Способ определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин. Способ включает подачу продукции скважины в герметичную емкость и периодическое ее вытеснение порциями в измерительную линию через измерительное устройство, определяя ее массу и объем. Вытеснение порций продукции скважины производится при заданных пределах перепадов давления начала и конца прохождения порций, а перед вытеснением продукции из емкости производят смешивание ее жидкой и газовой составляющих. Устройство включает в себя герметичную емкость с входным и выходным патрубком для продукции скважины. Внутри емкости вертикально расположен перфорированный патрубок с измерительной линией, с установленными на ней измерителями массы и объема продукции скважины, датчики давления и температуры. Техническим результатом является уменьшение затрат на реализацию способа и повышение точности и надежности работы устройства. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин.
Известны способы измерения продукции нефтяных скважин и устройства для их осуществления [1] (НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М.: «ВНИИОНГ» 2003 г, №4, стр.7-18), нашедшие наибольшее распространение в практике эксплуатации нефтяных месторождений.
Принцип измерения этих установок, в основном, заключается в направлении продукции скважины в сепарационную емкость, разделение ее на жидкость и газ с последующим вытеснением в соответствующие трубопроводы порциями по мере накопления их в сепарационной емкости. Измерение количества жидкости и определение дебита скважин производят по времени заполнения фиксированных объемов в сепарацинной емкости либо путем измерения количества жидкости и газа измерителями при вытеснении их из сепаратора порциями при достижении заданных пределов перепада давления на измерителях. Существенными недостатками упомянутых способов измерения является невозможность добиться полного отделения жидкости от газа, а также необходимость, в ряде случаев, для организации вытеснения жидкости из сепараторов использовать управляемые переключатели и специальные насосы.
Наиболее близким, т.е. прототипом (RU 2265122 C2, Е21В 47/10, G01F 15/08, БИ №33, 2005 г.), предлагаемому является «Устройство для измерения дебита скважин» [2], содержащее вертикальный резервуар с боковым тангенцильным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, многоканальный контроллер, а также многопозиционный переключатель текучей среды, связанный с резервуаром, расходомер-счетчик газа и расходомер-счетчик жидкости, причем нижняя часть резервуара выполнена конусно, а тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на корпусе резервуара у перехода его в нижнюю часть конической формы, а между резервуаром и расходомером-счетчиком газа на трубопроводе установлены датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан.
Недостатком данного способа является необходимость качественной сепарации, для чего введены специальные элементы: датчик наличия жидкости в газе и управляемый дросселирующий клапан. Кроме того, диапазон измеряемых дебитов скважин ограничен возможностью расходомеров газа и жидкости.
Целью настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков, упрощение конструкции устройства и расширение возможностей применения.
Поставленная цель достигается описываемым способом определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающим подачу ее в герметичную емкость через входной патрубок и периодическое вытеснение порциями через выходной патрубок в измерительную линию и далее в сборный коллектор с возможностью измерения ее массы и объема, причем начало и окончание вытеснения порций производят при заданных пределах перепада давления на измерителе массы и объема, причем при направлении порций продукции скважины из герметичной емкости в измеритель массы производят смешивание ее жидкой и газовой составляющих, пропуская их через нижнюю перфорированную часть выходного патрубка, размещенного вертикально в герметичной емкости.
Кроме того, измерение массы и объема, а также состава продукции скважины (нефти, воды и газа) производят двумя типами измерителей, в том числе измерителем с сужающим устройством и турбинным счетчиком с учетом среднего перепада давления на них при прохождении каждой порции продукции, давления и температуры, а также заложенных в память вычислительного устройства плотностей нефти, воды, газа и среднего перепада давления при тарировке на воде, причем результатом измерений массы и объема продукции считают средние значения, полученные по двум типам измерителей.
В предлагаемом устройстве для определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающем герметичную емкость с входным и выходным патрубками для ввода и вывода продукции скважины, измерительную линию, размещенную после выкидного патрубка, и установленными на ней измерителем массы, датчиками давления и температуры, связанными с вычислительным устройством, причем выкидной патрубок расположен в верхней части герметичной емкости и с одной стороны связан с измерительной линией, а с другой - с перфорированным патрубком, вертикально размещенным внутри герметичной емкости с равномерно расположенными на нем вдоль оси отверстиями в количестве не менее 5 и не более 30 общей площадью большей в 1,2-1,3 раза площади проходного сечения измерителя массы, причем площадь проходного сечения перфорированного патрубка должна быть равной или большей общей площади отверстий патрубка, при этом верхнее отверстие перфарированного патрубка не должно располагаться выше 1/3 общей высоты патрубка, нижний конец которого расположен у днища герметичной емкости, а общий объем емкости не должен быть меньше 1000 доли максимального суточного дебита скважины, подключенной к устройству.
Кроме того, в устройстве измеритель массы выполнен в виде обратного клапана, который связан с разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, размещенными в цилиндре с входным и выходным отверстиями для прохождения продукции скважины и возможностью перемещения вдоль оси цилиндра, а верхняя часть цилиндра снабжена датчиком верхнего положения клапана.
Кроме того, устройство снабжено еще, по крайней мере, одним измерителем объема и массы, например, турбинного типа с возможностью передачи его показаний в вычислительное устройство и использования для определения массы продукции среднего перепада давления на нем.
Кроме того, измерительная линия снабжена датчиками давления, размещенными до и после каждого измерителя массы и объема, а датчик температуры размещен перед первым измерителем массы и объема, связанными с вычислительным устройством.
Кроме того, устройство дополнительно снабжено выкидным патрубком в нижней части емкости, соединенным со сборным коллектором, а так же запорными устройствами в начале и конца измерительной линии.
Необходимый технический результат предлагаемого способа и устройства для определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин обеспечивается совокупностью существенных отличительных признаков, что свидетельствует о соответствии предлагаемого решения критерию «изобретения».
На чертеже представлена схема устройства для осуществления способа определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, проясняющая предмет изобретения.
Устройство состоит из герметичной емкости 1 с входным патрубком 2 и двумя выходными 3 и 18. Верхний выходной патрубок 3 связан с измерительной линией 4 с размещенными на ней измерителем массы и объема 5, датчиками давления 6 и датчиком температуры 7, связанными с вычислительным устройством 8. Внутри емкости размещен перфорированный патрубок 9 с отверстиями 22 на нем, связанный с измерительной линией.
Выходной патрубок расположен в верхней части герметичной емкости, и с одной стороны связан с измерительной линией, а с другой - с перфорированным патрубком, вертикально размещенным внутри герметичной емкости с равномерно расположенными на нем вдоль оси отверстиями в количестве не менее 5 и не более 30 общей площадью большей в 1,2-1,3 раза площади проходного сечения измерителя массы и объема, причем площадь проходного сечения перфорированного патрубка должна быть больше общей площади отверстий патрубка, при этом верхнее отверстие перфорированного патрубка не должно располагаться выше 1/3 общей высоты патрубка, нижний конец которого расположен у днища герметичной емкости, а общий объем емкости не должен быть меньше 1000 доли суточного дебита скважин, подключаемых к устройству.
Измеритель массы 5 выполнен в виде обратного клапана 10, который связан с разделительным поршнем 11, пружиной 12 и постоянным магнитом 13, которые размещены в цилиндре с входным отверстием 14 и выходным 15. Верхняя часть цилиндра снабжена датчиком 16 верхнего положения клапана. Измерительная линия снабжена дополнительно турбинным счетчиком объема и массы 17, также связанным с вычислительным устройством. Нижняя часть емкости через патрубок 18 и запорное устройство 19 связано выходной линией 20 со сборным коллектором 21. Такие же запорные устройства размещены в начале и конце измерительной линии 4.
Устройство работает следующим образом.
Продукция скважины поступает через патрубок 2 в герметичную емкость 1, причем, ее газовая составляющая занимает верхнюю часть емкости, а жидкость вместе со свободным и растворенным газом - нижнюю часть. При повышении перепада давления между емкостью и сборным коллектором 21 выше конструктивно заданного измерителем массы и объема значения его клапан 10 переместится в верхнее положение, и продукция скважины через отверстия 22 перфорированного патрубка поступит в измерительную линию 4 и пройдет через измеритель массы и объема 5 и турбинный счетчик 1 в сборный коллектор 21. Продукция скважины, проходя через отверстия перфорированного патрубка, будет перемешиваться, создавая гомогенный поток, поскольку в измерительную линию одновременно будет поступать газ через верхние отверстия и жидкость через нижние, что обеспечит стабильность потока и повысит точность измерения его параметров. Прохождение продукции скважины через измерители будет продолжаться до момента падения перепада давления на измерителе массы и объема до заданного конструктивно нижнего его значения. Клапан перекроет входное отверстие измерителя, и вытеснение продукции из емкости прекратится.
Плотность ρ, масса и объем проходящей продукции скважины через измерители массы и объема определяются по их совместным показаниям. Для измерителя массы и объема на базе обратного клапана определение объемной скорости возможно по известной зависимости для сужающих устройств:
Qo=n√2Δp/ρ, л/с,
где Qo - объемная скорость продукции;
n - коэффициент, учитывающий параметры сужающего устройства;
Δp - перепад давления в измерителе.
Для турбинного счетчика объема и массы объемная скорость продукции определится следующим образом.
Определяется объем продукции V и Qo.т. - объемная скорость;
V=N/K; Qо.т=V/T л/с, кг/с;
где V - объем продукции за время вращения турбинки;
К - калибровочный коэффициент К=N/л; кг
N - количество импульсов;
Т - время вращения турбинки.
Определяется плотность продукции путем использования объемной скорости по турбинному счетчику в уравнении для сужающего устройства:
ρ=n22Δp/Qо.т, кг/л
Определив плотность продукции, и зная ее массу М=Qo·ρ и объем V, и с учетом плотности нефти, воды и газа продукции скважины, определяют количество жидкости и газа, а также содержание нефти и воды.
Использование предлагаемого изобретения позволит упростить устройство, расширить область его применения и повысить точность измерения продукции скважин.
1. Способ определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающий подачу ее в герметичную емкость через входной патрубок и периодическое вытеснение порциями через выходной патрубок в измерительную линию и далее в сборный коллектор с возможностью измерения ее массы и объема, причем начало и окончание вытеснения порций производят при заданных пределах перепада давления на измерителе массы и объема, отличающийся тем, что при направлении порций продукции скважины из герметичной емкости в измерители массы и объема производят смешивание ее жидкой и газовой составляющих, пропуская их через перфорированный патрубок в выходной патрубок, размещенный вертикально в герметичной емкости.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение массы и объема, а также состава продукции скважины (нефти, воды и газа) производят двумя типами измерителей, в том числе, измерителем с сужающим устройством и турбинным счетчиком с учетом среднего перепада давления на них при прохождении каждой порции продукции, давления и температуры, а также заложенных в память вычислительного устройства плотностей нефти, воды и газа, причем результатом измерений массы и объема продукции считают средние значения, полученные по двум типам измерителей.
3. Устройство для определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающее герметичную емкость с входным и выходными патрубками для ввода и вывода продукции скважины, измерительную линию, размещенную после верхнего выходного патрубка и установленными на ней измерителями массы и объема, датчиками давления и температуры, связанными с вычислительным устройством, отличающееся тем, что выходной патрубок расположен в верхней части герметичной емкости и с одной стороны связан с измерительной линией, а с другой - с перфорированным патрубком, вертикально размещенным внутри герметичной емкости с равномерно расположенными на нем вдоль оси отверстиями в количестве не менее 5 и не более 30 общей площадью, большей в 1,2-1,3 раза площади проходного сечения измерителя массы и объема, причем площадь проходного сечения перфорированного патрубка должна быть большей общей площади отверстий патрубка, при этом верхнее отверстие перфорированного патрубка не должно располагаться выше 1/3 общей высоты патрубка, нижний конец которого расположен у днища герметичной емкости, а общий объем емкости не должен быть меньше 1000 доли максимального суточного дебита скважин, подключаемых к устройству.
4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что измеритель массы и объема выполнен в виде обратного клапана, который связан с разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, размещенными в цилиндре с входным и выходным отверстиями для прохождения продукции скважины, и выполнен с возможностью перемещения вдоль оси цилиндра, а верхняя часть цилиндра снабжена датчиком верхнего положения клапана.
5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что оно снабжено еще, по крайней мере, одним измерителем объема и массы, турбинного типа с возможностью передачи его показаний в вычислительное устройство и использования для определения массы продукции и среднего перепада давления на нем.
6. Устройство по п.3, отличающееся тем, что измерительная линия снабжена датчиками давления, размещенными до и после каждого измерителя объема и массы, а датчик температуры размещен перед первым измерителем массы и объема, связанными с вычислительным устройством.
7. Устройство по п.3, отличающееся тем, что герметичная емкость снабжена выкидным патрубком в нижней ее части, связанным резервной линией со сборным коллектором, причем выкидные патрубки и измерительная линия после турбинного счетчика снабжены запорными устройствами.
