear, and the measuring capacity is made with the possibility of heating and is equipped with a device for dispensing chemicals.
Недостатками этого решения (способа и устройства) являются значительные затраты средств и времени, связанные с необходимостью нагрева и обработки химреагентами всего содержимого измерительной емкости, необходимость подготовки газа для работы газового счетчика при измерении производительности по газу, а также низкая точность измерения на скважинах с высоким газовым фактором, обусловленная невозможностью достоверно определять момент завершения наполнения измерительной емкости несепарированной продукцией скважины, и вызванный этим неконтролируемый унос капельной жидкости в газовую линию.The disadvantages of this solution (method and device) are the significant cost and time associated with the need to heat and treat chemicals with the entire contents of the measuring container, the need to prepare gas for the gas meter to measure gas productivity, and low measurement accuracy in high gas wells a factor due to the inability to reliably determine the moment of completion of filling of the measuring tank with unseparated well products, and caused by this uncontrolled entrainment of a dropping liquid into a gas line.
Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора [2], заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной 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, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, 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.The closest technical solution is a method for measuring the production rate of oil wells in pressurized gathering systems [2], which consists in the fact that the measuring capacity of the calibrated volume after purging with the well products is filled with partially separated well products for a predetermined time taking into account the maximum productivity of the device when open at collector of gas and closed drain liquid lines, after the specified time, the flow of well products they stop flowing into the measuring tank, partially separated well products contained in the measuring tank are kept to the state of complete absence of bubble gas and foam settling, then the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature are measured, and the productivity of liquid, oil and water is calculated based on the data obtained and known densities of oil and produced water contained in the production of the well, and then simultaneously with the closure of the gas and the opening of the liquid lines to the reservoir in zobnovlyayut intake wells in production capacity measuring and determining the speed of emptying the measuring container and overpressure, shall calculate performance on gas.
На этом принципе основана работа устройства [2] в виде модуля железнодорожного габарита, которое содержит обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно.This principle is based on the operation of the device [2] in the form of a railway gauge module, which contains a horizontal gas separator tied with pipe fittings and a vertical calibrated measuring tank with a level gauge configured to monitor any liquid level, hydrostatic and gauge pressure sensors and a thermometer, as well as a timer and a flow switch connecting the gas lines of the separator and the measuring tank, the collector and the drain liquid line of the measuring tank, when The volume of pipe fittings is configured to switch the flow from the inlet from the well to the manifold and vice versa.
К недостаткам известного способа и устройства относятся: значительная длительность цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин; отсутствие учета жидкости, оставшейся после продувки измерительной емкости продукцией скважины; невозможность производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств; невозможность проводить прямое измерение обводненности; непредставительность содержимого измерительной емкости и некорректность замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности); значительная материалоемкость устройства.The disadvantages of the known method and device include: a significant length of the measurement cycle with large foaming and high flow rates of wells; the lack of accounting for the liquid remaining after purging the measuring capacity with the production of the well; the inability to perform preventive flushing of the measuring capacity without the involvement of special technical means; the inability to conduct a direct measurement of water cut; the representativeness of the contents of the measuring tank and the incorrectness of measurements in cases of stratification of well production in the measuring tank into water and oil during its filling (for example, at low flow rates and high water cuts); significant material consumption of the device.
Задачами предлагаемого технического решения являются: повышение точности и стабильности измерений за счет обеспечения нечувствительности к пенообразованию, учета жидкости, оставшейся после продувки измерительной емкости продукцией скважины, обеспечения представительности содержимого измерительной емкости и корректности замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности), обеспечения возможности проводить прямое измерение обводненности, сокращения длительности цикла измерения, создания возможности производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств, а также снижение материалоемкости устройства.The objectives of the proposed technical solution are: improving the accuracy and stability of measurements by ensuring insensitivity to foaming, taking into account the liquid remaining after purging the measuring tank with well products, ensuring representativeness of the contents of the measuring tank and correct measurements in cases of stratification of the well products in the measuring tank into water and oil in the period of its filling (for example, at low flow rates and high water cut), providing the ability to conduct a direct measurement the reduction of water cut, reducing the length of the measurement cycle, creating the ability to prophylactically flush the measuring capacity without involving special technical means, as well as reducing the material consumption of the device.
Предложен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной 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, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, 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, согласно изобретению, продукцию скважины, находящуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, при этом при расчете производительности учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, определив эту величину, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерив ее для каждой скважины после одновременного прекращения подачи продукции скважины в сепаратор и слива ее из измерительной емкости.A method is proposed for measuring the production rate of oil wells in pressurized-gathering systems, namely, that the measuring capacity of a calibrated volume after purging with well products is filled with partially separated well products for a predetermined time taking into account the maximum productivity of the device when the gas and closed drain lines are open to the collector , after the appointed time, the flow of well products into the measuring tank is stopped, cha The well-separated well production contained in the measuring vessel is kept to a state of complete absence of bubble gas and foam settling, then the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature are measured, the productivity of liquid, oil and water is calculated, and then simultaneously with the gas closing and opening liquid lines to the collector resume the flow of well products into the measuring tank and, having determined the rate of emptying of the measuring tank and overpressure, p the gas production is calculated according to the invention, the well products located in the tank of the measuring device’s level gauge are treated with chemicals and heated, while the production calculation takes into account the amount of liquid that remains in the separator-measuring tank system after it is purged with the production of the well before the beginning of the measurement procedure, determining this value, for example, by interpolation from several basic values obtained during the design and testing of the measurement device, or by measuring it for each well after simultaneously stopping the supply of well products to the separator and draining it from the measuring tank.
Жидкость, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, и затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя либо известные плотности воды или нефти, либо измеренную в резервуаре уровнемера измерительной емкости плотность воды и плотность нефти, рассчитанную по измеренным значениям плотности жидкости, воды и объемной обводненности.The liquid contained in the tank of the measuring tank of the measuring vessel is kept to the state of separation into oil and water, and then, based on the relative position of the liquid-gas and water-oil separation lines, the volumetric water cut value is judged, and the water-oil mass ratio is determined using either known densities water or oil, or the density of water and the density of oil, measured in the reservoir of the gauge of the measuring capacity, calculated from the measured values of the density of the liquid, water and volumetric water cut.
В случаях, когда первый замер показывает дебит по жидкости, существенно меньший максимальной производительности устройства, то для последующих замеров на этой скважине время наполнения измерительной емкости увеличивают, например, настолько, насколько значение дебита по жидкости, полученное в первом замере, меньше максимальной производительности устройства.In cases where the first measurement shows a fluid flow rate significantly lower than the maximum productivity of the device, for subsequent measurements on this well, the filling time of the measuring tank is increased, for example, as much as the fluid flow rate obtained in the first measurement is less than the maximum productivity of the device.
Предложено устройство в виде модуля железнодорожного габарита для осуществления указанного способа, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с размещенным в сообщающемся с измерительной емкостью резервуаре уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно, согласно изобретению, оно оснащено дозатором подачи химреагентов в резервуар уровнемера и системой подогрева содержимого резервуара уровнемера.A device is proposed in the form of a railway gauge module for implementing the indicated method, comprising a horizontal gas separator tied with pipe fittings and a vertical calibrated measuring tank with a level meter connected to the measuring tank and configured to monitor any liquid level with hydrostatic and gauge pressure sensors and a thermometer, as well as a timer and a flow switch connecting the gas lines of the separator and the measuring e bone collector and liquid drain line of the measuring vessel, wherein the pipe fitting is arranged to switch the flow from the inlet to the well to the collector and back, according to the invention, it is provided with a dispenser feeding chemicals into the tank gauge and heating system tank contents gauge.
Устройство оснащено системой приоритетного минимума подачи, состоящей, например, из расположенной в измерительной емкости вертикальной трубы с воронкой, и размещенных на нижнем сепарационном лотке газового сепаратора патрубка отбора потока и барьера, выполненных с возможностью при любых дебитах обеспечивать гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера, при этом элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается, например, через барьер и воронку и движется согласно общей схеме сепарации.The device is equipped with a system of priority minimum flow, consisting, for example, of a vertical pipe with a funnel located in the measuring tank and a flow and barrier branch pipe located on the lower separation tray of the gas separator, which are configured to ensure a guaranteed flow of a certain amount of well production to the bottom at any production rate measuring capacity in the zone where the flow of well production into the level gauge tank takes place, while the elements of the system of priority minimum cottages have a calculated limited throughput and are organized so that the excess flow overflows, for example, through a barrier and funnel and moves according to the general separation scheme.
Уровнемер выполнен с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть.The level gauge is configured to determine the position of the liquid-gas and water-oil interface lines.
Резервуар уровнемера в нижней части снабжен датчиком перепада давления для измерения плотности воды, выделившейся из продукции скважины после отстоя, нагрева и обработки ее химреагентами.The tank of the level gauge in the lower part is equipped with a differential pressure sensor for measuring the density of water released from the production of the well after sludge, heating and processing of its chemicals.
Устройство выполнено в виде полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", газовый сепаратор и измерительная емкость сориентированы в одной продольной вертикальной плоскости по центру модуля, а газовый сепаратор размещен на балках, опирающихся на силовые элементы, интегрированные в каркас модуля.The device is made in the form of a full-profile module of the railway dimension of the "sarcophagus" type, the gas separator and the measuring capacitance are oriented in one longitudinal vertical plane in the center of the module, and the gas separator is placed on the beams resting on the power elements integrated into the module frame.
На линии, соединяющей измерительную емкость и нижний патрубок резервуара уровнемера, установлен насос, который в неработающем состоянии не препятствует перетоку жидкости, например вибрационный или центробежный.On the line connecting the measuring capacitance and the lower pipe of the tank of the level gauge, a pump is installed, which in the idle state does not interfere with the flow of liquid, for example, vibration or centrifugal.
Нагрев содержимого не всей измерительной емкости, а только резервуара ее уровнемера, введение в него химреагентов для ускоренной дегазации и расслоения дегазированной продукции скважины на нефть и воду, и определение положения линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть позволяет: значительно сократить длительность измерений при большом пенообразовании, стойких эмульсиях и высоких дебитах скважин; снизить требования к качеству сепарации и материалоемкость устройства; проводить прямое измерение обводненности; а также существенно уменьшить технологические издержки.Heating the contents of not the entire measuring capacitance, but only the tank of its level gauge, introducing chemicals into it for accelerated degassing and stratification of the degassed well products into oil and water, and determining the position of the liquid-gas and water-oil separation lines allows you to: significantly reduce the measurement duration when large foaming, persistent emulsions and high flow rates of wells; reduce the requirements for the quality of separation and material consumption of the device; conduct a direct measurement of water cut; as well as significantly reduce technological costs.
Учет при расчете производительности (по жидкости, воды и нефти) того количества жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, определяемого, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерением на каждой скважине после одновременного прекращения подачи продукции скважины в сепаратор и слива ее из измерительной емкости способствует повышению достоверности расчетов.When calculating the productivity (in terms of liquid, water and oil) of the amount of liquid that remains in the separator - measuring capacity system after it is "purged" with well products before the start of the measurement procedure, determined, for example, by interpolation using several basic values obtained during design and testing a measuring device, or measuring at each well after simultaneously stopping the flow of well products to the separator and draining it from the measuring tank, helps to increase Auvergne calculations.
Увеличение времени наполнения измерительной емкости для последующих замеров на одной скважине в случаях, когда первый замер показывает дебит по жидкости существенно меньший максимальной производительности устройства, например, настолько, насколько значение дебита по жидкости, полученное в первом замере, меньше максимальной производительности устройства, позволяет полнее использовать возможности устройства и повысить точность измерений.The increase in the filling time of the measuring capacity for subsequent measurements at one well in cases where the first measurement shows a fluid flow rate significantly less than the maximum productivity of the device, for example, so much as the fluid flow rate obtained in the first measurement is less than the maximum productivity of the device, allows you to more fully use device capabilities and improve measurement accuracy.
Наличие системы приоритетного минимума подачи предотвращает расслоение продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения и, следовательно, обеспечивает представительность содержимого резервуара уровнемера, где происходят все измерения и который наполняется через патрубок, расположенный на дне измерительной емкости.The presence of a system of priority minimum supply prevents the stratification of well production in the measuring tank into water and oil during its filling and, therefore, ensures the representativeness of the contents of the level gauge tank where all measurements take place and which is filled through a pipe located at the bottom of the measuring tank.
Снабжение резервуара уровнемера датчиком перепада давления, расположенным в его нижней части, дает возможность прямо измерять плотность воды, выделившейся из продукции скважины после ее нагрева, обработки химреагентами и отстоя, и повысить точность измерений для скважин с большой обводненностью.Providing the level gauge tank with a differential pressure sensor located in its lower part makes it possible to directly measure the density of water released from the well’s products after heating, chemical treatment and sludge, and to increase the measurement accuracy for wells with large water cuts.
Выполнение устройства в виде полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", ориентация газового сепаратора и измерительной емкости по центру модуля в одной продольной вертикальной плоскости, размещение газового сепаратора на балках, опирающихся на силовые элементы, интегрированные в каркас модуля, позволяет рационально использовать пространство, повысить ремонтопригодность, уменьшить занимаемую площадь и снизить материалоемкость.The implementation of the device in the form of a full-profile module of the railway gauge of the "sarcophagus" type, the orientation of the gas separator and the measuring tank in the center of the module in one longitudinal vertical plane, the placement of the gas separator on the beams based on the power elements integrated into the module frame allows rational use of space, increase maintainability, reduce footprint and reduce material consumption.
Установка на линии, соединяющей измерительную емкость и нижний патрубок резервуара уровнемера, насоса, который в неработающем состоянии не препятствует перетоку жидкости, например вибрационного или центробежного, дает возможность производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств. Кроме того, в случае особо активного расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при очень малых дебитах и очень большой обводненности) работа насоса поможет обеспечить представительность содержимого измерительной емкости и корректность замеров.The installation on the line connecting the measuring tank and the lower pipe of the tank of the level gauge, the pump, which in the idle state does not impede the flow of liquid, such as vibrating or centrifugal, makes it possible to carry out preventive flushing of the measuring tank without using special technical means. In addition, in the case of particularly active stratification of well production in the measuring tank into water and oil during its filling (for example, at very low flow rates and very large water cuts), the pump will help ensure representativeness of the contents of the measuring tank and correct measurements.
На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ; на фиг.2 - поперечное сечение помещения модуля железнодорожного габарита, в котором размещены компоненты устройства; на фиг.3 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора.Figure 1 shows a diagram of a device that implements the proposed method; figure 2 is a cross section of the premises of the module of the railway gauge in which the components of the device; figure 3 is a top view of the lower tray of the gas separator.
Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, уровнемер 3, систему подогрева 4 содержимого резервуара уровнемера 3, дозатор подачи химреагентов 5 в резервуар уровнемера 3, вибрационный или центробежный насос 6, датчик перепада давлений 7 по всей высоте уровнемера 3, датчик перепада давлений 8 по той высоте уровнемера 3, которая соответствует не менее чем 40% обводненности жидкой фазы, датчик температуры 9, переключатели потока 10 и 11, датчик избыточного давления 12, сливную жидкостную линию 13, газопровод 14, вход из скважины 15, выход в коллектор 16, выход в дренаж 17, клапан обратный 18, отстойники конденсата 19 и 20, предохранительный клапан 21, входной осевой завихритель 22, сепарационные лотки 23 и 24, фланцевое соединение 25 газового сепаратора 1 и измерительной емкости 2, воронку 26 системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока 27 системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток 28, каплеуловитель 29, барьер 30 системы приоритетного минимума подачи, трубу 31 системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили) 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38 и 39, ограждающие конструкции 40 полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", поперечную опорную балку 41 для газового сепаратора 1, вертикальные стойки 42, интегрированные в каркас модуля, линии раздела сред жидкость-газ 43 и вода-нефть 44.The device comprises a gas separator 1, a
Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 27, трубы 31 с расположенной сверху воронкой 26 и барьера 30, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 30 и воронку 26 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.The system of priority minimum flow, consisting of a
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ: ΔР=ρgH, где: g - ускорение свободного падения.The principle of the device’s operation is based on the hydrostatic method for measuring mass, based on the dependence of the hydrostatic pressure ΔР of a liquid column of height H on a liquid density ρ: ΔР = ρgH, where: g is the acceleration of gravity.
Перед началом работы измерительного устройства в его управляющий компьютер вводят значения плотности нефти и пластовой воды, определенные лабораторным путем. Калибруют измерительную емкость 2 путем определения соответствия объема жидкости с показаниями уровнемера 3.Before starting the work of the measuring device, the density values of oil and produced water determined by laboratory methods are entered into its control computer. Calibrate the
При проектировании и испытании измерительного устройства определяют несколько (два - три) базовых значений QЖо - того количества жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее продувки продукцией скважины перед началом процедуры замера. Эта величина зависит от дебита скважины и может быть измерена после одновременного прекращения подачи и слива продукции скважины при помощи переключателей потока 11 и 10. В дальнейшем по этим базовым данным интерполируют уточненное значение QЖо для конкретной скважины. Значения QЖо одинаковы для всех измерительных устройств, изготовленных по единой документации.During the design and testing of the measuring device, several (two to three) basic values of Q Jo are determined - the amount of liquid that remains in the separator - measuring capacity system after it is purged by the well products before the start of the measurement procedure. This value depends on the production rate of the well and can be measured after the supply and discharge of the well production are simultaneously stopped using flow switches 11 and 10. Subsequently, the updated value of Q Jo for a specific well is interpolated from these basic data. The values of Q Jo are the same for all measuring devices manufactured according to the same documentation.
Назначают время τ1 наполнения измерительной емкости 2, в течение которого переключатель потока 11 обеспечивает соединение входа из скважины 15 с газовым сепаратором 1 при закрытой сливной жидкостной линии 13. За это время самая высокодебитная скважина, на которую рассчитано замерное устройство, при закрытой сливной жидкостной линии 13 не должна переполнять своей жидкостью калиброванный объем измерительной емкости 2.Assign a time τ 1 filling of the
Перед началом процедуры замера производят "продувку" системы, при этом переключатели потока 11 и 10 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.Before starting the measurement procedure, the system is purged, while the flow switches 11 and 10 provide free flow of well production through the reservoir system to the reservoir.
В начале процедуры замера переключатель потока 10 ставят в положение "наполнение", начинают отсчет времени наполнения, и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 10 газопровод 14 соединен с коллектором 16, а сливная жидкостная линия 13 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар уровнемера 3 нагревают системой подогрева (например, горячей жидкостью) 4 и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 5 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В конце отсчета времени наполнения переключатель потока 11 ставят в положение "отстой", вход из скважины 15 соединяется с выходом в коллектор 16, наполнение прекращается, а продукция скважины начинает отстаиваться в измерительной емкости 2 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают до момента прекращения изменений показаний уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение линий раздела сред жидкость-газ 43 и вода-нефть 44.At the beginning of the measurement procedure, the flow switch 10 is placed in the “filling” position, the filling time starts counting, and the production of the well through the gas separator 1 enters the
По окончании отстоя измеряют уровень жидкости Hi, и если дебит скважины значительно меньше максимальной возможности измерительного устройства, обводненность высокая и требования к точности измерений повышены, то описанные выше действия повторяют, увеличив при этом время наполнения измерительной емкости τ1 настолько, во сколько измеренный уровень жидкости Нi меньше уровня Hmax, соответствующего максимальной возможности измерительного устройства:At the end of the sludge, the liquid level H i is measured, and if the well flow rate is much less than the maximum capacity of the measuring device, the water cut is high and the requirements for measurement accuracy are increased, then the steps described above are repeated, increasing the filling time of the measuring tank τ 1 as much as the measured level liquid H i less than the level of H max corresponding to the maximum capacity of the measuring device:
τ=τ1Hmax/Hi.τ = τ 1 H max / H i .
Снова измеряют уровни жидкости Hi и воды HiB, а также их гидростатические давления ΔРi и ΔРiB (значения выходного тока Ji и JiB датчиков разности давлений 7 и 8) при известных соответствующих им высотах столбов жидкости и воды. На основании этих замеров определяют плотности, например:Again measure levels of liquid water and H i H iB, as well as hydrostatic pressure? P and? P i iB (output current J i J iB and differential pressure sensors 7 and 8) at known heights corresponding pillars and liquid water. Based on these measurements, densities are determined, for example:
ρж - плотность жидкости в продукции скважины (определяют по показанию датчика гидростатического давления 7 в интервале уровнемера 3) по формуле:ρ W - the density of the fluid in the production of the well (determined by the reading of the hydrostatic pressure sensor 7 in the interval of the level gauge 3) by the formula:
где:Where:
Ji - показание датчика гидростатического давления 7, соответствующее столбу жидкости Hi;J i - the hydrostatic pressure sensor 7, corresponding to a liquid column H i ;
KП2 - коэффициент пропорциональности интервала уровнемера 3, т/мА;K P2 - the coefficient of proportionality of the interval of the level gauge 3, t / mA;
Vi - объем измерительной емкости 2 в интервале уровнемера 3 (соответствующий столбу жидкости Hi).V i - the volume of the
Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:Liquid production rate is determined by the following formula:
где:Where:
КП - коэффициент пропорциональности, м3/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время τ жидкость, в том числе и ту, которая находится ниже "нуля по жидкости" уровнемера 3. "Ноль по жидкости" - это уровень нижнего патрубка уровнемера 3.To P - the coefficient of proportionality, m 3 / mA, determined during the calibration of the measuring installation. It takes into account all liquid poured over time τ, including one that is below the "zero by liquid" level gauge 3. "Zero by liquid" is the level of the lower nozzle of the level gauge 3.
Объемное содержание воды: 
Для определения дебита по газу переключатели потолка 10 и 11 одновременно ставят в положение, когда вход из скважины 15 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 13 соединена с коллектором 16, при этом газопровод 14 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2 поступающим из скважины газом.To determine the gas flow rate, the ceiling switches 10 and 11 are simultaneously placed in a position where the inlet from the well 15 is connected to the gas separator 1 and the drain liquid line 13 is connected to the manifold 16, while the gas line 14 is closed. In this position, the liquid begins to be displaced from the measuring
Для измерения объемного расхода газа используется метод замещения -"метод PVT" (давление×объем×температура).To measure the volumetric gas flow rate, the substitution method is used - the "PVT method" (pressure × volume × temperature).
Объемы измерительной емкости 2 Vi соответствуют значениям интервала H0-Hi и определены при настройке установки.The volumes of the measuring capacitance 2 V i correspond to the values of the interval H 0 -H i and are determined during setup.
В процессе вытеснения газом объема Vi жидкости фиксируется время вытеснения τг и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.In the process of gas displacement of the liquid volume V i , the displacement time τ g and the average overpressure P and gas temperature t ° are fixed.
Дебит скважины по газу определяется по следующему алгоритму:Gas production rate is determined by the following algorithm:
где:Where:
Vi - объем измерительной емкости 2 между "нулевой по жидкости" отметкой уровнемера 3 и положением линии раздела сред жидкость-газ, зарегистрированной уровнемером 3 после отстоя продукции скважины;V i - the volume of the measuring
Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 12;P is the average value of the excess gas pressure in the
t° - температура газа С°;t ° - gas temperature C °;
Кα - коэффициент сжимаемости.To α is the compressibility factor.
Дебит скважины по нефти:Oil production rate:
где:Where:
ρВ - плотность воды в продукции скважины (известная величина);ρ B is the density of water in the production of the well (known value);
ρН - плотность нефти в продукции скважины (известная величина).ρ N - oil density in the production of the well (known value).
При обводненности до 40-50% используют значения ρВ и ρН, взятые из геологической базы данных и введенные в память управляющего компьютера. Однако для получения более достоверных результатов при обводненности свыше 40-50% можно применить расчет плотности, основанный на прямых измерениях плотности воды, например:When the water content is up to 40-50%, the values ρ B and ρ N taken from the geological database and entered into the memory of the control computer are used. However, to obtain more reliable results with a water cut of more than 40-50%, you can apply a density calculation based on direct measurements of water density, for example:
где:Where:
JiB - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости HiB;J iB is the reading of the hydrostatic pressure sensor 8 corresponding to a liquid column H iB ;
KП3 - коэффициент пропорциональности водяного интервала уровнемера 3, т/мА;K P3 - the proportionality coefficient of the water interval of the level gauge 3, t / mA;
Vib - объем измерительной емкости 2 в интервале уровнемера 3 (соответствующий столбу жидкости HiB).V ib - the volume of the measuring
И, зная по показаниям уровнемера 3 объемное соотношение воды и нефти, можно вычислить плотность нефти:And, knowing from the readings of the level gauge 3 the volume ratio of water and oil, it is possible to calculate the density of oil:
Дебит скважины по воде: QB=QЖ-QH, т/сут.Water production rate: Q B = Q Ж -Q H , t / day.
Предлагаемые способ и устройство позволяют повысить точность, достоверность и стабильность измерений, понизить затраты энергии, уменьшить время каждого цикла измерения, производить прямое измерение обводненности, а также за счет снижения требований к качеству сепарации создать компактное устройство для измерения дебитов широкого диапазона скважин, в том числе таких, где пенистая нефть и высокий газовый фактор.The proposed method and device can improve the accuracy, reliability and stability of measurements, reduce energy costs, reduce the time of each measurement cycle, perform direct measurement of water cut, and also by reducing the requirements for the quality of separation to create a compact device for measuring flow rates of a wide range of wells, including such as foamy oil and a high gas factor.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101862/03A RU2299321C2 (en) | 2005-01-26 | 2005-01-26 | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101862/03A RU2299321C2 (en) | 2005-01-26 | 2005-01-26 | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2299321C2 true RU2299321C2 (en) | 2007-05-20 |
Family
ID=38164294
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005101862/03A RU2299321C2 (en) | 2005-01-26 | 2005-01-26 | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2299321C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106121601A (en) * | 2016-06-27 | 2016-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of foam flooding physical simulating device and method |
| CN109667571A (en) * | 2018-10-31 | 2019-04-23 | 河南中拓石油工程技术股份有限公司 | A kind of more well gas collection liquid collecting metering separators and its separation method |
| RU2742672C1 (en) * | 2020-07-24 | 2021-02-09 | Николай Алексеевич Миронов | Method for measuring hydrocarbon gases when they are discharged through shut-off and control valves at installations of oil and gas processing enterprises |
| RU2750249C1 (en) * | 2020-11-09 | 2021-06-24 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Oil analyzer |
| RU2791832C1 (en) * | 2022-02-24 | 2023-03-13 | Рашид Ильдарович Шакуров | Method for measuring the mass of oil hydrocarbons contained in water discharged through pipeline valves during drainage fo reservoirs and tanks of oil and gas processing enterprises |
-
2005
- 2005-01-26 RU RU2005101862/03A patent/RU2299321C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106121601A (en) * | 2016-06-27 | 2016-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of foam flooding physical simulating device and method |
| CN106121601B (en) * | 2016-06-27 | 2019-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of foam flooding physical simulating device and method |
| CN109667571A (en) * | 2018-10-31 | 2019-04-23 | 河南中拓石油工程技术股份有限公司 | A kind of more well gas collection liquid collecting metering separators and its separation method |
| CN109667571B (en) * | 2018-10-31 | 2021-08-27 | 河南中拓石油工程技术股份有限公司 | Multi-well gas collection and liquid collection metering separator and separation method thereof |
| RU2742672C1 (en) * | 2020-07-24 | 2021-02-09 | Николай Алексеевич Миронов | Method for measuring hydrocarbon gases when they are discharged through shut-off and control valves at installations of oil and gas processing enterprises |
| RU2750249C1 (en) * | 2020-11-09 | 2021-06-24 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Oil analyzer |
| RU2795509C2 (en) * | 2021-02-12 | 2023-05-04 | Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" | Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil |
| RU2791832C1 (en) * | 2022-02-24 | 2023-03-13 | Рашид Ильдарович Шакуров | Method for measuring the mass of oil hydrocarbons contained in water discharged through pipeline valves during drainage fo reservoirs and tanks of oil and gas processing enterprises |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| KR101223462B1 (en) | Apparatus for measuring relative permeability of core having measuring unit of saturation fraction in core and method for measuring relative permeability of core using the same | |
| GB2319620A (en) | Measuring the properties of a multiphase fluid | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2307930C1 (en) | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| US2959055A (en) | Fluid meter | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2016103269A (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE MEASUREMENT OF DEBIT OF OIL WELLS ON OIL, GAS AND WATER | |
| RU2002133991A (en) | METHOD AND DEVICE FOR MEASURING OIL DEBIT | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| CN205670027U (en) | A kind of novel tipping-bucket type crude oil metering system | |
| RU66420U1 (en) | OCHNO OIL WELL PRODUCT HYDROMETER | |
| RU2355884C1 (en) | Method of measuring well production and facility for implementation of this method | |
| RU2341776C1 (en) | Device for continuous determination of flow parameters of gassy fluids | |
| RU2307249C1 (en) | Device for well oil production rate measurement | |
| RU2355883C2 (en) | Method of assessment of well yield | |
| RU2008113643A (en) | METHOD FOR OPERATIONAL MEASUREMENT OF OIL OR GAS-CONDENSATE WELL LIQUID DEBIT AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100127 |