Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ(71)(73) Заявитель и патентовладелец: системы в нефтяной промышленности. - М: ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ Недра, 1972, с. 192 НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК Дианов В.Г. Автоматизация произАЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ (AZ) водственных процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышлен(72) Изобретатель: ности. - М: Химия, 1968, с. 173, 174, 176,Алиев Тельман Аббас оглы, Рзаев Аббас 187, рис. VII-6 Гейдар оглы, Гулиев Гамбар АгавердиRU-U1-18554 оглы, Рзаев Асиф Гаджи оглы, ЮсифовSU-A1-1680966 Илтизам Балаюсиф оглы (AZ) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к измерительной технике, и может быть использовано в системах централизованного контроля для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной продукции скважин. Сущность изобретения состоит в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин, который включает измерение уровня жидкости в сепарационном мернике. Дополнительно измеряют перепад давления, создаваемый между уровнем нефтяной жидкости в сепарационном мернике и уровнем жидкости в уравнительном сосуде дифманометра, установленным на сепарационном мернике, и расчетным путем определяют дебит нефтяной жидкости и массовый дебит нефти и пластовой воде. Дополнительно рассчитывают дебит газа в нормальных условиях по измеренному перепаду давления в диафрагме, установленной на линии отвода газа из сепарационного мерника. Сущность изобретения состоит также в устройстве для автоматического измерения дебита нефтяных скважин. Устройство содержит сепарационный мерник, поплавок, датчик уровня с магнитным индикатором, распределительную батарею, исполнительные механизмы,установленные на сливной и наливной линиях, и блок управления. В устройстве дополнительно установлены два дифманометра. Один из них соединен через разделительный сосуд,наполненный разделительной жидкостью, с нижней и средней частью мерника ниже предполагаемого уровня нефтяной жидкости. Другой дифманометр через диафрагму соединен с трубопроводом отвода газа в коллектор. Выходы дифманометров соединены с блоком управления. Заявляемое изобретение позволяет измерить дебит скважины не только по нефти и пластовой воде, но и по сопутствующему газу, повысить достоверность измерения дебита скважины по всем компонентам ее продукции, а также частоту измерения, что позволяет оперативно контролировать и управлять эксплуатацией скважин. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к измерительной технике, и может быть использовано в системах централизованного контроля для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной продукции скважин. Известен способ (1) измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованный в групповых измерительных установках типа АГМ-3. Установка данного типа предназначена для централизованного контроля дебита нефтяных скважин, которая позволяет с диспетчерского пульта контролировать двухкомпонентный дебит скважин. Измерение дебита скважин проводится поочередным (по необходимости и внеочередным) циклическим подключением скважин по заданной программе. Основными функциональными узлами установки являются сепарационный мерник для измерения дебита скважин по жидкости, поплавки, датчик уровня с магнитным индикатором, распределительная батарея, исполнительные механизмы и блок управления. Способ включает измерение уровня нефтяной жидкости в мернике в течение определенного (заданного) времени t3 с помощью поплавков и датчика уровня. Принцип работы датчика заключается в преобразовании равномерного движения магнитного индикатора, отмечающего уровни воды и нефти по положению специальных поплавков, во временные импульсы тока. Полученные данные автоматически регистрируются, и по одному из известных алгоритмов с использованием лабораторных данных о плотности воды и нефти по каждой скважине рассчитывают дебит воды и нефти. Недостатком данной установки является то, что конструкция установки предусматривает расчет дебита только по двум компонентам: воде и нефти, не учитывает количество сопутствующего газа и, кроме того,в процессе измерения требуется время отстоя воды, что увеличивает время измерения. Другим недостатком данного способа является большая погрешность при измерении уровня воды и нефти в сепарационном мернике. Данная погрешность возникает из-за системы измерения уровня, состоящей из двух специальных поплавков и датчика уровня. Как правило, поплавок, располагающийся на разделе вода-нефть, с течением времени теряет свою способность достоверно показывать уровень раздела вода-нефть из-за залипания поверхности поплавка асфальтосмолистыми и парафинистыми компонентами нефти. Задача изобретения состоит в повышении точности и частоты измерения дебита нефтяных скважин и расширении функциональных возможностей групповой замерной установки. Сущность изобретения состоит в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин, который включает измерение уровня жидкости в сепарационном мернике. Дополнительно измеряют перепад давления, создаваемый между уровнем нефтяной жидкости в сепарационном мернике и уровнем жидкости в уравнительном сосуде дифманометра, установленным на сепарационном мернике, и расчетным путем определяют дебит нефтяной жидкости по формуле а затем рассчитывают массовый дебит нефти и пластовой воды по формулам соответственно где GH, Gв - суточный массовый дебит нефти и пластовой воды соответственно;s - площадь поперечного сечения мерника 1, м 2; 3 - время заполнения мерника 1 до уровня hнж, с;Vh - объем жидкости до уровня h; с и 2 - скорость и время движения соответственно индикатора до поплавка; в, Н - плотности нефти и пластовой воды соответственно; где h - расстояние между датчиками дифманометра; рж - плотность разделительной жидкости; Р - перепад давления на выходе дифманометра. Дополнительно рассчитывают дебит газа в нормальных условиях по измеренному перепаду давления в диафрагме, установленной на линии отвода газа из сепарационного мерника по следующей формуле: где d - диаметр сужающего устройства; Р - перепад давления на диафрагме; Р, Т - абсолютное давление и температура газа соответственно; ТН - нормальная абсолютная температура (293,2 К); гН - плотность измеряемого газа в нормальных условиях;K - коэффициент сжимаемости; а - общий коэффициент, определяется экспериментально. Сущность изобретения состоит также в устройстве для автоматического измерения дебита нефтя-1 019274 ных скважин. Устройство содержит сепарационный мерник, поплавок, датчик уровня с магнитным индикатором, распределительную батарею, исполнительные механизмы, установленные на сливной и наливной линиях, и блок управления. В устройстве дополнительно установлены два дифманометра. Один из них соединен через разделительный сосуд, наполненный разделительной жидкостью, с нижней и средней частью мерника ниже предполагаемого уровня нефтяной жидкости. Другой дифманометр через диафрагму соединен с трубопроводом отвода газа в коллектор. Выходы дифманометров соединены с блоком управления. Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается от известного новыми существенными признаками: определением дебита скважины по газу и способом измерения и расчета дебита нефти. Новизна в расчете дебита нефти заключается в алгоритме расчета, который включает выведенную авторами изобретения формулу для определения содержания воды в пластовой (нефтяной) жидкости Новыми существенными признаками также являются введенные в устройство два дифманометра,один из которых, установленный на сепарационном мернике, измеряет перепад давления, создаваемый между уровнем нефтяной жидкости в сепарационном мернике и уровнем жидкости в уравнительном сосуде дифманометра, для дальнейшего расчета дебита пластовой воды и нефти. А другой, установленный через диафрагму на линии отвода газа из сепаратора в коллектор, измеряет перепад давления газа в диафрагме для дальнейшего расчета дебита по газу. Наличие новых существенных признаков соответствует критерию патентоспособности заявляемого решения - "новизна". Сравнительный анализ с другими известными решениями в данной области показал, что есть известные решения, решающие проблему учета сопутствующего газа, однако они конструктивно не приемлемы для установок рассматриваемого типа. Дифманометры, дополнительно установленные на сепарационном мернике для определения дебита по газу, нефти и пластовой воде, являются известными (2) устройствами, работающими по методу перепада давления. Для измерения расхода газа и жидкости установлены дифманометры типа Сапфир 22 ДД, причем для измерения расхода жидкости дифманометр снабжен разделительным сосудом, наполненным разделительной жидкостью. Установка и конструктивное размещение указанных дифманометров позволили учитывать дебит газа, т.е. расширить функциональные возможности заявляемого решения; исключить использование специального поплавка на разделе нефть-вода и в совокупности с новым алгоритмом расчета повысить точность и частоту измерения дебита скважины как по нефти, так и по воде. Совокупность всех новых и известных признаков в заявляемом решении создает новый технический эффект, заключающийся в повышении точности и частоты измерения и расширении функциональных возможностей установки, заключающейся в определения дебита по газу, и, следовательно, заявляемое решение соответствует критерию "технический уровень", а решение в целом может быть признано изобретением. Сущность изобретения проиллюстрирована на чертеже, где приведена принципиальная схема устройства групповой замерной установки, которая содержит мерник - 1; датчик уровня - 2 с магнитным индикатором- 3; поплавок - 4; распределительную батарею замерной установки - 5; управляющие вентили - 6; дифманометр - 7, установленный на мернике 1; датчики дифманометра - 7, 8, диафрагма - 9, установленная на линии отвода газов в коллектор, дифманометр - 10, установленный на диафрагме 9; датчик температуры - 11; преобразователь температуры - 12; преобразователь давления - 13; исполнительный механизм (ИМ) - 14, установленный на линии опорожнения мерника 1, блок управления (БУ) - 15; трубопровод из скважины - 16; разделительная труба - 17; коллектор - 18; тросик - 19; труба для отвода газа - 20. Установка работает следующим образом. В блоке управления БУ 15 для каждой скважины ( 1-8) устанавливают время заполнения сепарационного мерника 1. Время заполнения мерника устанавливают в зависимости от технологического режима данной скважины: 10, 20, 30, 60, 90, 120 и 240 мин. Измерение дебита нефти каждой скважины осуществляют в автоматически-циклическом режиме. Коммутатор БУ данной установки способен обслужить один из семи заданных дискретных промежутков времени заполнения для каждой скважины. Во время заполнения мерника, если в мерник поступит жидкость, то на пульт БУ поступит сигнал: "мерник заполняется", а если в мерник жидкость не поступит за установленный интервал времени, то на БУ с дифманометра 7 поступит сигнал: "жидкость не поступила". Когда на пульт БУ приходит сигнал о заполнении мерника, пульт автоматически посылает на мерник команду в виде импульса фиксированной частоты для начала измерения. Цикл измерения заключается в следующем. Когда БУ 15 получает с дифманометра 7 сигнал о том, что сепарационный мерник 1 пуст, он выбирает номер скважины, подлежащей в данной момент измерению, формирует и направляет управляющий сигнал в распределительную батарею 5 с воздействием на управляющий вентиль УВ 6, соответствующий номеру скважины. В это время ИМ 14 закрыт и жидкость из скважины по трубопроводу 16 поступает в верхнюю часть сепарационного мерника 1. В БУ 15 устанавливают время t и жидкость начинает заполнять сепарационный мерник 1. После истечения времени t БУ 15 с воздействием на УВ 6 переключает скважину с сепарационного мерника 1 на коллектор 18. Барабан датчика 2, приводимый во вращение синхронным двигателем (на схеме не показано), равномерно поднимает индикатор 3, который находится в разделительной трубе 17. Труба 17 установлена внутри замерного сепарационного мерника 1. По трубе перемещается поплавок 4 с вмонтированными в них стальными кольцами. Когда индикатор 3, двигаясь вверх, подойдет к поплавку 4, он вступит в магнитное сцепление с кольцом поплавка. Силы магнитного сцепления будут тормозить движение индикатора. Тросик 19, на котором подвешен индикатор, растянется, и в БУ 15 будет послан кратковременный сигнал, соответствующий уровню жидкости, а двигатель при дальнейшем вращении выведет индикатор из зоны действия поплавка 4. Когда индикатор 3 займет исходное положение, размыканием конечного выключателя двигателя (КВД) будет прекращена работа датчика 2 до следующего измерения. Одновременно с измерением уровня нефтяной жидкости дифманометром 7 измеряют перепад давления, создаваемый между высотой жидкости в сепарационном мернике 1 и уровнем столба жидкости в уравнительном сосуде над дифманометром 7. Уровень жидкости и перепад давлении автоматически регистрируется в БУ 15. Для измерения дебита газа на диафрагме 9 трубы 20, для отвода газа в коллектор 18, установлен дифманометр 10, измеряющий перепад давления в диафрагме 9, сигнал от которого также поступает на БУ 15. После окончания измерения датчик 2 возвращается в исходное положение, на мернике 1 открываются выходной клапан ИМ 14 и перепускной клапан 6, нефтяная жидкость сливается в коллектор 18, после чего сепарационный мерник 1 готов к измерению дебита очередной скважины. На основании сигналов, получаемых с выхода датчика 2, и лабораторных данных каждой скважины рассчитывают суточный дебит нефтяной жидкости по формуле где s - площадь поперечного сечения мерника 1, м 2; 3 - время заполнения мерника 1 до уровня h нж, с;Vh - объем жидкости до уровня h; с и 2 - скорость и время движения соответственно индикатора 3 до поплавка 4. Содержание воды W в нефтяной жидкости определяют следующим образом. Рассчитывают плотность нефтяной жидкости по следующему известному аналитическому выражению для бинарных систем Данное выражение можно написать в следующем виде: где в, H и рж - плотности воды, нефти и разделительной жидкости в разделительном сосуде дифманометра 7 соответственно. После соответствующих преобразований формулы определения плотности бинарных систем определяют содержание воды W по следующей формуле: где h - расстояние между датчиками 8 дифманометра 7; рж - плотность разделительной жидкости;P - перепад давления на выходе дифманометра 7. Дебит нефти и воды определяют по формулам соответственно Дебит газа в нормальном состоянии рассчитывают по следующей формуле: где d - диаметр сужающего устройства; Р, T - абсолютное давление и температура газа соответственно; ТН - нормальная абсолютная температура (293,2 К); гН - плотность измеряемого газа в нормальных условиях;K - коэффициент сжимаемости; а - общий коэффициент, определяется экспериментально. Заявляемое изобретение позволяет измерить дебит скважины не только по нефти и пластовой воде,но и по сопутствующему газу, повысить достоверность измерения дебита скважины по всем компонентам ее продукции, а также повысить частоту измерения, что позволяет оперативно управлять и контролировать эксплуатацию скважин. Литература. 1. Алиев Т.М., Мамиконов А.Г., Мелик-Шахназаров А.М. Информационные системы в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1972, 240 с. (прототип). 2. Дианов В.Г. Автоматизация производственных процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1968, 328 с. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство для автоматического измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепарационный мерник, поплавок, датчик уровня с магнитным индикатором, распределительную батарею, исполнительные механизмы, установленные на сливной и наливной линиях, и блок управления, отличающееся тем, что дополнительно установлены два дифманометра, один из которых через уравнительный сосуд,наполненный разделительной жидкостью, соединен с нижней и средней частью мерника ниже предполагаемого уровня нефтяной жидкости, а другой дифманометр через диафрагму соединен с трубопроводом отвода газа в коллектор, а выходы дифманометров соединены с блоком управления. 2. Способ работы устройства для автоматического измерения дебита нефтяных скважин по п.1,включающий измерение уровня нефтяной жидкости в сепарационном мернике и расчет дебита нефти и пластовой воды, отличающийся тем, что дополнительно измеряют перепад давления в диафрагме, установленной на линии отвода газа из сепарационного мерника, и перепад давления, создаваемый между уровнем нефтяной жидкости в сепарационном мернике и уровнем жидкости в уравнительном сосуде дифманометра, установленным на сепарационном мернике, после чего измеряют дебит газа. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что предварительно определяют суточный дебит нефтяной жидкости по формуле а затем рассчитывают массовый дебит нефти и пластовой воды по формулам соответственно где GH, Gв - суточный массовый дебит нефти и пластовой воды соответственно;s - площадь поперечного сечения мерника 1, м 2; 3 - время заполнения мерника 1 до уровня hнж, с;Vh - объем жидкости до уровня h; с и 2 - скорость и время соответственно движения индикатора до поплавка; в, H - плотности нефти и пластовой воды соответственно;h - расстояние между датчиками. 4. Способ по п.2, отличающийся тем, что дебит газа рассчитывают в нормальных условиях по формуле где d - диаметр сужающего устройства; Р - перепад давления на диафрагме; Р, Т- абсолютное давление и температура газа соответственно; Тн - нормальная абсолютная температура (293,2 К); гН - плотность измеряемого газа в нормальных условиях; Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления