RU2798181C1 - Способ измерения многофазной продукции нефтяной скважины - Google Patents
Способ измерения многофазной продукции нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798181C1 RU2798181C1 RU2022135170A RU2022135170A RU2798181C1 RU 2798181 C1 RU2798181 C1 RU 2798181C1 RU 2022135170 A RU2022135170 A RU 2022135170A RU 2022135170 A RU2022135170 A RU 2022135170A RU 2798181 C1 RU2798181 C1 RU 2798181C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tank
- oil
- gas
- measuring
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для точного определения массового дебита нефти, а также газового фактора нефти с измерением остаточного количества растворенного газа в нефти в рабочих условиях измерений. Технической результат заключается в возможности обеспечения измерения полного количества попутного газа, добываемого вместе с нефтью. Способ измерения продукции нефтяной скважины передвижной установкой включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости. При этом перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпаспую линию с достижением в ней давления в напорной линии скважины и установлением нормального режима работы скважины. После чего перекрывают слив жидкости из емкости и наполняют измерительную емкость продукцией с поддержанием в ней постоянного давления отводом из емкости объема поступающего в нее газа и замером этого объема счетчиком, установленным после вентиля газовой линии. При достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают задвижку на байпасной линии перепускного клапана и продолжают отводить газ из емкости и измерять его объем до достижения в емкости атмосферного значения давления, причем газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения с учетом отношения средней величины давления в емкости в процессе ее наполнения к значению атмосферного давления. 1 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массового дебита нефти, а также газового фактора нефти с измерением остаточного количества растворенного газа в нефти в рабочих условиях измерений.
Измерение дебита нефти на скважинах производится в условиях частичного выделения свободного газа при снижении давления в стволе скважины или манифольдной линии. При этом в нефти еще остается определенное количество растворенного газа, которое нужно учитывать в расчетах газового фактора нефти.
Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (патент РФ №2082107 «Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин», опубл. 20.06.97 г.). По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.
Недостаток способа состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти.
Известен способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин (патент RU №2439316, опубл. 10.01.2012). Способ включает поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор и разделение в нем газа и нефти. Далее осуществляют последовательный отбор из сепаратора нефти и газа с замером их количества с помощью поплавка и переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. Переключение потоков нефти и газа осуществляется за счет повышения давления на каждую из сторон двустороннего поршня переключателя потока при запирании поплавком выходов нефти и газа из сепаратора в верхнем и нижнем концах вертикальной перфорированной трубы.
Недостаток способа состоит в том, что при повышении давления в сепараторе происходит сжатие газовой фазы и задержка срабатывания переключателя потока. Это, в свою очередь, приводит к значительной погрешности измерения времени налива и слива нефти, а также достоверности проводимых измерений.
Кроме того, применение данного способа для передвижного варианта установки измерения может занимать большой период времени в случае высокой вязкости добываемой продукции или малого количества свободного газа в жидкости, к примеру, высокой обводненности продукции или малом газовом факторе нефти.
Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды (патент RU №2504653 «Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды», опубл. 20.01.2014). Для измерения дебита жидкости производят заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производят закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.
Однако применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.
Известны способ и устройство для измерения дебита нефти (патент РФ №2236584 «Способ и устройство для измерения дебита нефти», опубл.20.09.2004 г. ). Он включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВИС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВИС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВИС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.
Существенным недостатком способа является его малая эффективность при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. При добыче высоковязкой нефти значительно возрастает время вытеснения нефти из емкости, а также давление вытеснения. Кроме того, продолжительность измерений значительно возрастает при малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа. При минимальном газосодержании продукции скважины, что наблюдается при обводненности скважин 95-99%, время цикла опорожнения сепаратора от жидкости может составить многие часы, что недопустимо для проведения замеров.
Известен способ измерения продукции нефтяной скважины (патент RU №2733954, опубл. 08.10.2020, БИ №28). Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и гидростатическому перепаду давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части. Прекращение налива жидкости в емкость сепаратора производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления. Последующий слив жидкости из сепаратора производят с повышением давления в емкости сепаратора установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.
Недостаток способа состоит в невозможности измерения остаточного количества растворенного газа в нефти, заполняющей сепаратор при замерах.
Кроме того, для повышения давления газа в сепараторе для обеспечения слива жидкости при малом газосодержании поступающей продукции требуется достаточно много времени. Наименьшее содержание свободного газа в добываемой продукции скважины имеет место на старых истощенных залежах при высокой обводненности пластовой жидкости.
Известен способ и техническое устройство для измерения продукции нефтяной скважины (патент RU №2733954, опубл. 08.10.2020, БИ №28). Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости и гидростатическому перепаду давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части. Прекращение налива жидкости в емкость сепаратора производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления. Последующий слив жидкости из сепаратора производят с повышением давления в емкости сепаратора установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению по технической сущности является способ измерения продукции нефтяной скважины (патент RU №2781205, опубл. 07.10.2022, БИ №28), включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, при этом перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через измерительную емкость с достижением в ней давления в напорной линии скважины и минимально заданного перепада гидростатического давления, после чего перекрывают слив жидкости из емкости и наполняют измерительную емкость продукцией с поддержанием в ней постоянного давления отводом из емкости дополнительного объема поступающего в нее газа и замером этого объема счетчиком, установленным после перепускного клапана, настроенного на давление в напорной линии скважины, а при достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают вентиль на байпасной линии перепускного клапана и продолжают отводить газ из емкости и измерять его объем до достижения в емкости атмосферного значения давления, причем газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа с вычетом объема жидкости, поступившей в емкость в период ее наполнения, к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения.
Недостаток способа, выбранного в качестве прототипа, состоит в низкой точности измерения жидкой фазы при наличии большого количества попутного нефтяного газа - поступающая газоводонефтяная смесь не может быть сепарирована в достаточной степени в течение короткого промежутка времени.
Технической проблемой предлагаемого способа является разработка способа измерения многофазной продукции скважины с достижением следующего технического результата - повышение точности измерения полного количества попутного газа и определения дебита продукции нефтяной скважины.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, согласно предлагаемому техническому решению, перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпасную линию установки, после чего открывают линию налива и наполняют измерительную емкость продукцией при величине постоянного давления, которое обеспечивается отводом из емкости дополнительного объема поступающего в нее газа с одновременным замером этого объема счетчиком, установленным на линии отвода газа, а при /достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают вентиль на байпасной линии и продолжают отводить газ из емкости и измерять его объем до достижения в емкости атмосферного значения давления, причем газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения с учетом отношения средней величины давления в емкости при цикле наполнения к значению атмосферного давления.
На фигуре представлена схема установки для реализации способа.
На входной линии 1 входа водогазонефтяной смеси (ВГНС) в измерительную емкость 2 установлены кран 3, электромагнитный клапан 4 и обратный клапан 5. На выходной линии 6 для водонефтяной смеси (ВНС) установлены кран 7 и электромагнитный клапан 8, а также обратный клапан 9. Газовая линия 10 сообщена с верхней частью датчика 11 перепада давления. Нижняя часть датчика 11 сообщена с выходной линией 6 измерительной емкости 2. С обеих сторон обратного клапана 9 к линии 6 подведены приемная 12 и напорная 13 линии насоса 14 откачки. В нижнюю часть измерительной емкости 2 введена дренажная линия с краном 15. К газовой линии 10 через фильтр-влагоотделитель 16 подключен счетчик 17 газа, перед которым предусмотрен вентиль 18 газовой линии. На байпасной линии 21 установлена запорная задвижка 22.
На измерительной емкости 2 установлены датчик 19 давления и датчик 20 температуры. Для управления работой установка включает контроллер (на фиг. не показан) с программой переключения клапана 4 и программой вычисления массового дебита нефти и газового фактора нефти.
Способ осуществляется следующим образом. Установка через закрытые краны 3 и 7 подсоединяется к манифольдной линии скважины (на фиг. не показано). Электромагнитные клапаны 4 и 8 остаются закрытыми, тогда как вентиль 18 газовой линии и запорная задвижка 22 при этом остаются открытыми. Далее скважинное оборудование запускают в работу и позволяют продукции скважины циркулировать через входную линию 1, байпасную линию 21 и выходную линию 6 в напорную линию (на фиг. не показано).
В период циркуляции в байпасной линии 21 поднимется давление до значения давления в напорной линии скважины и установится нормальный режим работы скважины.
Далее производится закрытие задвижки 22 байпасной линии 21 и открытие крана 3 с последующей активацией программы контроллера открытием электромагнитного клапана 4 и начинается цикл наполнения емкости 2 продукцией скважины. При наполнении в емкости 2 должно возрасти давление за счет поступления продукции скважины со свободным газом. Однако давление в емкости 2 будет сохранять свое значение благодаря выпуску поступающего свободного газа через вентиль 18 газовой линии с одновременным измерением его объема счетчиком 17. Поэтому значение давления при цикле наполнения в измерительной емкости 2 будет лишь незначительно превышать величину атмосферного давления.
По достижению в емкости 2 максимально заданного значения перепада гидростатического давления контроллер по программе автоматически перекроет электромагнитный клапан 4. После этого следует открыть задвижку 22 байпасной линии для обеспечения продолжения бесперебойной работы скважины. Электромагнитный клапан 8 оставляют при этом перекрытым. В этот момент таймер контроллера зафиксирует время наполнения емкости 2 жидкостью, а датчик 11 перепада давления зафиксирует ее объем.
Далее через вентиль газовой линии 18 продолжают отводить вошедший газ из емкости 2 с измерением выходящего его объема и доводят давление в ней до атмосферного значения. При этом из измерительной емкости 2 будет отведен и измерен объем газа, включающий как свободный, так и остаточное количество растворенной части. Выходящий из емкости 2 газ за весь период измерений во избежание выбросов в атмосферу может, к примеру, откачиваться в напорную линию скважины компрессором (на фиг. не показан).
После этого производят открытие электромагнитного клапана 8, крана 7 и посредством включения насоса 14 откачивают жидкость из емкости 2 в напорную линию и установку отключают от скважины.
Обратный клапан 5 установлен для сохранения достигнутого давления в емкости 2 в цикле ее наполнения. Обратный клапан 9 установлен для направления потока жидкости, создаваемым насосом 14, в напорную линию скважины.
Программа вычисления массы нефти, вошедшей в емкость 2 при ее наполнении включает ввод в программу контроллера значений плотностей нефти и воды, а также величины обводненности продукции. Измеренный перепад гидростатического давления в совокупности с введенными данными, позволяют рассчитать массовый дебит нефти, вошедшей в измерительную емкость 2, а также ее газовый фактор, как отношение измеренного объема газа к массе этой нефти. При э том общий объем газа, измеренный счетчиком 17, относят к массе вошедшей продукции с учетом отношения средней величины давления в измерительной емкости во время наполнения к значению атмосферного давления.
В расчетах массового дебита сырой нефти используется зафиксированное таймером контроллера время заполнения калиброванной части измерительной емкости 2 от минимального значения гидростатического перепада давления до его максимально установленного значения.
Для расчетов массового дебита нефти и его газового фактора вычисляют объем жидкости, вошедшей в измерительную емкость 2 при полном наполнении:
где:
ΔРmax, ΔPmin - соответственно максимально и минимально заданные значения гидростатического перепада давления, Па;
ρи, ρв - соответственно плотности нефти и воды, кг/м3;
В - обводненность жидкости, доли ед.;
Deм - внутренний диаметр калиброванной части емкости, м;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
Далее программа рассчитывает массу нефти, вошедшей в емкость при полном наполнении:
Массовый дебит нефти рассчитывается так:
где:
Т - время наполнения емкости 2 жидкостью от значения ΔPmin до значения ΔРmах, сек.
Расчет газового фактора нефти производится по формуле:
где:
Vcч - общее количество газа, измеренное счетчиком, м3;
Рсм - средняя величина давления в емкости (усредненное Рсм1 Рсм2 Рсм3 -соответственно 1 - в начале замера, 2 - в середине замера, 3 - в конце замера), Па;
Ратм - значение атмосферного давления, Па.
Claims (1)
- Способ измерения многофазной продукции нефтяной скважины передвижной установкой, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости, отличающийся тем, что перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через байпасную линию с достижением в ней давления в напорной линии скважины и установления нормального режима ее работы, после чего открывают входную линию в измерительную емкость и наполняют емкость продукцией с поддержанием в ней постоянного давления отводом из емкости объема поступающего в нее газа и замером этого объема счетчиком, установленным после открытого вентиля, а при достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают задвижку на байпасной линии и продолжают отводить газ из емкости с измерением его объема до достижения в емкости атмосферного значения давления, причем газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения с учетом отношения средней величины давления в емкости в процессе ее наполнения к значению атмосферного давления.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2798181C1 true RU2798181C1 (ru) | 2023-06-16 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2051333C1 (ru) * | 1990-04-25 | 1995-12-27 | Аббас Гейдар-оглы Рзаев | Способ измерения дебита нефти и устройство для его осуществления |
RU2220283C1 (ru) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления |
EP2013447A1 (en) * | 2006-04-07 | 2009-01-14 | Shell Internationale Research Maatschappij | Method for production metering of oil wells |
RU2386029C1 (ru) * | 2008-11-20 | 2010-04-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты) |
RU2499136C1 (ru) * | 2012-03-19 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Уралэнергопром" | Способ измерения количества нефти и нефтяного газа |
RU155020U1 (ru) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин |
RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2051333C1 (ru) * | 1990-04-25 | 1995-12-27 | Аббас Гейдар-оглы Рзаев | Способ измерения дебита нефти и устройство для его осуществления |
RU2220283C1 (ru) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления |
EP2013447A1 (en) * | 2006-04-07 | 2009-01-14 | Shell Internationale Research Maatschappij | Method for production metering of oil wells |
RU2386029C1 (ru) * | 2008-11-20 | 2010-04-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты) |
RU2499136C1 (ru) * | 2012-03-19 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Уралэнергопром" | Способ измерения количества нефти и нефтяного газа |
RU155020U1 (ru) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин |
RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2773556A (en) | Apparatus for automatically treating and metering oil field production | |
RU2504653C1 (ru) | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды | |
RU2439316C2 (ru) | Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин | |
US9284822B2 (en) | Method for chemical treatment of a subsurface wellbore | |
WO2018064020A1 (en) | Well clean-up monitoring technique | |
CN111638156A (zh) | 溶气油水混合液的粘壁试验装置和粘壁试验方法 | |
WO2021102453A2 (en) | Method and apparatus for measuring components of multiphase fluid during well flowback operation | |
RU2798181C1 (ru) | Способ измерения многофазной продукции нефтяной скважины | |
RU76070U1 (ru) | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин | |
RU2661209C1 (ru) | Способ измерения дебитов нефти, газа и воды нефтяной скважины | |
RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
RU2781205C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
WO2019086918A1 (en) | Flow measurement of fluid containing solid by bottom-fed flume | |
RU2520251C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
RU155020U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
RU2779520C1 (ru) | Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа | |
RU168317U1 (ru) | Установка для измерения продукции нефтяной скважины | |
RU2500883C2 (ru) | Установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт | |
RU2658699C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
RU2202039C2 (ru) | Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин | |
RU2460007C1 (ru) | Насосная станция для перекачивания многокомпонентной газосодержащей среды | |
RU2793784C1 (ru) | Способ эксплуатации группы нефтяных скважин | |
CN208534468U (zh) | 一种油水两相驱替分离计量装置 |