Устройство для измерения дебита нефтяных скважин

(21) 4412696/ (22) 20.04.88 (46) 30.03,90 (71) Октябрьс научно-исслед конструкторск автоматизации мышленности (72) А.П.Скво 3 цов, И.И.Чуринов и 198ЕНИЯ БИТ к изм дл нач Цель - повырения. Устр-воилиндрический ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯПРИ ГННТ ССОР Бюл. У 12ий филиал Всесоюзного вательского и проектного института комплексной нефтяной и газовой проВ.А.Рузанов(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗЮНЕФТЯНЫХ СКВАЖИН(57) Изобретение относиттельной технике и преднанефтедобывающей пром-стишение достоверности измесодержит вертикальный ц сепаратор 1 с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два датчика5 и 6 давления, газовую линию 13 с клапаном 14,впускнуюи выпускную линии и микропроцессор 17.Внутри сепаратора 1 установлены успокоительные решетки 3 и4, образующие полость измерения. Внутри решеток 3,4 у боковой стенки сепаратора 1 размещены датчики нижнего 7и верхнего 8 уровней. Выпускная линиявыполнена в виде сифона 11. Такоеконструктивное использование устр-вав сочетании с микропроцессором17 позволяет определить дебит скважины по жидкости, компонентный составжидкости в объемных и массовых единицах измерения. А также данное устр-вообеспечивает контроль геологическихпараметров нефтяных пластов по дебитамнефти, воды и газа. 1 ил.Изобретение относится к иэмерительной технике и предназначено дляизмерения дебита нефтяных скважин внефтедобывающей промышленности.Целью изобретения является повышение достоверности измерения дебитанефтякь 1 х скважин.На чертеже схематически изображено предлагаемое устройство.Устройство содержит вертикальныйсепаратор 1, в верхней части которого размещена гидроциклонная головка2, имеющая такгенциальный ввод, в нижней части сепаратора установленыверхняя и нижняя успокоительные решетки 3 и 4, образующие полость измерения,верхний и нижний датчики 5 и 6 давления, датчики нижнего 7 и верхнего Яуровней, впускную жидкосткую линию 9,соединенную с гидроциклонной головкой2, выходной патрубок 10 газа, установленный в верхней части. сепаратора 1,соединенный с газовой линией 13, выпускную жидкостную линию, выполненную в виде сифона 11. На газовой линии 13 установлен клапан 14 дискретного действия.В верхней части сепаратора 1 набоковых стенках установлены датчик15 температуры и датчик 16 давления,показания которых используются дляприведения данных о содержании газав продукции скважин к нормальным условиям. При этом зависимости объема газа от текущих параметров (Р, Т) вводятся в память и программу микропроцессора 17, предназначенного для приема информации от датчиков уровня,давления и температуры, обработки этой40информации и передачи ее в системутелемеханики или на табло индикации.Предусмотрен блок 18 управленияклапаном 14 дискретного действия,Вся измеренная продукция затем посту 45пает в общий коллектор 19.Устройство работает следующим образом.Поступающая через входной натрубок 9 продукция нефтяной скважины по 50дается в гидроциклонную головку 2 гдепроисходит отделение газа от жидкостипод действием цектробежных сил. Выделившийся газ через выходной паьрубок10 газа, открытый клапан 14 дискретного действия и газовую линию 13 пос 55тупает в сборный коллектор 19,Жидкость через нижнюю часть гкдроциклонной головки 2 стекает в измерителькую 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 иЬ давления (йР,) и запускает таймер,т,е, начинается отсчет времени,При достижении уровнем жидкостидатчика 8 верхнего уровня, установленного внутри успокоительной решетки 3 у боковой стенки сепаратора, назначение которой аналогично решетке 4в целях повьшения точности отбивкиграницы верхнего уровня, отсчет времени прекрашается и фиксируется перепад давления межцу датчиками 5 и6 (дР,),Далее после прекращения отсчетавремени накопления жидкости по сигналу датчика 8 верхнего уровня микропроцессор 17 выдает команду блоку 18 управлекия на закрытие клапана 14 дискретного действия на газовой линии13, После этого под действием избыточного давления газа происходит продавка жидкости из сепаратора 1 черезсифон 11 в общий коллектор 19. Выпускная жидкостная линия в виде сифонане создает дополнительного перепададавления, не нарушает режим работы скважины, т.е. не создает противодавлениена продуктивный пласт. Второе преимущество сифона - упрощение процесса управления измерением дебита нефтянькскважин, а в случае отключения электроэнергии ке создается аварийнаяобстановка на объекте.При достижении уровнем жидкости(во время ее понижения) датчика 8верхнего уровнй подается команда назапуск таймера по отсчету временипродавки объема жидкости газом. При достижекии уровнем жидкости датчика 7 нижнего уровня микропроцессор 17 выдает сигнал на остановку таймера и фиксируется время продавки жидкости газомИ 1 ) и в тот же момент выдаеткоманду на открытие клапана 14 дискретного действияИзбыточное давление в сепараторе1 сбрасывается, продавка жидкостичерез сифон 11 прекращается, уровеньжидкости начинает повышаться, эапусМасса порции фиксированного объе ма в мерной части 12 сепаратора определяется по формуле дР 3М = , кг, (3) где ДР - перепад давления между фиксированными уровнями, Па;Я - среднее значение площади сечения мерной части сепаратора, мя - ускорение свободного падения, 35м/с . Ч--- м /с,газ где Ч- 3 - кг/м(5) При этом измеренное количество газа. автоматически 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 (Р 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 дебита5 и обводненности продукции скважин микропроцессор 17 выполняет по заданной программе.Дебит скважинной жидкости в объемных единицах определяется по фор- муле где Ч - объем мерной части сепаратора, м; де=(с --й ) - интервал времени накопленияпорции, с.Дебит скважины в массовых единицах определяется по формуле Исходя из объема и массы порциижидкости, заключенной в полости 12измерения, плотность смеси определяется по формуле а затем вычисляется обводненность по 45формуле где И - обводненность нефти измеренной порции, Е;о - плотность пластовой воды по3 6данной скважине, кг/м;р - плотность дегазированнойнефти по данной скважине,г/ зТак 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 газо- жидкостной 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(Ь)Масса нефти определится по формулеМ= М (1 - Ы). (7)Объемное содержание нефти определяется по зависимости ЧРп - МЧ (8)Ргде Ч - обьем нефти, м;Ч - объем мерной части сепаратора, м;М - измеряемая масса смеси, кгрп- плотность пластовой воды,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 величину объема за фиксированное время (ДТ рц) по формуле:- объем калиброванной частисепаратора между датчиками 7 и 8 уровня, м;время снижения уровня жидкости от датчика 8 до датчика 7, с.1553661 Составитель Г.МасловаРедактор М.Бандура Техред Л,Сердюкова Корректор В.Кабаций Заказ 441 Тираж 484 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,101 В успокоительных решетках, и выкидаМщкости,. выполненного в виде сифона.1 Такое конструктивное исполнение в сочетании с микропроцессором позво. ляет определить дебит скважины по лидкости, компонентный состав жидкости (вода, нефть) в объемных и масовых единицах измерения и дебит 10,аза в объемных единицах измерения.Использование предлагаемого изобре- . ения обеспечивает контроль геологиеских параметров нефтяных пластов поебитам нефти, воды и газа и в случаеотклонения от нормального режима.оявляется возможность принимать опеативные меры. Формула изобретенияУстройство 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.