Forbidden

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

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН - Патент РФ 2125651
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Способ может быть использован в нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в измерении дебита газожидкостной смеси (ГЖС) и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости, или одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика. При этом дебит газа определяют упомянутым ранее способом. Способ позволяет повысить достоверность измерительной информации и снизить стоимость реализации измерения дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь. 1 з.п.ф-лы, 2 ил., 1табл.
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: 2125651
Класс(ы) патента: E21B47/10
Номер заявки: 97109497/03
Дата подачи заявки: 16.06.1997
Дата публикации: 27.01.1999
Заявитель(и): Открытое акционерное общество Акционерная компания "ОЗНА"
Автор(ы): Давлетбаев Р.Ф.; Демакин Ю.П.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество Акционерная компания "ОЗНА"
Описание изобретения: Изобретение относится к области измерения количества газожидкостной смеси и предназначается для использования в нефтедобывающей промышленности при измерениях количества жидкости и газа в продукции скважин и других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях.
Известен способ [1] измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, представляющей собой газожидкостную смесь, основанный на сепарации газожидкостной смеси с последующим поочередным определением скорости заполнения отделенной от газа жидкостью емкости известной вместимости и скорости выдавливания этой жидкости газом, отделенным при сепарации от жидкости.
Недостатком этого способа является цикличность процессов измерения дебита жидкости и газа, взаимоисключающих друг друга, т.е. при измерении дебита жидкости не измеряется газ и, наоборот, при измерении дебита газа не измеряется жидкость. Это ведет к потере измерительной информации, что является особенно актуальным при групповом способе учета добычи, при котором к одному измерительному устройству поочередно подключается от 8 до 14 скважин.
Кроме того, при снижении дебита газа до значения ниже значения дебита жидкости, что характерно для скважин старых обводненных месторождений, скорость выдавливания падает вплоть до полной остановки. При этом процесс измерения дебита продукции скважин прекращается.
Известен способ [2] покомпонентного измерения продукции нефтяных скважин, заключающийся в измерении дебита газожидкостной смеси, отборе точечных проб этой смеси по заданной программе, накопления их в калиброванном цилиндре с поршнем и датчиком линейного перемещения этого поршня, определении соотношения компонентов (коэффициентов значимости) путем центрифугирования (сепарирования) интегральной пробы, накопившейся в калиброванном цилиндре, до расслоения ее на компоненты: вода, нефть, газ и последующего вытеснения поршнем из калиброванного цилиндра расслоившейся смеси через емкостной индикатор потока в сборный коллектор.
При этом границы слоев каждого компонента определяют по изменению диэлектрической проницаемости, а объем (толщину слоя) каждого компонента определяют по величине хода поршня, регистрируемой датчиком линейного перемещения.
Дебит воды, нефти и газа рассчитывают путем умножения значения дебита газожидкостной смеси на соответствующий коэффициент значимости.
Недостатком этого способа является чрезвычайно высокая сложность его реализации, большая стоимость требуемого оборудования. Наличие большого количества прецезионных подвижных частей снижает надежность работы оборудования в условиях эксплуатации, характеризующихся наличием в продукции нефтяных скважин агрессивных и механических примесей.
Недостатком известного способа является также низкая достоверность информации.
Известно, что при центрифугировании продукции нефтяных скважин образуется стойкая водонефтегазовая эмульсия (пена), препятствующая четкости расслоения.
Кроме того, парафиносмолистые соединения, присутствующие в нефти и обладающие высокой адгезионной способностью, совместно с упомянутой ранее эмульсией при прохождении через индикатор потока обволакивает его электроды.
Поскольку парафиносмолистые соединения и эмульсия имеют некоторое усредненное значение диэлектрической проницаемости, межкомпонентные границы сглаживаются и становятся практически непрозрачными для индикатора потока емкостного типа.
Положение усугубляется незначительностью объема интегральной пробы, накапливаемой в калиброванном цилиндре и подвергаемой анализу в силу естественных ограничений по времени измерения и вместимости пробозаборного устройства пробоотборника.
Целью изобретения является повышение достоверности измерительной информации и снижение стоимости реализации способа измерения дебита продукции нефтяных скважин.
Указанная цель достигается тем, что при измерении дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь (ГЖС), способом, заключающимся в измерении дебита ГЖС и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости, или одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика.
При этом дебит газа определяют упомянутым ранее способом.
Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия".
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин отличается тем, что исключается зависимость достоверности измерения дебита от физических характеристик измеряемого продукта, а также снижается стоимость и повышается надежность устройства для измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованного на базе этого способа.
Таким образом, заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин соответствует критерию "новизна".
На фиг. 1, 2 изображены эквивалентные схемы реализации способа.
Согласно фиг. 1 ГЖС поступает на вход первого (например, лопастного) счетчика (1), который регистрирует ее дебит, после чего ГЖС поступает в верхнюю часть сепаратора (2), где происходит отделение газа от жидкости.
Далее выделившийся газ поступает через трубопровод (3) в сборный коллектор, а жидкость стекает в накопитель (4).
Уровень жидкости в накопителе регулируется поплавковым устройством (5) и заслонкой (6), установленной на трубопроводе (3).
По мере поступления жидкости повышается ее уровень, поплавковое устройство прикрывает заслонку, в сепараторе повышается давление газа и жидкость через второй счетчик (1) поступает в сборный коллектор.
При подключении скважины с пониженным дебитом газа уровень жидкости повышается и степень открытия заслонки уменьшается (вплоть до полного закрытия при отсутствии газа).
При подключении скважины с повышенным дебитом газа уровень жидкости понижается и степень открытия заслонки увеличивается (вплоть до полного открытия при достижении дебита газа расчетного значения).
Определение дебита ГЖС производят по показателям первого счетчика (1), дебита жидкости по показаниям второго счетчика (1) с учетом разницы уровня жидкости в накопителе (4), регистрируемого датчиком (7), при подключении скважины на измерение и по окончанию периода измерения.
Расчет дебита газа производят по разности значений дебита ГЖС и жидкости в рабочих условиях с последующей корректировкой его значения по температуре и давлению.
Расчет дебита нефти и воды производят известным способом по текущему значению плотности жидкости (водно-нефтяной смеси), поступающей в накопитель, и значениям плотности воды и нефти на конкретном месторождении, определяемых лабораторным способом.
При этом плотность жидкости определяют, например, с помощью датчика гидростатического давления, установленного на сепараторе (на рисунке не показан).
Согласно фиг. 2 заявляемый способ реализуется с помощью реверсивного счетчика (1).
Рассмотрим случай, когда в качестве счетчика используется трубопоршневой блок, в состав которого входит переключатель потока (8), калиброванная труба (9) с расширителями (10) на концах, поршень (11) и сигнализаторы (12) прохождения поршня по калиброванной трубе, установленные в начале и в конце мерного участка.
Расширители (10), в свою очередь, оборудованы амортизаторами, а торцы калиброванной трубы (9) в месте сочленения с расширителями выполнены в виде посадочных гнезд поршня (11).
Предположим, что в исходном положении (см. фиг. 2) поршень находится в левом расширителе и прижат амортизатором к посадочному гнезду. Накопитель сепаратора (2) заполнен жидкостью.
В процессе работы ГЖС поступает в левый расширитель и под ее напором поршень входит в калиброванную трубу и движется слева направо.
При прохождении поршня под толкателем левого сигнализатора последний выдает сигнал контроллеру (на рисунке не показан) на начало отсчета времени.
При прохождении поршня под толкателем правого сигнализатора он выдает сигнал контроллеру на окончание отсчета времени и включение привода переключателя потока. Цикл измерения дебита ГЖС заканчивается.
После поворота запорного органа переключателя потока ГЖС поступает в накопитель жидкости сепаратора, в зону газлифта (13). Газлифтом газированная смесь поднимается на поверхность уровня жидкости, где газ выделяется и создает подпор давления в газовой шайке сепаратора, а жидкость создает гидростатический подпор на нижние, в большей степени разгазированные, слои жидкости.
Под действием давления газа и гидростатического подпора жидкость из нижней части накопителя поступает в правый расширитель и перемещает поршень в калиброванной трубе справа-налево. При этом по сигналу правого сигнализатора начинается отсчет времени, а по сигналу левого -заканчивается отсчет времени и включается привод переключателя потока.
Дебит ГЖС рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня слева-направо и времени его движения между левым и правым сигнализаторами.
Дебит жидкости рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня справа-налево и времени его движения между правым и левым сигнализаторами.
При градуировке трубопоршневого блока определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от левого сигнализатора до правого (вместимость камеры измерения дебита ГЖС) и вводят ее значение в память контроллера.
Определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от правого сигнализатора до левого (вместимость камеры измерения дебита жидкости) и также вводят ее значение в память контроллера.
В силу конструктивных особенностей значения вместимости камеры измерения дебита ГЖС и камеры измерения дебита жидкости, как правило, несколько отличаются друг от друга.
Изобретение иллюстрируется следующим примером.
Производились измерения дебита ГЖС и жидкости с помощью трубопоршневого блока на заводском стенде и на пункте предварительной подготовки нефти ЦДНГ N 2 НГДУ "Туймазанефть". Вместимость камеры измерения дебита ГЖС составляла 46,725 литра, вместимость камеры измерения дебита жидкости - 46,534 литра.
Измерения проводились при давлении от 0,9 до 3,0 ктс/см2 и температуре 17 - 21oC.
Результаты измерения дебита ГЖС жидкости и определения дебита газа в рабочих условиях приведены в таблице.
Предлагаемый способ позволяет закрыть проблему учета продукции нефтяных скважин с большим газосодержанием (в реализации по рис.1) и продукции нефтяных скважин на старых обводненных месторождениях, обеспечить высокоточный учет малообводненной нефти после пунктов предварительной подготовки нефти на промыслах, обеспечить учет нестабильных продуктов (бензин, газовый конденсат) при перекачке их по трубопроводам или при наливе в цистерны и других продуктов с узкой границей перехода из жидкой фазы в газовую и наоборот, а также жидкостей, где газовая фаза может появиться в результате технологических переделов или нестабильности технологического процесса.
Источники информации.
1. Авт. св. 1553661 A1, опубликованное 30.03.90.
2. Авт. св. 1627688 A1, опубликованное 15.02.91.
Формула изобретения: 1. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, представляющий собой газожидкостную смесь (ГЖС), заключающийся в измерении дебита ГЖС и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, отличающийся тем, что после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика.