RU2649992C1 - 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. Техническим результатом изобретения является повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение дебита каждой скважины. Способ включает подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор. Накопление жидкой фазы происходит в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты. По заполнении объема полости измерения производят 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. При этом первоначально производят прямое измерение общего дебита продукции группы нефтяных скважин с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок с нулевым дебитом с последующим поочередным измерением дебита всех подключенных скважин без одной с одновременным определением дебита скважины, исключенной из измерения, путем вычитания каждого результата поочередного измерения группы скважин без одной из измеренного общего дебита группы скважин, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формуле Q_i=Q_∑-Q_∑-1, где Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ; Q_∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ; Q_∑-1 - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины.

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 многоходовой (ПСМ). При помощи переключателя скважин ПСМ продукция одной из скважин направляется в общий трубопровод.

Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем поочередного подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин, общее количество которых может достигать 25, по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, в период бесконтрольной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявлять снижение дебита скважин и простои. Поэтому эта установка может применяться только для оперативного учета добываемой из скважин нефти, а для коммерческого учета сырой нефти, который в настоящее время стал очень актуальной проблемой, эта установка непригодна.

Известен способ замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, Е21В 47/10, 01.01.1970), 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 DxГxv=V/(RxTxti), приведенной в описании. Это обьясняется следующим образом: величина V - это объем, заключаемый между датчиками верхнего и нижнего уровней, a ti, в отличие от описания способа, включает не только время вытеснения указанного объема V жидкой фазы, но и время вытеснения добавочного объема жидкой фазы Vx, 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 истинной.

Известен способ измерения дебита скважин, реализуемый устройством (патент РФ №2199662, Е21В 47/10, 27.02.2003), 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 не известен;

- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газасепараторе 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.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин, реализуемый устройством (патент РФ №2386029, Е21В 47/10, 10.04.2010), который включает подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборной 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, перекрытия сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной 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.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках (патент РФ №2552511, Е21В 47/10, 10.06.2015 г.), включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сапараторе, 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 сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно и далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам

где Q_Σ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;

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

n - количество скважин, подключенных к ГЗУ.

Недостатком известного способа (патент РФ №2552511) при использовании его на групповых замерных установках является то, 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, на что требуется длительное время, определяемое временем измерения каждой группы скважины без одной (по количеству скважин, подключенных к групповой замерной установке).

Задачей изобретения является повышение надежности замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, и установление постоянного контроля по дебиту за всеми скважинами, подключенными к групповой замерной установке в режиме реального времени.

Технический результат - повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение 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, при этом первоначально производят прямое измерение общего дебита продукции группы нефтяных скважин с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок с нулевым дебитом с последующим поочередным измерением дебита всех подключенных скважин без одной с одновременным определением дебита скважины, исключенной из измерения, путем вычитания каждого результата поочередного измерения группы скважин без одной из измеренного общего дебита группы скважин, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формуле:

Q_i=Q_Σ-Q_Σ-1,

где Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ;

Q_Σ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;

Q_Σ-1 - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины.

Пример расчета дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках (ГЗУ) с применением способа для 8 скважин, подключенных к ГЗУ.

Математическая матрица решения задачи с восемью неизвестными:

Результаты измерения дебита каждой скважины определяются после измерения общего дебита на контрольном входном патрубке с нулевым дебитом путем вычитания результатов последовательного поочередного измерения всей группы скважин без одной.

Использование изобретения позволит определять дебит всей группы скважин, исключая предварительный поочередный замер с последующим определением дебита каждой скважины в отдельности, что значительно сокращает время контроля за дебитом всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Claims (5)

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 первоначально производят прямое измерение общего дебита продукции группы нефтяных скважин с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок с нулевым дебитом с последующим поочередным измерением дебита всех подключенных скважин без одной с одновременным определением дебита скважины, исключенной из измерения, путем вычитания каждого результата поочередного измерения группы скважин без одной из измеренного общего дебита группы скважин, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формуле
2. Q_i=Q_∑-Q_∑-1,
3. где Q_i - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ;
4. Q_∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;
5. Q_∑-1 - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины.