Устройство определения дебита газа на устье скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к устройствам и способам измерения газового фактора скважин, и может быть использовано при определении газового фактора на устье действующей скважины с низким дебитом по газу. Технический результат изобретения заключается в повышении точности измерений дебита газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси, в использовании для этого существующих устройств определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором. Технический результат достигается за счет того, что в устройстве определения дебита газа на устье скважины, содержащем сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой - на считывание данных по давлению и температуре газа в газовой части устройства в режиме сжатия газа. Предлагаемый способ определения газового фактора основан на применении указанного устройства.
Устройство определения дебита газа на устье скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к измерению газового фактора скважин, и может быть использовано при определении газового фактора на устье действующей скважины с низким газовым дебитом.
Известно устройство определения дебита газа на устье действующей скважины путем измерения времени наполнения измерительной емкости и определения массы нефтесодержащей жидкости в виде установки АСМА-Т-03 (www.pfpg.ru/?geoserv).
Однако его недостатком является низкая точность замеров на скважинах с низким газовьм фактором. При образовании устойчивых вспененных нефтей пена не разрушается, газ не высвобождается и в газовую линию не поступает. Кроме того, не замеряется дебит газа ниже чувствительности газового счетчика.
Указанное устройство является наиболее близким предлагаемому техническому решению.
Технический результат изобретения заключается в повышении точности измерений дебита газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси, в использовании для этого существующих устройств определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором.
Технический результат достигается за счет того, что в устройстве определения дебита газа на устье скважины, содержащем сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой запрограммирован на считывание данных по давлению и температуре газа через определенные промежутки времени.
На чертеже показана упрощенная блок-схема устройства определения дебита газа на устье скважины.
Устройство определения дебита газа на устье скважины содержит блоки управления 1 (основной), блок управления 2 (дополнительный), сепаратор 3, измерительную емкость 4 с тензометрическим датчиком 5, газоизмерительный узел 6, электроклапан 7, насос откачки 8, датчик влагомера 9, входную линию 10, газовые линии 11 с предохранительным клапаном 12, задвижкой 13 и выкидной линией 14.
Устройство работает следующим образом.
Первый вариант работы устройства определения дебита газа на устье скважины, система
контроля и управления которого содержит один блок управления 1.
Указанный вариант применяется при работе на устье скважин с высоким и средним газовым фактором и требует меньше времени для измерений.
В блок управления 1 перед началом измерений вводится информация о значениях плотности добываемой нефти и воды по результатам лабораторного анализа последних проб жидкости, взятых в данной скважине (отбираются через 10 суток), о массе пустой измерительной емкости 4 и величине массы жидкости, которая будет определяться за один цикл замера и которая выбирается в зависимости от ожидаемого дебита скважины.
Газожидкостная смесь из скважины по входной линии (трубопроводу) 10 попадает в трубный сепаратор 3 и далее в измерительную емкость 4 с тензодатчиком 5. При этом в сепараторе 3 и измерительной емкости 4 происходит сепарация газа, выделившийся из газожидкостной смеси газ поступает в газовую линию (трубопровод) 11, проходит через газоизмерительный узел 6 и далее поступает в выкидную линию скважины. На измерительной емкости 4 установлен тензодатчик 5, с помощью которого определяется ее текущая масса. В процессе одного цикла замеров в измерительной емкости 4 происходит накопление жидкости до величины массы замера, внесенной в блок управления 1, при этом электроклапан 7 закрыт. После набора заданной массы жидкости блок управления 1 открывает электроклапан 7, включает насос откачки 8. Производится откачка находящейся в измерительной емкости 4 жидкости, откачиваемая жидкость проходит через датчик влагомера 9 и далее поступает в выкидную линию скважины. При этом в блоке управления 1 фиксируются время налива заданной массы жидкости, набранная масса жидкости, количество газа, прошедшего через газоизмерительный узел 6 за время налива, средняя обводненность жидкости, поступившей за один цикл замеров. После окончания откачки жидкости из измерительной емкости 4 блок управления 1 дает команду на закрытие электроклапана 7 и отключение насоса откачки 8, после чего начинается новый цикл измерений. Полученные в результате каждого цикла измерений данные преобразуются в дебиты жидкости, нефти, газа. Газовый фактор определяется как отношение дебита газа к дебиту нефти. При этом, если общий дебит газа ниже чувствительности газоизмерительного узла 6, что происходит при малом газовом факторе добываемой нефти, то замеры по газу не производятся. В случае, если добываемая газожидкостная смесь создает устойчивые во времени не разрушаемые пены, часть газа, минуя газовую линию 11, поступает в виде пены через насос откачки 8, в результате чего точность замера газового фактора снижается.
Второй вариант, когда система контроля и управления включает кроме блока управления 1 дополнительный блок управления 2. Указанный вариант применяется при работе на скважинах с низким газовым фактором (малым дебитом газа), с вязкой нефтью и при способности нефти создавать гомогенизированные смеси (пены, эмульсии), т.е в тех случаях, когда при работе по первому варианту дебит газа не замеряется или его значение значительно занижено.
Дополнительный блок управления (блок-контроллер) 2 необходим для получения точных данных о давлении и температуре с дискретностью от 1 до 20 секунд в газовой среде сепаратора, измерительной емкости 4 и газовой линии 11 (или, что то же самое, в газовой части устройства) при проведении замеров методом сжатия газа. Таким образом, газовая часть устройства включает занятые газом объемы сепаратора 3, измерительной емкости 4 и газовых линий (газовых трубопроводов) 11.
Порядок работы следующий. Включаются блоки управления 1 и 2, первые 10 циклов замеров производятся по первому варианту. Если по результатам замеров газовый фактор близок к нулю или его величина не превышает 1-2 м3/т, то измерения (производство замеров) методом сжатия газа осуществляются через каждые четыре цикла измерений по первому варианту. Для этого после очередного слива жидкости из измерительной емкости 4 одновременно с закрытием электроклапана 7 закрывается задвижка 13. При этом жидкость и газ, поступающие из скважины по входной линии (трубопроводу) 10, начинают скапливаться в сепараторе 3, измерительной емкости 4 и газовой линии 11, в результате чего в газовой части устройства, включающей объемы, занятые газом в сепараторе 3, измерительной емкости 4 и газовой линии 11, происходит постоянный рост давления. После окончания набора заданной массы жидкости в измерительной емкости 4 открывается задвижка 13 и нефтесодержащая жидкость вместе с газом уходят в выкидную линию 14.
В процессе замера методом сжатия блок управления 1 фиксирует массу поступившей жидкости, нефти, а блок управления 2 - давление и температуру в газовой части (среде). Определяется объем, занятый газом в момент начала замера и объем, занятый газом в момент окончания замера методом сжатия газа. А также давление и температура газа в начале и конце измерений. Объем, занятый газом в момент окончания замера методом сжатия газа меньше первоначального на объем поступившей в измерительную емкость 4 жидкости. Далее расчетным путем определяется объем газа, поступившего в устройство за время проведения замера методом сжатия газа, в нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре 20°С).
Газовый фактор определяется как отношение объема газа к массе поступившей в течение замера нефти. На одной скважине методом сжатия газа производится от 10 до 15 замеров, по которым определяется средний газовый фактор скважины. При этом учитывается весь газ, в том числе и тот, который в виде пены проходит через газоизмерительный узел 6.
Возможно применение устройств определения дебита газа на устье скважины, в которых производство замеров температуры и давления в сепараторе в режиме сжатия газа осуществляется дополнительным блоком управления (блок-контроллером) 2 через промежутки времени t доп.При этом указанные промежутки времени t доп.бывают равными времени наполнения сепаратора нефтесодержащей жидкостью t нап., или меньше. На практике опробовано устройство определения дебита газа на устье скважины с промежутками времени t доп., равными 20 с. Для большей точности промежутки времени между замерами t доп.можно сократить и сделать меньше 20 с.
Блок управления 2 может выполняться съемным, что позволит использовать его, при необходимости, для повышения точности измерений дебита газа в имеющихся устройствах определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором или для определении дебита газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси.
Предлагаемый способ применения устройства определения дебита газа на устье скважины, включающий измерение времени налива и определение массы нефтесодержащей жидкости в измерительной емкости, замеры давления и температуры газа в сепараторе в режиме сжимания газа, отличается тем, что применяется устройство определения дебита газа на устье скважины, содержащее сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, в котором система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой запрограммирован на считывание данных по давлению и температуре газа в сепараторе через определенные промежутки времени.
В указанном способе определения дебита газа на устье скважины замеры давления и температуры газа в сепараторе в режиме сжатия газа производятся после n замеров времени налива и определения массы нефтесодержащей жидкости в измерительной емкости. При этом наиболее оптимальным является способ, в котором n принимается равным 4. При производстве замеров температуры и давления газа в газовой части устройства выход газа в выкидную линию 14 прекращается. Преимущества предлагаемого устройства и способа определения дебита газа на устье скважины заключаются в следующем:
- Повышает точность измерений газового фактора.
- Измеряет дебит газа на скважинах с низким газовым фактором, вязкой нефтью и при наличии устойчивой гомогенизированной смеси (пены эмульсий) и позволяет использовать для этого существующие устройства определения дебита газа на устье скважины со средним и высоким газовым фактором.
- Сокращает затраты на приобретение сложного дорогостоящего оборудования для определения дебита газа на устье скважины с низким газовым фактором.
- Уменьшает время и стоимость обучения обслуживающего персонала для работы на скважинах с низким газовым фактором.
- Может применяться на скважинах с дебитом по жидкости не более 10 т/сут. и газонасыщенностью добываемой нефтесодержащей жидкости не более 20 м3/т. Предлагаемое устройство определения дебита газа на устье скважины, изготовленное на базе существующей самоходной массоизмерительной автономной установки АСМА-Т-03 с использованием дополнительного блок-контроллера ИМ-2300, успешно применено на скважине 
206 Кудрявцевского месторождения. Предлагаемое техническое решение является новым, промышленно применимо, из уровня техники для среднего специалиста явным образом не следует.
1.Устройство определения дебита газа на устье скважины, содержащее сепаратор и измерительную емкость, наполняемую нефтесодержащей жидкостью из сепаратора, и систему контроля и управления, отличающееся тем, что система контроля и управления включает, по меньшей мере, два автономных блока управления, один из которых запрограммирован на измерение времени наполнения измерительной емкости и определение находящейся в ней массы нефтесодержащей жидкости, а другой запрограммирован на считывание данных по давлению и температуре газа через определенные промежутки времени.
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что tдоп 
tнап, где tдоп - промежутки времени, через которые производится считывание данных по давлению и температуре газа;
tнап- время наполнения сепаратора нефтесодержащей жидкостью.
3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что tдоп 20 с.
4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что блок управления, запрограммированный на считывание данных по давлению и температуре газа, выполнен съемным.
