RU2299322C1

RU2299322C1 - Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems

Info

Publication number: RU2299322C1
Application number: RU2005136151/03A
Authority: RU
Inventors: Леонид Степанович Милютин (RU); Леонид Степанович Милютин
Original assignee: Леонид Степанович Милютин
Priority date: 2005-11-21
Filing date: 2005-11-21
Publication date: 2007-05-20

Abstract

FIELD: oil production, particularly survey of boreholes or wells.

SUBSTANCE: method involves filling measuring vessel having calibrated volume with partly separated well product for predetermined time interval after flushing thereof with well product with gas pipeline communicated with collector and with closed liquid discharge pipeline, wherein the time interval is set from maximal device output; terminating vessel filling operation when the set time is up; treating well product with chemical reagents inside level sensor tank and heating thereof; holding treated well product in level sensor tank up to well product stratification into oil and water; measuring liquid column height, hydrostatic pressure and temperature and calculating liquid output; determining volumetric water content from positional relationship between water-gas, water-oil interfaces, wherein water-oil mass relationship is determined with the use of water density value measured in level sensor tank and with the use of oil density taking into consideration amount of liquid remained in separator-measuring tank system after flushing thereof with well product before measurement operation; continuing measuring vessel filling with well product simultaneously with closing gas pipeline and opening liquid pipeline communicated with collector; calculating gas output from measuring vessel unloading rate and excessive pressure. Water density is determined before full water discharge from measuring vessel after repeated vessel filling with well product by dividing hydrostatic pressure difference of liquid column in level sensor tank before and after partial liquid column discharge by liquid column level difference. Oil density is determined after full water drainage from level sensor tank during unloading thereof by dividing hydrostatic pressure measured at time of liquid column measurement by height thereof.

EFFECT: increased water content measurement accuracy due to increased simplicity of means used for direct oil and water density measurements, decreased costs of device to be used for above method realization.

4 dwg

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.

Недостатками этого способа 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 method are the significant cost and time associated with the need for heating and chemical processing of the entire contents of the measuring container, the need for gas preparation for the gas meter to measure gas productivity, and low measurement accuracy in wells with a high gas factor, due to the inability to reliably determine the moment of completion of filling of the measuring tank with unseparated well products and the uncontrolled entrainment caused by this drip 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 резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя плотность воды, измеренную в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, 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 into the measuring tank, partially separated well products contained in the tank of the measuring tank level gauge, are treated with chemicals and heated, kept to the state of separation into oil and water, then the height of the liquid column is measured, the hydrostatic pressure and temperature are calculated, the liquid productivity is calculated, and then by the relative position of the liquid – gas and water – oil dividing lines, the volumetric water cut value is judged, and the water – oil mass ratio is determined by the density of water measured in the tank of the gauge of the measuring capacity, and the density of oil, taking into account the amount of liquid that remains in the separator - measuring capacity system after it is "purged" by the production of the well before the start of the measurement procedure, 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 speed of emptying the measuring tank and overpressure, calculate the productivity ty on gas.

К недостаткам известного способа относятся:The disadvantages of this method include:

- низкая точность определения обводненности, обусловленная невозможностью проводить прямое измерение плотности нефти и невозможностью проводить прямое измерение плотности воды в случаях, когда обводненность меньше, например, 40%;- low accuracy of determining water cut, due to the inability to conduct a direct measurement of the density of oil and the inability to conduct a direct measurement of the density of water in cases where the water cut is less, for example, 40%;

- повышенная цена устройства для реализации заявленного способа, обусловленная необходимостью излишней оснащенности этого устройства дополнительным датчиком перепада давления для измерения плотности воды в случаях, когда обводненность больше, например, 40%.- increased price of the device for implementing the inventive method, due to the need for excessive equipment of this device with an additional differential pressure sensor to measure the density of water in cases where the water cut is greater, for example, 40%.

Задачей предлагаемого технического решения является: повышение точности определения обводненности за счет обеспечения возможности проводить прямое измерение плотности нефти и плотности воды менее сложным устройством и снижение цены устройства для реализации заявленного способа.The objective of the proposed technical solution is: to increase the accuracy of determining water cut by providing the ability to directly measure the density of oil and water density by a less complex device and lowering the price of the device to implement the claimed method.

Это достигается тем, что в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающемся 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 резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, 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 плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту.This is achieved by the fact that in the method for measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems, namely, that the measuring capacity of the calibrated volume after purging the 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 is open to the collector and closed drain liquid lines, after the specified time, the flow of well products into the measuring tank l stop, partially separated well production, contained in the tank of the measuring device’s level gauge, is treated with chemicals and heated, kept to the state of separation into oil and water, then the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature are measured, the productivity is calculated by liquid, and then by relative position liquid-gas and water-oil dividing lines judge the volumetric water cut value, and the water-oil mass ratio is determined using density values water measured in the tank of the measuring device’s level gauge, and oil density, taking into account the amount of liquid that remains in the separator-measuring tank system after it is purged with well products before the start of the measurement procedure, and then simultaneously with the closing of the gas and the opening of the liquid line the well production is returned to the collector into the measuring tank and, having determined the rate of emptying of the measuring tank and overpressure, the gas production is calculated, According to the invention, the density of water is determined until the water completely leaves the level gauge tank when it is emptied after the well production returns to the measuring tank by dividing the difference in the hydrostatic pressure of the liquid column in the level gauge before and after leaving part of the water column by the difference in the corresponding levels of this liquid column, and the density oil is determined after the water has completely left the level gauge tank when it is emptied after the resumption of well production to the meter l capacity by dividing the hydrostatic pressure remaining at the time of measuring the liquid column, by its height.

Предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность определения обводненности водонефтяной смеси за счет возможности проведения прямого измерения плотности нефти и плотности воды менее сложным устройством.The proposed technical solution allows to increase the accuracy of determining the water content of the oil-water mixture due to the possibility of direct measurement of oil density and water density by a less complex device.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ;Figure 1 shows a diagram of a device that implements the proposed method;

на фиг.2 - поперечное сечение помещения модуля железнодорожного габарита, в котором размещены компоненты устройства;figure 2 is a cross section of the premises of the module of the railway gauge in which the components of the device;

на фиг.3 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора,figure 3 is a top view of the lower tray of the gas separator,

фиг.4 - схема измерения плотностей воды и нефти при опорожнении резервуара уровнемера.4 is a diagram of the measurement of the density of water and oil when emptying the tank of the level gauge.

Устройство содержит: газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, уровнемер 3, систему подогрева 4 содержимого резервуара уровнемера, дозатор подачи химреагентов 5 в резервуар уровнемера, фланцы 6 и 7 уровнемера 3, датчик перепада давления 8 в резервуаре уровнемера, 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, систему излучатель-приемник 19 уровнемера 3, отстойник конденсата 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 и 37, 38 - нефть, 39 - вода, 40 - ограждающие конструкции полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", 41 - поперечная опорная балка для газового сепаратора 1, 42 - вертикальные стойки, интегрированные в каркас модуля, 43 - линия раздела сред жидкость - газ до начала опорожнения резервуара уровнемера, 44 - линия раздела сред вода - нефть до начала опорожнения резервуара уровнемера, 45 - линия раздела сред жидкость - газ в процессе опорожнения резервуара уровнемера на момент измерения гидростатического давления столба нефти для определения плотности нефти и воды, 46 - линия раздела сред вода - нефть в процессе опорожнения резервуара уровнемера на момент измерения гидростатического давления столба нефти для определения плотности нефти и воды.The device contains: a gas separator 1, a measuring container 2, a level gauge 3, a heating system 4 of the contents of the level gauge tank, a dispenser for supplying chemicals 5 to the level gauge tank, flanges 6 and 7 of the level gauge 3, a differential pressure sensor 8 in the level gauge tank, a temperature sensor 9, flow switches 10 and 11, an overpressure sensor 12, a drain fluid line 13, a gas line 14, an entrance from a well 15, an outlet to a manifold 16, an outlet to a drain 17, a check valve 18, a transmitter-receiver system 19 of the level gauge 3, a condensate sump 20, a safety valve 21, inlet axial swirler 22, separation trays 23 and 24, flange connection 25 of the gas separator 1 and the measuring tank 2, funnel 26 of the system of priority minimum flow, pipe branch 27 of the system of priority minimum flow, lower separation tray 28, drop catcher 29, barrier 30 systems of priority minimum supply, pipe 31 systems of priority minimum supply, shutoff valves (valves and gates) 32, 33, 34, 35, 36 and 37, 38 - oil, 39 - water, 40 - enclosing structures of the full-profile module of the railway gauge sarcophagus type, 41 - transverse support beam for a gas separator 1, 42 - vertical racks integrated into the module frame, 43 - liquid-gas separation line before the emptying tank starts, 44 - water-oil separation line before the discharge tank of the level gauge, 45 - line of the liquid – gas interface during the process of emptying the tank of the level meter at the time of measuring the hydrostatic pressure of the oil column to determine the density of oil and water, 46 - line of the line of medium water – oil in the process of emptying the tank ur vnemera at the time of measuring the oil column of hydrostatic pressure to determine the density of oil and water.

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 supply, consisting of a flow sampling pipe 27 of a pipe 31 with a funnel 26 located on top and a barrier 30, at any flow rates ensures a guaranteed flow of a certain amount of well production to the bottom of the measuring tank 2 into the zone where the well production flows into the level 3 tank. The elements of the priority minimum flow system have an estimated limited throughput and are organized so that the excess flow overflows through the barrier 30 and funnel 26 and moves according general separation scheme. Moreover, if the well productivity is close to the lower limit of the device’s measurements, then almost the entire flow passes through the system of priority minimum supply, but when the well productivity is large, on the contrary, most of the flow moves according to the general separation scheme.

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=ρ·q·H,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 = ρ · q · H,

где q - ускорение свободного падения.where q is the acceleration of gravity.

Перед началом работы измерительного устройства калибруют измерительную емкость 2 путем определения соответствия объема жидкости с показаниями уровнемера 3.Before starting the measurement device, calibrate the measuring tank 2 by determining the correspondence of the liquid volume with the readings of the level gauge 3.

При проектировании и испытании измерительного устройства определяют несколько (два - три) базовых значений V_Ж0 - 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 V_Ж0 для конкретной скважины. Значения V_Ж0 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 V _Ж0 are determined - the amount of liquid that remains in the separator - measuring capacity system after it is purged by well products before the start of the measurement procedure. This value depends on the well production and can be measured after simultaneous cessation of supply and drain well production flow by means of switches 11 and 10. Subsequently to these basic data V interpolated corrected value _M0 for a particular well. The values of V _{Ж0 are the} same for all measuring devices manufactured according to a single 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 measuring tank 2, during which the flow switch 11 connects the inlet from the well 15 with the gas separator 1 when the drain liquid line 13 is closed. During this time, the highest production well for which the meter is designed is when the drain liquid line is closed 13 shall not overfill the calibrated volume of the measuring container 2 with its liquid.

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 резервуаре уровнемера 3 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 time for filling is started, and the production of the well through the gas separator 1 enters the measuring tank 2. In this case, the gas pipeline 14 is connected to the collector 16 with the flow switch 10 and the drain liquid line 13 is closed . Simultaneously with the filling of the measuring tank 2, the tank of the level gauge 3 is heated by a heating system (for example, hot liquid) 4 and a demulsifier and antifoam are introduced into the fluid stream going into this tank from below using a chemical dispenser 5. At the end of the countdown time, the flow switch 11 is placed in the "sludge" position, the entrance from the well 15 is connected to the outlet to the collector 16, the filling is stopped, and the well production begins to settle in the tank of the level gauge 3 of the measuring tank 2 to the state of complete absence of bubble gas, foam settling and stratification of the liquid into oil and water. Sludge is continued until the change in the readings of the level gauge 3 ceases, which simultaneously records the position of the liquid-gas 43 and water-oil interface lines.

По окончании отстоя измеряют уровень жидкости H_i, 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 H_i меньше уровня H_max, 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 lower than the maximum capacity of the measuring device, the water cut is high and the requirements for measurement accuracy are increased, then the above steps are repeated, increasing the filling time of the measuring tank τ ₁ as much as the measured level fluid H _i less than the level of H _max corresponding to the maximum capacity of the measuring device:

τ=τ₁H_max/H_i.τ = τ ₁ H _max / H _i .

Снова измеряют высоту столба жидкости H_i, а также его гидростатическое давление ΔР_i (значение выходного тока J_ΔP, датчика разности давлений 8). На основании этих замеров определяют плотность жидкости:Again measure the height of the liquid column H _i, as well as its hydrostatic pressure? P _i (output current value J _ΔP, the differential pressure sensor 8). Based on these measurements, the density of the liquid is determined:

где ρ_ж - плотность жидкости в продукции скважины;where ρ _W - the density of the fluid in the production of the well;

J_ΔPi - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости H_i, мА;J _ΔPi is the reading of the hydrostatic pressure sensor 8, corresponding to the liquid column H _i , mA;

K_J - коэффициент пропорциональности в интервале уровнемера 3,K _J is the proportionality coefficient in the interval of the level gauge 3,

т/м² мА;t / m ² mA;

J_Hi - показание уровнемера 3, мА;J _Hi - level gauge 3, mA;

K_H - коэффициент пропорциональности, м/мА.K _H - proportionality coefficient, m / mA.

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:Liquid production rate is determined by the following formula:

где К_v- 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.where K _v is 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:

Volumetric water content:

Для определения дебита по газу переключатели потока 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 flow 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 fluid line 13 is connected to the manifold 16, while the gas pipeline 14 is closed. In this position, the liquid begins to be displaced from the measuring tank 2 by the gas coming from the well.

Объемы измерительной емкости 2 V_i соответствуют значениям интервала H_i и определены при настройке установки.The volumes of the measuring capacitance 2 V _i correspond to the values of the interval H _i and are determined when setting up the installation.

В процессе вытеснения газом объема V_i жидкости фиксируется время вытеснения τ_г 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 К_v - коэффициент пропорциональности, м³/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает лишь 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;where K _v is the coefficient of proportionality, m ³ / mA, determined during the calibration of the measuring installation. It takes into account only the volume of the measuring capacitance 2 between the "zero in liquid" mark of the level gauge 3 and the position of the liquid-gas interface line recorded by the level gauge 3 after the well production has stagnated;

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 measuring tank 2, measured by the sensor 12;

t° - температура газа С°;t ° - gas temperature C °;

К_α - коэффициент сжимаемости.To _α is the compressibility factor.

В момент ухода воды из резервуара уровнемера 3 при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость 2 (Фиг.4) определяют плотности воды и нефти, измеряя соответствующие перепады давления и высоты столбов жидкости, расслоенной на нефть и воду. Момент ухода воды из резервуара уровнемера 3 соответствует падению линии раздела фаз жидкость - газ на величину, равную h_iB. В этот момент делают замер гидростатического давления столба нефти (высотой h_iH) J_HhiH К_H.At the time of leaving water from the tank of the level gauge 3 when it is emptied after the resumption of the flow of well products into the measuring tank 2 (Figure 4), the densities of water and oil are determined by measuring the corresponding pressure drops and the heights of the columns of liquid stratified into oil and water. Point of care water of the tank 3 corresponds to the transmitter section liquid phases drop line - gas to a value equal to h _iB. At this moment, the hydrostatic pressure of the oil column (height h _iH ) J _HhiH K _{H is} _measured .

Плотность воды:

Density of water:

где J_ΔPhiH - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости h_iH, мА;where J _ΔPhiH is the reading of the hydrostatic pressure sensor 8, corresponding to the liquid column h _iH , mA;

J_HHi - показание уровнемера 3, соответствующее столбу жидкости Н_i, м;J _HHi - the reading of the level gauge 3, corresponding to the liquid column H _i , m;

J_HhiH - показание уровнемера 3, соответствующее столбу нефти h_IH, м.J _HhiH - level gauge 3 reading, corresponding to oil column h _IH , m.

Плотность нефти:

Oil density:

где J_ΔPhiH - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости h_iH, мА;where J _ΔPhiH is the reading of the hydrostatic pressure sensor 8, corresponding to the liquid column h _iH, mA;

K_J - коэффициент пропорциональности в интервале уровнемера 3, т/м² мА;K _J is the proportionality coefficient in the interval of the level gauge 3, t / m ² mA;

J_HhiHК_H=h_iH - высота столба нефти, м.J _HhiH K _H = h _iH - oil column height, m.

Дебит скважины по нефти:

Oil production rate:

Где ρ_B - плотность воды в продукции скважины (измеренная величина);Where ρ _B is the density of water in the production of the well (measured value);

ρ_H - плотность нефти в продукции скважины (измеренная величина).ρ _H is the density of oil in the production of the well (measured value).

Дебит скважины по воде: Q_B=О_Ж-Q_H, т/сутWater production rate: Q _B = О _Ж -Q _H , t / day

Предлагаемый способ позволяет применить прямые измерения и за счет этого повысить точность и стабильность определения обводненности жидкости в продукции скважины, расширить сертифицированный диапазон достоверных значений содержания воды в водонефтяной смеси.The proposed method allows the use of direct measurements and thereby improve the accuracy and stability of determining the water cut of the liquid in the well production, expand the certified range of reliable values of the water content in the oil-water mixture.

Источники информацииInformation sources

1.Установка малогабаритная передвижная измерительная «УМИ-ОЗНА». Каталог продукции: Акционерная компания «ОЗНА». Уфа: Информреклама, 2003, с. 26-27.1. Installation small-sized mobile measuring "UMI-OZNA". Product Catalog: Joint-Stock Company OZNA. Ufa: Informreklama, 2003, p. 26-27.

2.Заявка на изобретение № 2005101862/(002322) от 26.01.2005. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления «МЕРА ОХН», Е21В 47/10 (прототип).2. Application for invention No. 2005101862 / (002322) dated 01/26/2005. A method for measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems and a device for its implementation "MEASURE OKHN", Е21В 47/10 (prototype).

Claims

A method for measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems, which consists in the fact that the measuring capacity of the calibrated volume after purging with the products of the well 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, partially from parried well products contained in the tank of the measuring vessel level gauge are treated with chemicals and heated, kept to the state of separation into oil and water, then the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature are measured, the productivity of the liquid is calculated, and then the liquid is divided by the relative position of the liquid separation lines -gas and water-oil judge the volumetric water cut value, and the mass ratio of water-oil is determined using the values of the density of water measured in the tank the gauge of the measuring capacity and oil density, taking into account 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, and then simultaneously with the closure of the gas and the opening of the liquid lines to the reservoir, the flow of products is resumed wells into the measuring tank and, having determined the rate of emptying of the measuring tank and gauge pressure, calculate the gas productivity, characterized in that the density in Dates are determined until water completely leaves the level gauge tank when it is emptied after resuming the well’s production flow into the measuring tank by dividing the difference in the hydrostatic pressure of the liquid column in the level gauge before and after leaving a part of the water column by the difference in the corresponding levels of this liquid column, and the oil density is determined after the complete departure of water from the tank of the level gauge when it is emptied after the resumption of the flow of well products into the measuring tank by dividing the the hydrostatic pressure remaining at the time of measuring the liquid column to its height.