Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ - Патент РФ 2051333
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтедобыче. Сущность изобретения: заполняют антифризом специальную емкость до заданного уровня, заполняют нефтяной жидкостью до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, измеряют время заполнения сепаратора, уровень нефтяной жидкости в сепараторе и перепад давлений, создаваемый столбом антифриза и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожняют сепаратор, а расход нефти, воды и нефтяной жидкости определяют по формуле. Устройство содержит сепаратор 4, измерительную емкость 3, специальную емкость 6, исполнительные механизмы 2, 8 и 10, вентили 16, 17 и 18, дифманометры 12 и 23, три датчика 13, 14, 24 давления, блок 9 управления, блок 22 регистрации, трубопровод 1, наливную 15 и сливную 19 линии, трубопровод 5, коллектор 7. 2 с. п. ф-лы, 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2051333
Класс(ы) патента: G01F1/00
Номер заявки: 4851045/28
Дата подачи заявки: 25.04.1990
Дата публикации: 27.12.1995
Заявитель(и): Азербайджанское научно-производственное объединение "Нефтегазавтомат" (AZ)
Автор(ы): Рзаев Аббас Гейдар-оглы[AZ]
Патентообладатель(и): Рзаев Аббас Гейдар-оглы (AZ)
Описание изобретения: Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.
Известен способ автоматического измерения дебита нефти, состоящий в измерении уровня нефтяной жидкости и раздела фаз в сепараторе и по измеренным значениям определении содержания воды и нефти, добываемых из нефтяных скважин.
Данный способ реализован в устройстве, состоящем из измерительного сепаратора, опущенной в него трубы из немагнитного материала, двух поплавков с вмонтированными в них постоянными магнитами, которые могут перемещаться вдоль трубы в зависимости от уровня нефти и отстаиваемой воды в сепараторе, якоря, который на проволоке опускается в трубу, датчика уровня, блока измерения и управления и исполнительных механизмов, установленных на трубопроводах подачи жидкости в сепаратор и отвода из него, причем при заполнении сепаратора жидкостью до заданного уровня с помощью блока управления прекращается подача жидкости в сепаратор и вырабатывается сигнал "Измерение" и датчик уровня приводится в действие (перемещается якорь). Время от начала пуска до получения сигнала "Уровень воды" определяет высоту столба воды, а время меду сигналами "Уровень воды" и "Уровень нефти" высоту столба нефти в сепараторе. На основании этих сигналов в блоке измерения определяется объемное количество нефти и воды, добываемые с нефтяных скважин [1]
Однако данные способ и устройство не позволяют с требуемой частотой и точностью измерить весовой дебит нефти и пластовой воды, что приводит к понижению технико-экономических показателей добычи нефти.
Это связано с тем, что при отстаивании нефтяной эмульсии в измерительном сепараторе между чистой (обезвоженной) нефтью и отстаиваемой пластовой водой образуется промежуточный слой, содержащий 30-60% воды. В данном устройстве промежуточным слоем считается чистая нефть, что связано с большой погрешностью измерения.
Кроме того, поплавок межфазного уровня рассчитан с учетом средней плотности пластовой воды и при изменении плотности (минерализации) пластовой воды в широких пределах ( ρв 1,05-1,22 г/см3) он может остаться в водяном или промежуточном слое, что также является источником большой погрешности.
Кроме того, с увеличением устойчивости нефтяной эмульсии, увеличивается необходимое время ее отстоя и, следовательно, уменьшается частота измерения, что отрицательно отражается на технико-экономических показателях добычи нефти.
Наиболее близким к предлагаемому является способ измерения дебита нефти, состоящий в измерении перепада гидростатических давлений между двумя точками, расположенными в нижней части сепаратора, определения момента опорожнения сепаратора, перепада давлений, создаваемого на одинаковых высотах пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в специальной емкости, и нефтяной жидкостью в сепараторе по измеренному значению, с учетом плотностей пластовой воды и нефти, определение суточного весового дебита жидкости, нефти и пластовой воды по формуле [2]
Однако данный способ не позволяет измерить дебит чистой нефти и пластовой воды с заданной частотой и точностью в случае, когда производительности измеряемых скважин существенно отличаются.
Наиболее близким к предлагаемому устройству является дебитор, содержащий измерительный сепаратор, пьезометрические датчики давления нефтяной жидкости, пластовой воды и нефти, два дифманометра, множительно-делительный блок, сигнализаторы уровня воды и нефти, клапаны наливной и сливной линий, блок управления и индикации, емкость для слива пластовой воды, преобразователь температуры, три перегородки, установленные внутри сепаратора с образованием полостей, в первой полости которого в нижней части сепаратора накапливается пластовая вода, во второй полости с верхнего слоя нефтяной жидкости накапливается чистая (обезвоженная) нефть, в третьей полости устанавливается сигнализатор уровня, причем отрицательные камеры обоих дифманометров соединены с пьезометрическими датчиками давления пластовой воды, входы множительно-делительного блока соединены с выходами дифманометров, а его выход с блоком управления и индикации, сигнализаторы уровня пластовой воды и чистой нефти соединены с входом блока управления и индикации, выходы которого соединены с клапанами отвода пластовой воды из сепаратора в емкость для слива пластовой воды, а чистой нефти и пластовой воды в общий коллектор, вход преобразователя температуры соединен с датчиком температуры, выход с блоком управления и индикации [2]
Однако это устройство при измерении дебита нефтяной жидкости, содержащей кинематически устойчивую нефтяную эмульсию, дают большую погрешность, так как во-первых, при переливе емкость заполняется нефтяной эмульсией, (содержащей 5-30% пластовой воды), не успевшей отстояться в течение цикла измерения (для отстоя таких эмульсий требуется несколько дней); во-вторых, по той же причине водяной слой в нижней части сепаратора может не образоваться и при этом емкость для пластовой воды заполнится нефтяной эмульсией.
Техническим результатом от использования изобретения является повышение технико-экономических показателей добычи нефти.
Это достигается тем, что в способе измерения, включающем заполнение антифризом специальной емкости до заданного уровня, заполнение сепаратора нефтяной жидкостью с одновременным измерением времени заполнения, измерение разности давлений, создаваемых столбами антифриза в специальной емкости и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожнение сепаратора, момент завершения которого определяют по равенству давлений в двух точках в нижней части сепаратора, и вычисление величины расхода по формуле
Gн= (1-α)ρн·g, (1)
Gв=g, (2)
σ= σн + σв, (3) сепаратор заполняют до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, дополнительно измеряют уровень нефтяной жидкости в сепараторе, а при вычислении расхода содержание водыα в нефтяной жидкости определяют по формуле
α 1- 1- + 1- + (ρвн), (4)
V V1 + V2, (5)
V1 πr12 ˙h1, (6)
V2 π(r2 r1)2 ˙h2, (7) где V общий объем жидкости в сепараторе;
V1 объем жидкости в кольцевом пространстве сепаратора;
V2 объем жидкости в измерительной емкости;
Gн, Gв, G расход нефти, пластовой воды и нефтяной жидкости соответственно;
ρн, ρв, ρА плотности нефти, пластовой воды и антифриза соответственно;
h1, h2 уровень нефтяной жидкости в сепараторе и измерительной емкости;
ΔР перепад давлений между пьезометрическими столбами антифриза и нефтяной жидкости с высотой h1;
r1, r2 радиус сепаратора и измерительной емкости соответственно;
τ- время заполнения сепаратора.
Технический результат также достигается тем, что устройство, содержащее сепаратор со сливной и наливной линиями, специальную емкость с наливной и сливной линиями, верхняя часть которой сообщена с газовой линией сепаратора, исполнительные механизмы, установленные на наливной, сливной и газовой линиях сепаратора и специальной емкости, пьезометрические датчики давления, установленные в нижней части сепаратора и специальной емкости и соединенные с входами двух дифманометров, сигнализатор уровня и блок управления, входы которого соединены с выходами дифманометров и сигнализатора уровня, а выходы с исполнительными механизмами и регистратором, снабжено измерительной емкостью, установленной внутри сепаратора коаксиально ему и связанной с его полостью через исполнительный механизм, вход которого соединен с дополнительным выходом блока управления, измерителем уровня, связанным с дополнительным входом блока управления, при этом сигнализатор уровня установлен в верхней части измерительной емкости, днище которой связано со сливной линией сепаратора.
На чертеже изображено предлагаемое устройство.
Нефтяная жидкость (НЖ) из скважин (не показаны), имеющих разные производительности, содержащая пластовую воду, нефть и газ, по трубопроводу 1 через исполнительный механизм 2 поступает в измерительную емкость 3 сепаратора, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газовая фаза из верхней части сепаратора 4 по трубопроводу 5 параллельно поступает в верхнюю часть цилиндрической вертикальной (специальной) емкости 6 и общий коллектор 7, а жидкая фаза в случае, когда к измерительной системе подключается малая дебитная скважина, накапливается в измерительной емкости 3 сепаратора, при этом исполнительный механизм 8 закрыт, а в случае, когда к измерительной системе подключена скважина с большим дебитом, одновременно накапливается и в измерительной емкости и кольцевом пространстве сепаратора. При этом исполнительный механизм 8 открыт. Момент поступления НЖ в сепаратор определяется на блоке 9 управления. При заполнении сепаратора в обоих случаях исполнительные механизмы (ИМ) 10, установленные в линиях отвода НЖ в коллектор 7, закрыты. Когда уровень НЖ в измерительной емкости 3 сепаратора 4 достигает заданной высоты h2, по сигналу бесконтактного сигнализатора 11 уровня блок 9 управления закрывает ИМ 2 наливной линии и начинается цикл измерения, состоящий в измерении перепада давления в дифманометре 12, который отрицательной камерой соединен с датчиком 13, установленным в нижней части измерительной емкости сепаратора, а положительной камерой с датчиком 14, установленным в нижней части специальной емкости 6. При этом уровни нефтяной жидкости в измерительной емкости 3 и в специальной емкости 6 одинаковы и равны h2.
Уровень в этих емкостях отсчитывается от точки установки датчиков 13 и 14. Измеренное значение перепада давления с выхода дифманометра 12 поступает в блок 9 управления.
Антифриз заполняется в емкость 6 следующим образом.
Заранее через линии 15 и открытый вентиль 16, закрытые вентили 17 и 18 заполняется антифриз. После заполнения емкости 6 закрывается емкость 16 и открывается вентиль 17. При этом уровень антифриза в емкости 6 за счет линии 19 устанавливается равным высоте h2 (лишний объем антифриза выше уровня h2 по линии 19 выбрасывается в коллектор 7) и давление над уровнями НЖ в сепараторе 4 и специальной емкости 6 выравнивается (по закону сообщающихся сосудов). Вентиль 18 используется тогда, когда возникает необходимость в замене старого антифриза в емкости 6 свежим антифризом. Как отмечалось выше, при измерении больших дебитов (когда подключаемая к циклу измерения скважина имеет большую производительность) открывают ИМ 2 и ИМ 8, при этом одновременно НЖ заполняется емкость 3 и кольцевое пространство 20 сепаратора, имеющего в несколько раз большую емкость, чем емкость 3. Когда уровень жидкости в емкости 3 достигает величины h2 аналогично, как в предыдущем случае, закрывается ИМ 2 и начинается цикл измерения, при этом уровень жидкости в кольцевом пространстве 20 h1, меньше, чем h2, так как в пространство 20 попадают тяжелые составляющие (в основном отстоявшаяся вода в емкости 3) поступающей НЖ. Следует отметить, что кольцевое пространство 20 пусто и ИМ 8 закрыт только в тех случаях, когда измеряется дебит малодебитной скважины, а в остальных случаях ИМ 8 открыт. При этом по геологическим регламентным данным заранее определяется из охватываемых для измерения групп скважин, какие являются малодебитными, а какие имеют большую производительность, т.е. в блоке 9 управления скважины делятся на два класса и после измерения дебита скважин первого класса изменяется состояние ИМ 8 и измеряется дебит скважин второго класса. На основании сигналов, поступающих с дифманометра 12 и уровнемера 21, установленного в кольцевом пространстве для измерения h1 с учетом плотностей воды ρв, нефти ρн и антифриза ρА, вводимых в блок управления вручную, по формулам в блоке 9 определяется (рассчитывается) весовой дебит НЖ, нефти и пластовой воды. Результаты измерения регистрируются в блоке регистрации. После измерения по сигналу, поступающему с блока 9, открывается исполнительный механизм 10 и начинается слив НЖ из сепаратора 4 в коллектор 7. Момент окончания слива определяется по информации, поступающей с дифманометра 23, отрицательная камера которого соединена с датчиком 24, расположенным в нижней части сепаратора, на некотором расстоянии выше датчика 13, а положительная камера с датчиком 13.
Формула (4), разработанная для данного способа, определяющая содержанием воды в НЖ, выводится следующим образом.
Для бинарных систем (таковой является НЖ) плотность определяется по следующему аналитическому выражению:
ρнж α˙ρв + (1 α) ρн. (8)
Данное выражение можно написать в следующем виде:
ρнж α˙ρв + (1 α) ρн + ρА ρА, (9) также можно выразить в следующем виде:
ρ1 + ρ2 (10)
По закону сообщающихся сосудов
ρ1˙h1 ρ2 ˙h2 (11)
Отсюда
ρн= ρ2 (12)
Перепад давлений, создаваемый на одинаковых высотах (на высоте h2) пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в емкости, и НЖ в сепараторе, по закону гидростатики можно определить по следующей формуле:
( ρA ρ2) ˙g˙h2 ΔP. (13)
Отсюда
ρ2= (14)
Подставив (14) в (12), (12) в (10), а (10) в (9), после соответствующих преобразований получим формулу (4), т.е.
α =
Принцип работы способа и устройства для его осуществления, представленного на чертеже, заключается в следующем.
В начале по линии 15 через вентиль 16 емкость 6 заполняется антифризом плотностью ρА. При заполнении емкости вентили 17 и 18 закрыты и емкость 6 находится под атмосферным давлением. После заполнения емкости вентиль 16 закрывается, а вентиль 17 открывается. При этом излишек антифриза выше отметки h2 за счет ее гидростатического давления через линию 19 и трубопровод 5 переливается в коллектор 7. В начале цикла по единичному сигналу "1", выбранному блоком 9, открывается ИМ 2, и по линии 1 подключается скважина к измерительному сепаратору 4 и одновременно включается таймер для учета времени заполнения.
Если подключаемая скважина малодебитная, то в линии, соединяющей блок 9 с ИМ 8, имеется нулевой сигнал "0" и ИМ 8 закрыт.
В случае, когда подключаемая скважина имеет большой дебит, то на указанной линии имеется единичный сигнал "1" и ИМ 8 открыт.
В первом случае заполняется только измерительная емкость 3, а во втором случае кроме емкости 3 также заполняется кольцевое пространство 20 сепаратора 4. Начинается слив НЖ. При этом И 10 закрыт. Когда уровень НЖ в емкости 3 доходит до отметки h2 по сигналу бесконтактного сигнализатора 11 уровня закрывается И 2, отключается таймер (часовой механизм). По перепаду давлений ΔР, создаваемому на одинаковых высотах h2 пьезометрическими столбами антифриза в емкости 6 и НЖ в емкости 3, и сигналу, поступающему с уровнемера 21 с учетом плотностей пластовой воды ρв, нефти ρн и антифриза ρА, полученных в результате анализа, вводимых в блок управления вручную и записываемых в ППЗУ блока 9, по формулам (1)-(7) в блоке 9 определяется (рассчитывается) весовой дебит НЖ, нефти и пластовой воды. Результат передается в вышестоящую ступень и регистрируется там в блоке 22 регистрации. После передачи результатов расчета в верхнюю ступень по единичному сигналу "1", поступающему с блока 9, открывается ИМ 10 и начинается опорожнение сепаратора.
Формула изобретения: 1. Способ измерения дебита нефти, включающий заполнение антифризом специальной емкости до заданного уровня, заполнение сепаратора нефтяной жидкостью с одновременным измерением времени заполненения, измерение разности давлений, создаваемых столбами антифриза в специальной емкости и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожнение сепаратора, момент завершения которого определяют по равенству давлений в двух точках в нижней части сепаратора, и вычисление величины расхода нефти σн и пластовой воды σв по формулам


отличающийся тем, что сепаратор заполняют до достижения заданного уровня в измерительной емкости, установленной внутри него, дополнительно измеряют уровень нефтяной жидкости в сепараторе, а при вычислении расхода содержание воды α в нефтяной жидкости определяют по формуле

где ρнвa соответственно плотности нефти, пластовой воды и антифриза;
h1, h2 соответственно уровень нефтяной жидкости в сепараторе и измерительной емкости;
v1 объем жидкости в кольцевом пространстве сепаратора;
v общий объем жидкости в сепараторе;
ΔP перепад давлений между пьезометрическими столбами антифриза и нефтяной жидкости с высотой h1;
g ускорение свободного падения;
τ время заполнения сепаратора.
2. Устройство для измерения дебита нефти, содержащее сепаратор со сливной и наливной линиями, специальную емкость с наливной и сливной линиями, верхняя часть которой сообщена с газовой линией сепаратора, исполнительные механизмы, установленные на наливной, сливной и газовой линиях сепаратора и специальной емкости, пьезометрические датчики давления, установленные в нижней части сепаратора и специальной емкости и соединенные с входами двух дифманометров, сигнализатор уровня и блок управления, входы которого соединены с выходами дифманометров и сигнализатора уровня, а выходы с исполнительными механизмами и регистратором, отличающееся тем, что оно снабжено измерительной емкостью, установленной внутри сепаратора коаксиально ему и связанной с его полостью через исполнительный механизм, вход которого соединен с дополнительным выходом блока управления, измерителем уровня нефтяной жидкости в сепараторе, связанным с дополнительным входом блока управления, при этом сигнализатор уровня установлен в верхней части измерительной емкости, днище которой связано со сливной линией сепаратора.