RU2552511C1 - Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины. Измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:

,

Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к групповой замерной установке; Q_∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке; Q_∑-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины; $${\displaystyle \sum _1^n{Q}_{{\displaystyle \sum -i}}}$$ - измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин; n - количество скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Description

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин.

При работе на групповых замерных установках, например, типа «Спутник» (ИСАКОВИЧ Р.Я., ЛОГИНОВ В.И., ПОПАДЬКО В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с. 314-323) продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин ПСМ. При помощи переключателя скважин ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепарационную емкость, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.

Известен способ замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (SU; авт.свид. №276851 от 22.07.1970; E21B 47/10), включающий подачу газонефтяного потока в сепарационный трап, вытеснение жидкой фазы потока давлением попутного газа путем перекрытия клапана на газовой обвязке, при достижении жидкой фазой заданного уровня, измерение дебита попутного газа путем измерения времени вытеснения заданного объема жидкой фазы потока из сепарационного трапа.

Недостатком данного известного способа является недостаточная точность в определении величины количества газа, вычисляемой по формуле: D∗Г_ф∗ν=V/(R∗T∗t₁), приведенной в описании. Это объясняется следующим образом: величина V - это объем, заключаемый между датчиками верхнего и нижнего уровней, a t₁, в отличие от описания способа, включает не только время вытеснения указанного объема V жидкой фазы, но и время вытеснения добавочного объема жидкой фазы V_x, дополнительно к V, поступившей из скважины за время создания давления газовой фазы, необходимого для вытеснения после закрытия запорного клапана и за время вытеснения, поэтому вычисляемая величина количества газа будет всегда занижена относительно истинной.

Известен способ измерения дебита скважин, реализуемый устройством (RU; патент на изобретение №2199662 С2 от 29.05.2001; E21B 47/10), по которому в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известного способа являются:

- измерение дебита только одной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;

- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита фазы.

Наиболее близкими и по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2386029 С1, опубликовано 10.04.2010, Бюл. №10; E21B 47/10), который включает подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения. Способ может использоваться, как для замера дебита одной скважины, так и группы скважин на сборном пункте «куста».

Недостатками известного способа при использовании его на групповых замерных установках являются:

- для измерения дебита каждой скважины требуется время адаптации перед началом измерения, подготовки и коррекции процесса, которое зависит от дебита скважины и, которое при этом колеблется в широких пределах;

- для каждой скважины в зависимости от ее дебита требуется свое время измерения;

- для замера малодебитных скважин требуется дополнительное время;

- для обеспечения оперативного контроля за разработкой и суточной добычей нефти не всегда выдерживается необходимое время измерения дебита скважин, которое в результате замера дебита скважин колеблется в широких диапазонах, что сказывается на достоверности полученных результатов;

- в связи с периодичностью замеров измеряют дебит только части продукции нефтяной скважины.

Задачей изобретения является повышение надежности замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Технический результат - повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается способом измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающим подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, согласно изобретению, измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:

Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к групповой замерной установке;

Q_∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке;

Q_∑-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;

$$-{\displaystyle \sum _1^n{Q}_{{\displaystyle \sum -i}}}$$

- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;

n - количество скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Пример расчета дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках (ГЗУ) с применением предлагаемого способа для восьми скважин, подключенных к ГЗУ.

Математическая матрица решения задачи с восемью неизвестными

Итоговая величина суммы восьми измерений составляет:

7(Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆+Q₇+Q₈)=∑Q_{-1 ÷ -8}

Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆+Q₇+Q₈=Q_общ - суммарный дебит группы скважин, подключенных к групповой замерной установке.

После прохождения полного цикла замера всех скважин и определения суммарного дебита жидкости Q_общ, подключенных к групповой замерной установке и каждой скважины в отдельности, на замер ставят снова группу скважин без первой, снова определяют суммарный замер дебита скважин без первой с учетом предыдущих семи замеров, определяют новую сумму дебитов всей группы скважин и первого отвода, и производится сравнение замеров Q_общ и Q₁ первого отвода. И так последовательно после каждого переключения процесс повторяется и определяют дебит группы скважин и дебит последующей скважины.

Если группа скважин, состоящая из восьми, подключена к ГЗУ и стоит по одному часу на замере без одной, то получается, что каждая скважина промерялась семь часов и в течение суток всю группу скважин промеряют трижды.

При необходимости увеличения частоты контроля за дебитом группы скважин, подключенных к ГЗУ, уменьшают время измерения группы скважин без одной до оптимальной необходимой величины, в зависимости от дебита каждой из замеряемых скважин.

Использование изобретения на практике позволит получать замер дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, и каждой скважины в отдельности, т.е. контролировать по дебиту одновременно всю группу скважин и каждую в отдельности с одновременным повышением точности, качества и надежности замера дебита, с обеспечением достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Claims (1)

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, отличающийся тем, что измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:
   

   

   
   

   

   
   Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к групповой замерной установке;
   Q_∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке;
   Q_∑-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;
   $${\displaystyle \sum _1^n{Q}_{{\displaystyle \sum -i}}}$$

   

   - измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;
   n - количество скважин, подключенных к групповой замерной установке.