Способ определения плотности жидкости в продукции нефтяных скважин "эмулированный отстой"

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для измерения плотности жидкости в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин при помощи измерительных установок дебита гидростатического действия. Техническим результатом изобретения является повышение качества выполняемых измерений плотности за счет повышения эффективности эмулированного отстоя, уменьшение цены за счет снижения требований к качеству сепарации, а следовательно, и сокращения размеров сепарирующих элементов, материалоемкости. Это достигается тем, что способ реализуют при помощи измерительных установок дебита гидростатического действия, у которых функцию датчиков верхнего и нижнего уровней жидкости в измерительной емкости совмещают датчики указателя гидростатического давления. Способ включает измерение и соотнесение значения гидростатического давления с высотой столба жидкости между соответствующими датчиками уровней жидкости. Наполнение измерительной емкости не прекращают до тех пор, пока показания указателя гидростатического давления не стабилизируются. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для измерения плотности жидкости в продукции нефтяных и газоконденсатных скважин при помощи измерительных установок дебита гидростатического действия.

Известен способ определения плотности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что время наполнения измерительной емкости продукцией скважины задают заранее с учетом максимальной производительности устройства, по истечении заданного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, а потом измеряют гидростатическое давление и высоту столба жидкости [1].

Недостатком этого технического решения является невозможность его применения на измерительных установках дебита без специального уровнемера, способного измерять любой уровень наполнения измерительной емкости.

Наиболее близким техническим решением является способ определения плотности жидкости в продукции нефтяных скважин, реализованный в измерительных установках дебита «Электрон», оснащенных тремя независимыми указателями гидростатического давления, установленными последовательно один за другим по высоте в пределах линейной части измерительной емкости. Согласно этому способу плотность вычисляют по значению гидростатического давления, соотнесенному с соответствующей высотой столба жидкости и измеренному в момент достижения уровнем поступающей в измерительную емкость жидкости нижних датчиков одного из двух верхних указателей гидростатического давления, являющихся одновременно датчиками уровня. При этом по достижении уровнем поступающей в измерительную емкость жидкости верхнего датчика уровня для вычисления плотности может быть взято показание среднего затопленного датчика уровня, являющегося одновременно датчиком указателя гидростатического давления, а высота столба жидкости - расстояние между нижним и средним датчиками уровня. Таким образом частично обеспечивается эмуляция отстоя для выхода пузырькового газа [2].

Недостатками этого способа являются: недостаточное качество выполняемых измерений плотности вследствие низкой эффективности эмулированного отстоя, связанной с небольшим расстоянием между вторым и третьим датчиками уровня, повышенные требования к качеству сепарации, увеличенная материалоемкость устройства, обусловленная наличием большого сепаратора, и необходимость применять три указателя гидростатического давления, удорожающих измерительную установку.

Задача предлагаемого технического решения: повышение качества выполняемых измерений плотности за счет повышения эффективности эмулированного отстоя, уменьшение цены за счет снижения требований к качеству сепарации, а следовательно, и сокращения размеров сепарирующих элементов, материалоемкости.

Это достигается тем, что в способе определения плотности жидкости в продукции нефтяных скважин при помощи измерительных установок дебита гидростатического действия, у которых функцию датчиков верхнего и нижнего уровней жидкости в измерительной емкости совмещают датчики указателя (указателей) гидростатического давления, включающем измерение и соотнесение значения гидростатического давления с высотой столба жидкости между соответствующими датчиками уровней жидкости, согласно изобретению наполнение измерительной емкости не прекращают до тех пор, пока показания указателя гидростатического давления не стабилизируются.

Измерение гидростатического давления при непрекращающемся наполнении измерительной емкости до тех пор, пока показания указателя перепада давления не стабилизируются, обеспечивает выдерживание скважинной жидкости под верхним датчиком уровня до состояния полного отсутствия пузырькового газа и гарантирует корректное определение плотности жидкости в продукции нефтяных скважин при меньшей материалоемкости установки.

Предлагаемый способ является эмуляцией отстоя для жидкости, находящейся ниже уровня верхнего датчика уровня, он позволяет повысить качество выполняемых измерений плотности в динамике без реализации чистого (статического) отстоя.

На чертеже изображено устройство - установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин «Мера/2», на котором реализуется предложенный способ.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, калиброванную измерительную емкость 2, вход из скважины 3, выход в коллектор 4, газопровод 5, переключатель потока 6, предохранительный клапан 7, указатель гидростатического давления 8, соответственно нижний 9 и верхний 10 датчики указателя гидростатического давления 8, датчик избыточного давления 11, датчик температуры 12, клапан обратный 13, запорную арматуру (задвижки) 14, 15 и 16, демпфер поверхностного волнения 17, сливную линию 18, уровень жидкости 19 после стабилизации показаний указателя гидростатического давления 8.

Способ реализуется следующим образом.

Перед началом процедуры замера производят "продувку" системы, при этом переключатель потока 6 обеспечивает свободное истечение продукции скважины через газовый сепаратор 1 и измерительную емкость 2 в коллектор 4.

Переключатель потока 6 ставят в положение "наполнение", которое означает прекращение свободного истечения продукции скважины через измерительную емкость 2 и сливную жидкостную линию 18 в коллектор 4, открытие свободного выхода отсепарированного газа через газопровод 5 в коллектор 4 и начало наполнения измерительной емкости 2 предварительно отсепарированной жидкостью.

После получения сигнала от нижнего датчика 9 указателя гидростатического давления 8 начинают отсчет времени наполнения, а после достижения жидкостью расчетного уровня наполнения измерительной емкости 2 и получения сигнала от верхнего датчика 10 указателя гидростатического давления 8 производят замеры избыточного давления, температуры, гидростатического давления и, зная время и высоту наполнения калиброванной измерительной емкости 2, а также величину гидростатического давления, производят расчет массового дебита по жидкости. При этом наполнение измерительной емкости 2 не прекращают до тех пор, пока показания указателя перепада давления 8 не стабилизируются. Плотность жидкости вычисляют по формуле

ρ=P/gH(m/м³),

где Р - гидростатическое давление столба жидкости высотой Н;

(Н - расстояние между нижним 9 и верхним 10 датчиками указателя перепада давлений 8).

g - ускорение свободного падения.

При этом жидкость может заполнить сепаратор.

Затем снова ставят переключатель потока 6 в положение "продувка", при котором газопровод 5 соединен с коллектором 4, а сливная жидкостная линия 18 перекрыта. При этом происходит вытеснение жидкости из измерительной емкости 2, скорость которого определяют по времени получения сигналов от соответственно верхнего 10 и нижнего 9 датчиков указателя гидростатического давления 8. Снова измеряют избыточное давление и температуру.

Затем цикл повторяют, например, на другой скважине.

Зная лабораторные значения плотностей нефти и воды, определяют производительность скважины по нефти и воде.

Зная время вытеснения известного объема жидкости из измерительной емкости 2, значения избыточного давления и температуры, определяют производительность скважины по газу.

Применение предложенного технического решения позволит создать недорогую компактную установку для измерения широкого диапазона дебитов скважин по жидкости, нефти, воде и газу, в том числе таких, где присутствует пенистая нефть и высокий газовый фактор, поскольку определение плотности скважинной жидкости мало зависит от качества предварительной сепарации. Отсутствие остаточного газа в измеряемой жидкости позволяет получать более корректные значения обводненности.

Библиографические данные

1. Патент №2220282 на изобретение «Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления», МПК 7 Е21В 47/10, опубл. 27.12.2003, БИПМ №36.

2. Патент №38931 на полезную модель «Установка для автоматизированного замера продуктов нефтяных скважин», МПК 7 G01F 3/00, опубл. 20.05. 2004, БИПМ №14 (прототип).

Способ определения плотности жидкости в продукции нефтяных скважин при помощи измерительных установок дебита гидростатического действия, у которых функцию датчиков верхнего и нижнего уровней жидкости в измерительной емкости совмещают датчики указателя гидростатического давления, включающий измерение и соотнесение значения гидростатического давления с высотой столба жидкости между соответствующими датчиками уровней жидкости, отличающийся тем, что наполнение измерительной емкости не прекращают до тех пор, пока показания указателя гидростатического давления не стабилизируются.