Устройство для измерения дебита нефтяных скважин

 

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение достоверности измерения. Устройство содержит вертикальный цилиндрический сепаратор 1 с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два датчика 5 и 6 давления, газовую линию 13 с клапаном 14, впускную и выпускную линии и микропроцессор 17. Внутри сепаратора 1 установлены успокоительные решетки 3 и 4, образующие полость измерения. Внутри решеток 3, 4 у боковой стенки сепаратора 1 размещены датчики нижнего 7 и верхнего 8 уровней. Выпускная линия выполнена в виде сифона 11. Такое конструктивное исполнение устройства в сочетании с микропроцессором 17 позволяет определить дебит скважины по жидкости, компонентный состав жидкости в объемных и массовых единицах измерения. А также данное устройство обеспечивает контроль геологических параметров нефтянных пластов по дебитам нефти, воды и газа. 1 ил.

СООЭ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСГЬБЛИК

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ HOMHTET

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР (21) 4412696/23-03 (22) 20.04.88 (46) 30.03,90. Бюл. У 12 (71) Октябрьский филиал Всесоюзного научно-исследовательского и проектноконструкторского института комплексной автоматизации нефтяной и газовой промышленности (72) А.П.Скворцов, M.È.×óðèíoâ и

-В.А.Рузанов (53) 622.245.5(088.8) (56) Патент США 11- 4549432, кл. С 01 F 15/08, опублик. 1985. (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ И314П :РЕНИЯ ДЕБИТА

НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для нефтедобывающей пром-сти. Цель — повышение достоверности измерения. Устр-во содержит вертикальный цилиндрический

„.SU„„1553661 А 1 (51) 5 Е 21 В 47/10

2 сепаратор 1 с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два датчика

5 и б давления, газовую линию 13 с клапаном 14,впускнуюи выпускную линии и микропроцессор 17.Внутри сепаратора 1 установлены успокоительные решетки 3 и

4, образующие полость измерения. Внутри решеток 3,4 у боковой стенки сепаратора 1 размещены датчики нижнего 7 и верхнего 8 уровней. Выпускная линия выполнена в виде сифона 11. Такое конструктивное использование устр-ва в сочетании с микропроцессором

17 позволяет определить дебит скважины по жидкости, компонентный состав жидкости в объемных и массовых едини- а цах измерения. А также данное устр-во обеспечивает контроль геологических параметров нефтяных пластов по дебитам нефти, воды и газа. 1 ил.

1553661

Составитель Г.Маслова

Редактор М.Бандура Техред Л,Сердюкова Корректор В.Кабаций

Заказ 441 Тираж 484 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.Ужгород, ул. Гагарина,101

8 успокоительных решетках, и выкида

4щцкости,. выполненного в виде сифона.

Такое конструктивное исполнение и сочетании с микропроцессором позво. л яет определить дебит скважины по л идкости, компонентный состав жидкости (вода, нефть) в объемных и масовых единицах измерения и дебит 10 ,аза в объемных единицах измерения.

l, !

Использование предлагаемого изобре- . ения обеспечивает контроль геологиеских параметров нефтяных пластов по ебитам нефти, воды и газа и в случае отклонения от нормального режима. оявляется возможность принимать опеативные меры.

Формула изобретения

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два датчика давления, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии и микропроцессор, о т л и ч а ю щ е е с я тем, что, с целью повышения достоверности измерения, оно снабжено установленными внутри сепаратора .успокоительными решетками, образующими полость измерения, и размещенными внутри.них у боковой стенки сепаратора датчиками нижнего и верхнего уровней, а выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.

1553661

Изобретение относится к иэмери( тельной технике и предназначено для измерения дебита нефтяных скважин в нефтедобывающей промышленности.

Целью изобретения является повышение достоверности измерения дебита нефтяных скважин.

На чертеже схематически изображено предлагаемое устройство. fQ

Устройство содержит вертикальный сепаратор 1, в верхней части которого размещена гидроциклонная головка

2, имеющая тангенциальный ввод, в нижней части сепаратора установлены 15 верхняя и нижняя успокоительные решет— ки 3 и 4, образующие полость измерения, верхний и нижний датчики 5 и 6 давления, датчики нижнего 7 и верхнего 8 уровней, впускную жидкостную линию 9, соединенную с гидроциклонной головкой

2, выходной патрубок 10 газа, установленный в верхней части: сепаратора 1, соединенный с газовой линией 13, выпускную жидкостную линию, выполнен- 25 ную в виде сифона 11. На газовой линии 13 установлен клапан 14 дискретного действия.

В верхней части сепаратора 1 на боковых стенках установлены датчик

15 температуры и датчик 16 давления, показания которых используются для приведения данных о содержании газа в продукции скважин к нормальным условиям. При этом зависимости объема газа от текущих параметров (Р, Т) вводятся в память и программу микропроцессора 17, предназначенного для прие( ма информации от датчиков уровня, давления и температуры, обработки этой

40 информации и передачи ее в систему телемеханики или на табло индикации.

Предусмотрен блок 18 управления клапаном 14 дискретного действия.

Вся измеренная продукция затем посту45 пает в общий коллектор 19.

Устройство работает следующим образом.

Поступающая через входной натрубок 9 продукция нефтяной скважины по5С дается в гидроциклонную головку 2,, где происходит отделение газа от жидкости под действием центробежных сил. Выделившийся газ через выходной пачрубок

10 газа, открытый клапан 14 дискретного действия и газовую линию 13 пос55 .тупает в сборный коллектор 19, Жидкость через нижнюю часть гидроциклонной головки 2 стекает в измерительную полость 12 сепаратора 1.

Как только уровень жидкости достигнет датчика 7 нижнего уровня, установленного внутри успокоительной решетки 4 у боковой стенки сепаратора, предназначенной для сглаживания пульсаций в целях повышения точности отбивки границы нижнего уровня жидкости, микропроцессор 17 фиксирует перепад давления между датчиками 5 и

Ь давления 91P,) и запускает таймер, т.е. начинается отсчет времени.

При достижении уровнем жидкости датчика 8 верхнего уровня, установленного внутри успокоительной решетки 3 у боковой стенки сепараr opa, назначение которой аналогично решетке 4 в целях повьш ения точности отбивки границы верхнего уровня, отсчет времени прекрашается и фиксируется перепад давления между датчиками 5 и

6 (р,) .

Далее после прекращения отсчета времени накопления жидкости по сигналу датчика 8 верхнего уровня микропроцессор 17 выдает команду блоку 18 управления на закрытие клапана 14 дискретного действия на газовой линии

13. После этого под действием избыточного давления газа происходит продавка жидкости из сепаратора 1 через сифон 11 в общий коллектор 19. Выпускная жидкостная линия в виде сифона не создает дополнительного перепада давления, не нарушает режим работы скважины, т.е. не создает противодавление на продуктивный пласт. Второе преимущество сифона — упрощение процесса управления измерением дебита нефтяных скважин, а в случае отключения электроэнергии не создается аварийная обстановка на объекте.

При достижении уровнем жидкости (во время ее понижения) датчика 8 верхнего уровнй подается команда на запуск таймера по отсчету времени продавки объема жидкости газом. При достижении уровнем жидкости датчика 7 нижнего уровня микропроцессор 17 выдает сигнал на остановку таймера и фиксируется время продавки жидкости газом (4t г,„Ä) и в тот же момент выдает команду на открытие клапана 14 дискретного действия °

Избыточное давление в сепараторе

1 сбрасывается, продавка жидкости через сифон 11 прекращается, уровень жидкости начинает повышаться, эапус1553б61

Мз

У

20

0P S

M=, кг, (з) где ДР— перепад давления между фиксированными уровнями, Па;

S — среднее значение площади сечения мерной части сепаратора, м

g — ускорение свободного падения, 35 м/с2, Ч мз /с 1 r » где Ч вЂ” / з

1сн= Vэ,кг/м у (4) " .з (5) При этом измеренное количество газа. автомати ески корректируется микропроцессором 17 с использованием значений температуры (датчика 15) и давления (датчика 16) с приведением к нормальным условиям в соответствии с зависимостями объема газа от текущих параметров (P и Т).

В целом, повьппение достоверности измерения обеспечивается применением двух датчиков уровня, установленных

50 кается таймер, отсчитывающий время измерения жидкости, и процесс повторяется.

Все операции по определению дебита

5 и обводненности продукции скважин микропроцессор 17 выполняет по заданной программе.

Дебит скважинной жидкости в объемных единицах определяется по формуле где V — объем мерной части сепара„з.

de=(e—

-й ) — интервал времени накопления

1 порции, с .

Дебит скважины в массовых единицах определяется по формуле

М кг/с, ln (2)

Масса порции фиксированного объема в мерной части 12 сепаратора определяется по формуле

Исходя из объема и массы порции жидкости, заключенной в полости 12 измерения, плотность смеси определя- 40 ется по формуле а затем вычисляется обводненность по 45 формуле

Рв . Рн

W = — — — (1 — — -) .100Z3

Ув Ун Р. где W — обводненность нефти измеренной порции, Е;

o — плотность пластовой воды по Ь данной скважине, кг/м ;

13„ — плотность дегазированной нефти по данной скважине, г/ з

Так как плотности воды и нефти по конкретной скважине есть величины медленно изменяющиеся, то данные по ним закладываются в программу микропроцессора 17 и могут уточняться один раз в квартал лабораторным путем.

Для количественного определения компонентов, входящих в состав газожидкостной смеси, в вычислительное устройство заранее вводятся значения величин плотности пластовой воды и дегазированной нефти.

Зная массу жидкости и ее обводненность, масса воды определится по формуле

M в М 4 (Ь)

Масса нефти определится по формуле

HH=M (1 — Ы) ° (7)

Объемное содержание нефти определяется по зависимости

Ч g — M

Ч (8) н где V„— обьем нефти, м ;

V — объем мерной части сепараторау

М вЂ” измеряемая масса смеси, кг рв- плотность пластовой воды, /мз . о — плотность дегазированной

3 Н нефти, кг/м . !

Количество газа, поступающего в сепаратор, определяется как приращение объема газового пространства в сепараторе 1 при падении уровня жидкости от датчика 8 верхнего уровня до датчика 7 нижнего уровня, т.е. на калиброванную вели .ину объема sa фиксированное время (и t рц „) по формуле: — объем калиброванной части сепаратора между датчиками 7 и 8 уровня, м ; время снижения уровня жидкости от датчика 8 до датчика 7, с.