RU2532490C1 - Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells - Google Patents
Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2532490C1 RU2532490C1 RU2013128456/03A RU2013128456A RU2532490C1 RU 2532490 C1 RU2532490 C1 RU 2532490C1 RU 2013128456/03 A RU2013128456/03 A RU 2013128456/03A RU 2013128456 A RU2013128456 A RU 2013128456A RU 2532490 C1 RU2532490 C1 RU 2532490C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- condensate
- pipeline
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used for operational accounting of production rates of gas condensate and oil wells in real time, including in conditions of high pressure well production.
В настоящее время известен ряд способов учета дебитов газоконденсатных и нефтяных скважин и установок для их осуществления.Currently, a number of methods are known for accounting for the flow rates of gas condensate and oil wells and installations for their implementation.
Известны способы измерения дебита жидкости скважин, основанные на измерении объема или веса накопленной в сепарационной емкости жидкости за измеренное время и пересчете полученной информации о количестве жидкости и времени ее накопления в суточный дебит скважины. В частности, известны установки для измерения дебита нефтяных скважин типа «Спутник-А», «Спутник-А-40», где продукция замеряемой скважины направляется в гидроциклонный сепаратор, в котором свободный газ отделяется и уходит в газовый коллектор, а измерение дебита жидкости осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в блоке местной автоматики (БМА), накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавного регулятора и заслонки на газовой линии (Справочная книга по добыче нефти, под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова. М., «Недра», 1974, с.487-489).Known methods for measuring the liquid flow rate of wells based on measuring the volume or weight of the fluid accumulated in the separation tank for the measured time and recalculating the received information about the amount of fluid and the time of its accumulation in the daily flow rate of the well. In particular, there are known installations for measuring the flow rate of oil wells of the "Sputnik-A", "Sputnik-A-40" type, where the production of the measured well is directed to a hydrocyclone separator, in which free gas is separated and goes into the gas manifold, and the fluid flow rate is measured by short-term passes through a turbine meter of liquid accumulating in the separator and recording volumes on an individual meter in the local automation unit (BMA), liquid accumulation in the lower separator vessel to a predetermined upper level and its release to the lower level is carried out with the help of a float regulator and a damper on the gas line (Reference book on oil production, edited by Doctor of Technical Sciences Sh.K. Gimatudinova. M., "Nedra", 1974, p. 487- 489).
Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня вызывает через систему рычагов закрытие заслонки на газовой линии и повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость выдавливается из сепаратора через турбинный счетчик, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается заслонка на газовой линии, выравнивается давление между сепаратором и коллектором и продавливание жидкости через счетчик прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и количество пропусков жидкости через счетчик за время замера зависят от дебита скважины.The float of the regulator float to the upper level causes the valve to close on the gas line and increase the pressure in the separator through a system of levers, as a result of which the liquid is squeezed out of the separator through a turbine meter installed above the upper specified liquid level in the separator. When the float reaches the lower preset level, the gas line damper opens, the pressure between the separator and the collector is equalized and the fluid forcing through the meter stops. The time of fluid accumulation in the separator and the number of fluid passes through the meter during the measurement depend on the flow rate of the well.
К недостаткам таких способов и устройств относятся:The disadvantages of such methods and devices include:
1. Невысокая точность измерения расхода жидкости при больших дебитах скважин расходомером турбинного типа вследствие плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.1. The low accuracy of measuring fluid flow at high flow rates of wells with a turbine type flow meter due to poor gas and oil separation in the hydrocyclone separator and gas bubbles entering the meter along with the liquid.
2. Дополнительная погрешность измерения, связанная с заданием времени измерения дебита скважины вследствие нецелого числа циклов слив-налив, укладывающихся в заданное время, и перехода части жидкости замера предыдущей скважины в замер последующей.2. Additional measurement error associated with setting the time for measuring the flow rate of the well due to a non-integer number of discharge-loading cycles that fit at a given time and the transition of a portion of the liquid from the previous well to the next.
3. Необходимость выдержки времени, заданного для замера каждой скважины, что ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.3. The need to maintain the time set for measuring each well, which limits the number of measured wells per calendar day.
Известны также установки для измерения дебита скважин типа «Спутник-В», расход жидкости в которых определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости (Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией д.т.н. Ш.К.Гиматудинова М., «Недра», 1974, с.489-490).There are also known installations for measuring the flow rate of Sputnik-V type wells, the fluid flow rate of which is determined by weighing it in a calibrated tank (Oil production reference book. Edited by Dr. Sh.K. Gimatudinova M., “ Subsoil ", 1974, s. 498-490).
Нефтегазовая смесь от скважины, подключенной на замер, поступает в сепаратор, где измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней, и регистрации времени накопления этой жидкости.The oil and gas mixture from the well connected to the meter enters the separator, where it is measured using a calibrated capacitance, gamma sensors that provide a signal about the liquid levels to the BMA, and a flat calibrated spring. The fluid flow rate is determined by measuring the weight of the fluid accumulated in the volume between the gamma sensors of the upper and lower levels, and recording the accumulation time of this fluid.
После наполнения тарированной емкости жидкостью и измерения ее массы БМА включает электрогидравлический привод, прикрывающий заслонку на газовой линии, в результате чего в сепараторе увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в тарированной емкости, через сифон выдавливается в коллектор.After filling the calibrated container with liquid and measuring its mass, the BMA includes an electro-hydraulic actuator that covers the gas line damper, as a result of which the pressure in the separator increases and the liquid accumulated in the calibrated container is squeezed out into the collector through a siphon.
К недостаткам такого способа и установки относятся:The disadvantages of this method and installation include:
1. Ограниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти, т.к. отложения парафина в тарированной емкости влияют на результаты измерения вследствие изменения веса измеряемой жидкости ввиду изменения веса порожней емкости.1. The limited possibility of using it to measure the flow rates of paraffin oil, because paraffin deposits in the calibrated container affect the measurement results due to a change in the weight of the measured liquid due to a change in the weight of the empty container.
2. Необходимость измерения времени замера каждой скважины ограничивает количество замеряемых скважин за календарные сутки.2. The need to measure the measurement time of each well limits the number of measured wells per calendar day.
Для исправления вышеуказанных недостатков были разработаны способ оперативного изменения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины и устройство для его осуществления (патент РФ на изобретение №2405935). Такой способ заключается в подаче скважинной жидкости в сепарационный отсек емкости, накоплении в нем и сливе через профилированную щель в сливной отсек таким образом, чтобы в момент равенства количества поступающей в сепарационный отсек жидкости количеству сливаемой из него в сливной отсек в сепарационном отсеке устанавливается стационарный уровень, адекватный суточному дебиту скважины, замеряемый любым известным способом, при этом профиль сливной щели подбирают таким способом, чтобы обеспечить линейную зависимость уровня от величины суточного дебита скважины в заданном диапазоне измеряемых дебитов с достаточной для оперативного учета точностью. Устройство для осуществления такого способа состоит из емкости, оснащенной гидроциклонной головкой для отделения свободного газа, сливной полкой, направляющей поток жидкости на стенку корпуса устройства, перегородкой, разделяющей емкость на два отсека (сепарационный и сливной) и открытой сверху, в которую монтируется вставка с профилированной сливной щелью. При этом скважинная жидкость отводится в коллектор снизу сливного отсека емкости, а газ - сверху.To correct the above drawbacks, a method was developed for quickly changing the liquid flow rate of an oil or gas condensate well and a device for its implementation (RF patent for the invention No. 2405935). Such a method consists in supplying the borehole fluid into the separation compartment of the tank, accumulating in it and draining through the profiled slot into the drain compartment so that at the moment of equal amount of fluid entering the separation compartment, the amount being drained from it into the drain compartment in the separation compartment is established, adequate daily well flow rate, measured by any known method, while the profile of the drain gap is selected in such a way as to ensure a linear dependence of the level on the values us daily well production in a given range of measured flow rates with sufficient accuracy for operational accounting. A device for implementing this method consists of a tank equipped with a hydrocyclone head for separating free gas, a drain shelf directing the fluid flow to the wall of the device’s body, a partition separating the tank into two compartments (separation and drain) and open from above, into which the profiled insert is mounted drain slot. In this case, the borehole fluid is discharged into the reservoir from below the drain compartment of the tank, and the gas from above.
Такой способ позволяет повысить точность измерения расхода жидкости и увеличить количество замеряемых скважин в течение календарных суток. Однако к его недостаткам можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимостью проводить накопление жидкости в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей методом, используемым в ближайшем аналоге, также приводит к большим погрешностям.This method allows to increase the accuracy of measuring fluid flow and increase the number of measured wells during the calendar day. However, its disadvantages include insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with increased gas pressure, as well as the need to carry out fluid accumulation over a long period of time, which allows one to measure only the average flow rates of a well during this period and does not allow determining the instantaneous flow rate of components of a gas-liquid mixture. In addition, the determination of flow rates of waterlogged wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities by the method used in the closest analogue also leads to large errors.
Кроме того, известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепарационную емкость, снабженную массовым жидкостным кориолисовым расходомером и массовым газовым кориолисовым расходомером (патент РФ на полезную модель №35824). Применение кориолисовых расходомеров позволяет повысить надежность работы устройства за счет их высоких эксплуатационных качеств. Кроме того, такое устройство позволяет определить производительность скважины отдельно по нефти, воде и газу. Недостатками такого устройства являются, однако, необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, что не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей.In addition, it is known a device for measuring the flow rate of oil wells containing a separation vessel equipped with a mass liquid Coriolis flow meter and a mass gas Coriolis flow meter (RF patent for utility model No. 35824). The use of Coriolis flowmeters can improve the reliability of the device due to their high performance. In addition, such a device allows you to determine the productivity of the well separately for oil, water and gas. The disadvantages of this device are, however, the need for fluid accumulation in the separation tank for a long period of time, which does not allow to determine the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture, insufficient accuracy in determining the flow rate of wells with high gas pressure and large errors in determining the flow rate of waterlogged wells and wells with high the content of condensates and liquid impurities.
Известен также способ измерений дебитов, контроля и управления технологией добычи продукции нефтяных скважин и установка для его осуществления (патент РФ на изобретение №2365750), где установка включает емкость-сепаратор, снабженную люком и фланцами, на трубопроводах ее обвязки размещены приборы для измерения параметров среды, а также массы, уровня и объема. При этом емкость-сепаратор снабжена устройством указателей уровня жидкости с метроштоками. Емкость-сепаратор строго горизонтально ориентирована, для чего она расположена на не менее, чем двух ложементных опорах с нагрузочными консолями и измерителями массы. Трубопроводная обвязка включает входной вертикальный трубопровод, общий трубопровод-коллектор, дренажный трубопровод, трубопровод газа. Согласно данному способу продукцию периодически подают в виде газожидкостной смеси в измерительную емкость-сепаратор, где сепарируют газожидкостную смесь по газу. Затем измеряют массу газожидкостной смеси на измерительных уровнях в процессе сепарации газожидкостной смеси по газу после образования выраженной границы раздела газ-жидкость. Измеряют температуру, давление, дебит газа, массу, уровень, раздел фаз и объем жидкости в процессе налива. Измеряют или рассчитывают среднюю плотность жидкости и сравнивают с реальной плотностью, полученной расчетным путем по анализу проб продукции на входе до измерений и во время измерений, при достижении заданного значения разности показаний средней и реальной плотностей меньше заданной погрешности. По расчетной средней плотности жидкости и средним плотностям нефти, газа и воды, полученным по анализу проб жидкости на входе в емкость-сепаратор, рассчитывают дебит жидкости, воды, нефти и газа. Недостатками этих способа и устройства, как и в предыдущем аналоге, являются необходимость накопления жидкости в сепарационной емкости в течение длительного периода времени, не позволяющая определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси, недостаточная точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа и большие погрешности в определении дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей.There is also a method of measuring flow rates, monitoring and controlling the technology of oil production of oil wells and an installation for its implementation (RF patent for the invention No. 2365750), where the installation includes a separator tank equipped with a manhole and flanges, instruments for measuring environmental parameters are placed on the pipelines of its strapping as well as mass, level and volume. At the same time, the separator tank is equipped with a device of liquid level indicators with metro shafts. The separator tank is strictly horizontally oriented, for which it is located on at least two lodgement supports with load consoles and mass meters. The piping includes an inlet vertical pipeline, a common manifold pipeline, a drainage pipeline, a gas pipeline. According to this method, the products are periodically fed in the form of a gas-liquid mixture into the measuring container-separator, where the gas-liquid mixture is separated by gas. Then measure the mass of the gas-liquid mixture at measuring levels during the separation of the gas-liquid mixture by gas after the formation of a pronounced gas-liquid interface. Measure temperature, pressure, gas flow rate, mass, level, phase separation and the volume of liquid during filling. Measure or calculate the average density of the liquid and compare with the real density obtained by calculating the analysis of product samples at the inlet before the measurements and during the measurements, when the specified value of the difference between the readings of the average and real densities is less than the specified error. Based on the calculated average density of the liquid and the average densities of oil, gas and water obtained by analyzing the liquid samples at the inlet to the separator tank, the flow rate of the liquid, water, oil and gas is calculated. The disadvantages of this method and device, as in the previous analogue, are the need for liquid accumulation in the separation tank for a long period of time, which does not allow to determine the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture, insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with high gas pressure and large errors in determining the flow rates of waterlogged wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities.
Наиболее близкой к заявляемой группе изобретений является установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ на полезную модель №112937, выдан 07.09.2011), содержащая обвязанные трубопроводной арматурой гидроциклонный сепаратор, расходомер жидкости, расходомер газа, влагомер, регулятор расхода, установленный в трубопроводе, соединяющем выход сепаратора по жидкости с коллектором, датчики уровня, давления, температуры и систему управления. При использовании такой установки реализуется следующий способ определения дебита продукции нефтяных скважин. Газожидкостная смесь поступает на вход гидроциклонного сепаратора, где проходит предварительную сепарацию и накапливается в емкости сепаратора. Перепад давления между сепаратором и коллектором отслеживается датчиком перепада давления. По достижении заданного максимального перепада давления открывается электромагнитный клапан и выделившийся газ направляется через расходомер газа в коллектор. При снижении перепада давления до заданного минимального значения электромагнитный клапан закрывается. Таким образом поддерживается скорость, необходимая для нормальной работы расходомера газа и обеспечения минимальной погрешности средств измерений. Степень наполненности накопительной емкости сепаратора контролируется датчиком уровня. По достижении заданного максимального уровня при закрытом электромагнитном клапане избыточным давлением открывается регулятор расхода и жидкость вытесняется из накопительной емкости сепаратора в коллектор через влагомер и расходомер жидкости. По достижении жидкостью заданного минимального уровня открывается электромагнитный клапан, регулятор расхода закрывается, а избыточный газ удаляется в коллектор через расходомер газа и открытый электромагнитный клапан, затем цикл накопления жидкости и создания избыточного давления в гидроциклонном сепараторе повторяется.Closest to the claimed group of inventions is a device for measuring the production rate of oil wells (RF patent for utility model No. 1123937, issued September 7, 2011), containing a hydrocyclone separator tied with pipe fittings, a liquid flow meter, a gas flow meter, a moisture meter, a flow regulator installed in the pipeline connecting the outlet of the separator by liquid to the collector, level, pressure, temperature sensors and a control system. When using such an installation, the following method is implemented for determining the production rate of oil wells. The gas-liquid mixture enters the inlet of the hydrocyclone separator, where it undergoes preliminary separation and accumulates in the separator tank. The differential pressure between the separator and the manifold is monitored by a differential pressure sensor. Upon reaching the specified maximum pressure drop, the electromagnetic valve opens and the gas released is directed through the gas flow meter to the manifold. When the differential pressure drops to a predetermined minimum value, the solenoid valve closes. Thus, the speed necessary for the normal operation of the gas flow meter and to ensure the minimum error of the measuring instruments is maintained. The degree of fullness of the storage capacity of the separator is controlled by a level sensor. Upon reaching a predetermined maximum level with a closed solenoid valve, an overflow pressure opens and the liquid is displaced from the storage tank of the separator into the collector through a moisture meter and a liquid flow meter. When the liquid reaches the specified minimum level, the electromagnetic valve opens, the flow regulator closes, and the excess gas is removed to the collector through the gas flow meter and the open electromagnetic valve, then the cycle of accumulating liquid and creating excess pressure in the hydrocyclone separator is repeated.
К достоинствам ближайшего аналога заявляемой группы изобретений относится повышение точности определения широкого диапазона дебитов скважин по жидкости, нефти, воде и газу, в том числе таких скважин, где присутствует нефть с повышенным содержанием механических примесей, для чего в установке по патенту РФ №112937 используется пескоуловитель с гидроциклоном, обеспечивающий отделение механических примесей.The advantages of the closest analogue of the claimed group of inventions include improving the accuracy of determining a wide range of flow rates of wells by liquid, oil, water and gas, including those wells where oil with a high content of mechanical impurities is present, for which purpose a sand trap is used in the installation according to RF patent No. 112937 with hydrocyclone, providing separation of mechanical impurities.
К недостаткам ближайшего аналога, как и большинства вышеупомянутых аналогов, можно отнести недостаточную точность определения дебитов скважин с повышенным давлением газа, а также необходимость проводить накопление жидкости перед каждым измерением в течение длительного периода времени, что позволяет измерить только средние дебиты скважины за этот период и не позволяет определить мгновенный расход компонентов газожидкостной смеси. Кроме того, определение дебитов обводненных скважин и скважин с высоким содержанием конденсатов и жидких примесей методом, используемым в ближайшем аналоге, также приводит к большим погрешностям.The disadvantages of the closest analogue, like most of the aforementioned analogs, include insufficient accuracy in determining the flow rates of wells with high gas pressure, as well as the need to accumulate fluid before each measurement for a long period of time, which allows you to measure only average well flow rates for this period and not allows you to determine the instantaneous flow rate of the components of the gas-liquid mixture. In addition, the determination of flow rates of waterlogged wells and wells with a high content of condensates and liquid impurities by the method used in the closest analogue also leads to large errors.
Задачей предлагаемой группы изобретений является разработка способа измерения дебита продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, обеспечивающего высокую оперативность и точность измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата с возможностью определения их состава, и создание установки для его осуществления.The objective of the proposed group of inventions is to develop a method for measuring the production rate of gas condensate and oil wells, providing high efficiency and accuracy in measuring the amount of separated liquid, associated gas and gas condensate with the possibility of determining their composition, and creating an installation for its implementation.
Техническим результатом заявляемой группы изобретений является повышение точности измерения жидкостной и газовой составляющей продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, повышение точности определения мгновенного расхода газоконденсатной или нефтяной скважины, повышение точности определения дебитов газоконденсатной и нефтяной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и снижение расхода газа, используемого в измерении.The technical result of the claimed group of inventions is to increase the accuracy of measuring the liquid and gas component of the production of gas condensate and oil wells, increase the accuracy of determining the instantaneous flow rate of a gas condensate or oil well, increase the accuracy of determining the flow rates of gas condensate and oil wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities and reduce gas flow rate used in the measurement.
Технический результат достигается тем, что в известном способе, характеризующемся подачей продукции в виде газожидкостной смеси в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, предварительным накоплением жидкости в его конденсатосборнике, разделением в гидроциклонном сепараторе газожидкостной смеси на жидкость и газ с последующей подачей газа на газовую трубопроводную линию, содержащую расходомер газа, и подачей жидкости на жидкостную трубопроводную линию, содержащую расходомер жидкости, определением расхода газа и жидкости с помощью расходомеров газа и жидкости, разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подачу газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости в газовой и жидкостной трубопроводных линиях производят непрерывно, отбирают пробу газа из газовой трубопроводной линии с помощью пробозаборника, анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки.The technical result is achieved by the fact that in the known method, characterized by feeding products in the form of a gas-liquid mixture to a hydrocyclone separator with a condensate collector, preliminary accumulating liquid in its condensate collector, separating the gas-liquid mixture in a hydrocyclone separator into liquid and gas, followed by supplying gas to a gas pipeline containing a gas flow meter, and supplying liquid to a liquid pipeline line containing a liquid flow meter, determining a gas and liquid flow rate with using gas and liquid flow meters, gas-liquid mixture is separated in a hydrocyclone separator and gas and liquid are supplied to gas and liquid flow meters in a gas and liquid pipeline lines continuously, a gas sample is taken from the gas pipeline line using an inlet, the condensate content in the gas sample is analyzed using additional separation unit and determine the production rate of the well, taking into account the condensate content in the gas according to the additional separation unit.
Рационально определять расход газа посредством вихревого расходомера.Rationally determine gas flow through a vortex flowmeter.
Рекомендуется производить определение расхода жидкости с помощью кориолисового расходомера, дополнительно определяя плотность жидкости, а определение дебитов продукции проводят с учетом данных плотности жидкости.It is recommended to determine the flow rate using a Coriolis flow meter, additionally determining the density of the liquid, and the production rates are determined taking into account the data of the density of the liquid.
Целесообразно осуществлять аварийный сброс жидкости через дренажную линию, подключенную к нижней части конденсатосборника.It is advisable to carry out an emergency discharge of fluid through a drainage line connected to the bottom of the condensate collector.
Рационально измерять плотность конденсата в период первоначального поступления жидкости на расходомер жидкости, измерять плотность смеси конденсата и воды после достижения водой уровня забора жидкости в жидкостную трубопроводную линию, затем отбирать пробу воды из дренажной линии, определять ее плотность, после чего определять обводненность скважины с учетом полученных данных.It is rational to measure the density of the condensate during the initial flow of the liquid to the liquid flow meter, measure the density of the mixture of condensate and water after the water reaches the level of liquid intake in the liquid pipe line, then take a water sample from the drain line, determine its density, and then determine the water cut in the well data.
Предпочтительно для дополнительного определения обводненности скважины сливать через дренажную линию определенное количество воды из мертвой зоны конденсатосборника гидроциклонного сепаратора, затем, постоянно контролируя плотность конденсата с помощью кориолисового расходомера, в момент роста плотности фиксировать период времени, за который заполнилась мертвая зона, определять объем слитой воды и с учетом полученных данных определять обводненность скважины.It is preferable to additionally determine the water cut of the well through a drainage line to drain a certain amount of water from the dead zone of the condensate collector of the hydrocyclone separator, then, constantly monitoring the condensate density using a Coriolis flow meter, at the moment of density increase, fix the time period for which the dead zone is filled, determine the volume of drained water and taking into account the data obtained, determine the water cut of the well.
Целесообразно поддерживать постоянный уровень жидкости в конденсатосборнике с помощью уровнемера и регулируемого клапана, определяя при этом текущий расход скважины.It is advisable to maintain a constant liquid level in the condensate trap using a level gauge and an adjustable valve, while determining the current flow rate of the well.
Рационально в случае большого дебита скважины использовать два или более потоков подачи газожидкостной смеси.It is rational in the case of a large flow rate of the well to use two or more flow flows of the gas-liquid mixture.
Предпочтительно при низких температурах подогревать конденсатосборник гидроциклонного сепаратора.It is preferable to heat the condensate collector of the hydrocyclone separator at low temperatures.
Целесообразно анализировать состав газа в дополнительной сепарационной установке для использования данных о составе газа при настройке вихревого расходомера.It is advisable to analyze the composition of the gas in an additional separation unit to use data on the composition of the gas when setting up a vortex flowmeter.
Технический результат достигается также тем, что в установку для измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащую гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сеператором, расходомер жидкости, установленный в жидкостной трубопроводной линии, расходомер газа, установленный в газовой трубопроводной линии, дополнительно введены по меньшей мере один пробозаборник в газовой трубопроводной линии и дополнительная сепарационная установка, выполненная с возможностью определения содержания конденсата в газе.The technical result is also achieved by the fact that in the installation for measuring the production rate of oil wells containing a hydrocyclone separator with a condensate collector, a liquid pipe line connected to a condensate collector and a gas pipe line connected to a hydrocyclone separator, a liquid flow meter installed in the liquid pipeline, a gas flow meter installed in the gas pipeline, at least one sampler in the gas pipeline and additionally separation unit configured to determine the gas content in the condensate.
Целесообразно снабдить гидроциклонный сепаратор датчиками давления и температуры.It is advisable to equip the hydrocyclone separator with pressure and temperature sensors.
Предпочтительно снабдить жидкостную трубопроводную линию пробозаборником.It is preferable to provide a liquid pipe line with a sample probe.
Рекомендуется снабдить гидроциклонный сепаратор теплообменным устройством.It is recommended to equip the hydrocyclone separator with a heat exchanger.
Предпочтительно снабдить гидроциклонный сепаратор предохранительным клапаном, соединенным с трубопроводом, подключенным к линии выхода газа на свечу рассеяния.It is preferable to equip the hydrocyclone separator with a safety valve connected to a pipe connected to the gas outlet line to the scattering plug.
Целесообразно снабдить конденсатосборник пеногасителем, а жидкостную трубопроводную линию - фильтром, установленным перед расходомером жидкости.It is advisable to equip the condensate collector with a defoamer, and the liquid pipe line with a filter installed in front of the liquid flow meter.
Рационально снабдить гидроциклонный сепаратор измерителем уровня жидкости.It is rational to equip a hydrocyclone separator with a liquid level meter.
Рекомендуется снабдить установку устройством контроля и сигнализации загазованности.It is recommended that the installation be equipped with a gas monitoring and alarm device.
Предпочтительно снабдить установку комплектом греющих кабелей.It is preferable to provide the installation with a set of heating cables.
Целесообразно снабдить установку устройством управления.It is advisable to equip the installation with a control device.
Рекомендуется в качестве расходомера газа использовать вихревой расходомер.It is recommended to use a vortex flowmeter as a gas flow meter.
Предпочтительно в качестве расходомера жидкости использовать кориолисовый расходомер.Preferably, a Coriolis flowmeter is used as a liquid flow meter.
Рационально в качестве датчика уровня жидкости использовать уровнемер радарного типа.It is rational to use a radar type level gauge as a liquid level sensor.
Рекомендуется снабдить установку регулируемым клапаном с автоматическим интеллектуальным приводом, выполненным с возможностью поддержания постоянного уровня жидкости в конденсатосборнике.It is recommended that the installation be equipped with an adjustable valve with an automatic intelligent actuator configured to maintain a constant liquid level in the condensate collector.
Предпочтительно выполнить дополнительную сепарационную установку с возможностью определения состава газа.It is preferable to perform an additional separation unit with the possibility of determining the composition of the gas.
Преимуществом группы изобретений является повышение точности измерения жидкостной и газовой составляющей продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, повышение точности определения мгновенного расхода газоконденсатной или нефтяной скважины, повышение точности определения дебитов газоконденсатной и нефтяной скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей и снижение расхода газа, используемого в измерении. Непрерывное разделение газожидкостной смеси в гидроциклонном сепараторе и подача газа и жидкости на расходомеры газа и жидкости позволяет обеспечить определение мгновенного расхода нефтяной скважины и возможность мониторинга состояния скважины в режиме реального времени, а также позволяет снизить расход газа за счет обеспечения возможности возвращения газа после измерения в шлейф вместо сжигания его на факеле. Отбор пробы газа из газовой трубопроводной линии с помощью пробозаборника и определение содержания конденсата во взятой пробе с помощью дополнительной сепарационной установки обеспечивает повышение точности определения дебитов скважин, в особенности скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей. Определение расхода газа с помощью вихревого расходомера позволяет повысить надежность использования расходомера при низких температурах и, таким образом, обеспечивает точность определения мгновенного расхода скважины.An advantage of the group of inventions is to increase the accuracy of measuring the liquid and gas component of the production of gas condensate and oil wells, increase the accuracy of determining the instantaneous flow rate of a gas condensate or oil well, increase the accuracy of determining the flow rates of gas condensate and oil wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities and reduce gas consumption used in the measurement. The continuous separation of the gas-liquid mixture in the hydrocyclone separator and the supply of gas and liquid to the gas and liquid flow meters allows for the determination of the instantaneous flow rate of the oil well and the possibility of monitoring the state of the well in real time, as well as reduces gas consumption by allowing gas to return after measurement to the loop instead of burning it in a torch. Taking a gas sample from a gas pipeline using a sample inlet and determining the condensate content in a sample using an additional separation unit improves the accuracy of determining the flow rates of wells, especially wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities. Determining the gas flow rate using a vortex flowmeter can improve the reliability of the flowmeter at low temperatures and, thus, ensures the accuracy of determining the instantaneous flow rate of the well.
На Фигуре показана схема работы установки для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин.The Figure shows a diagram of the installation for measuring production rates of gas condensate and oil wells.
Установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин состоит из мобильной базы-прицепа 8, на которую установлен конденсатосборник 12, в котором установлен электронный уровнемер 20, на конденсатосборнике 12 установлены визуальный уровнемер 10, теплообменное устройство 18, предохранительный клапан 11 и вертикальный гидроциклонный сепаратор 9. Гидроциклонный сепаратор 9 соединен с газоконденсатной трубопроводной линией 1 и газовой трубопроводной линией 2, на которой имеется расходомер газа 13, щелевой пробозаборник 14, соединенный с дополнительной сепарационной установкой 21, и дроссельная задвижка 15. Предохранительный клапан 11 и нижняя часть конденсатосборника 12 соединены с дренажной линией 4. Конденсатосборник 12 соединен также с жидкостной трубопроводной линией 3, снабженной фильтром 16, жидкостным расходомером 19, щелевыми пробозаборниками 14, интеллектуальными регулируемым клапаном 17 и дроссельной задвижкой 15. Установка для измерения дебитов продукции нефтяных скважин соединена с манифольдом 5, содержащим метанольницу 6 и дискретный штуцер 7 и соединенным с газоконденсатной трубопроводной линией 1, идущей от скважины и шлейфом.The device for measuring production rates of gas condensate and oil wells consists of a
Установка работает следующим образом. Газожидкостная смесь поступает на манифольд 5. Манифольд 5 предназначен для подключения технологических объектов к исследуемой скважине и располагается на раме-основании.Installation works as follows. The gas-liquid mixture enters the
Рабочее давление манифольда 5 составляет 32,0 МПа. На манифольде 5 установлен дискретный штуцер 7, который в предпочтительном варианте представляет собой штуцер револьверного типа, в его барабане установлены штуцеры различного диаметра, при этом при повороте барабана производится смена штуцера с одного диаметра на другой, и позволяет изменять режимы работы скважины без ее остановки. Перед дискретным штуцером 7 предусмотрена подача противогидратного ингибитора через метанольницу 6, при этом узел подачи противогидратного ингибитора представляет собой кран высокого давления, позволяющий подсоединять в данной точке любое приспособление, способное производить подкачку ингибитора высоким давлением. Поток газоконденсатной смеси из блока манифольда 5 проходит через запорную арматуру двух тангенциальных вводов и поступает в гидроциклонный сепаратор 9. В зависимости от количества расхода, газоконденсатная смесь направляется по одной или обеим линиям. Это расширяет возможности удержания величины потока газоконденсатной смеси в тех пределах, в которых обеспечивается наибольшая эффективность сепарации.The operating pressure of
Гидроциклонный сепаратор 9 и конденсатосборник 12 соединены между собой с помощью фланцев и представляют собой единый сосуд, работающий в предпочтительном варианте под давлением 16 МПа. Гидроциклонный сепаратор 9 и конденсатосборник 12 имеют в предпочтительном варианте объем около V=4 м3.The
В вертикальном гидроциклонном сепараторе 9 происходит разделение газожидкостной смеси на газовую и жидкостную составляющие. Отделившийся газ через газоотводящий патрубок и запорную арматуру по газовой трубопроводной линии 2 поступает через вихревой расходомер газа 13 в щелевой пробозаборник 14. Выбор газового вихревого расходомера обусловлен тем, что этот тип расходомеров не имеет импульсных трубок, в отличие от расходомеров, использующих эффект перепада давлений, недостаток которых заключается в том, что при работе на открытом воздухе при отрицательных температурах влага, присутствующая в газе, как правило, приводит к замерзанию импульсных трубок и, таким образом, к большим погрешностям в измерении. После щелевого пробозаборника 14 газ через дроссельную задвижку 15 и шаровой кран подают в газоконденсатную трубопроводную линию 1. При этом проба газа, взятая из газовой трубопроводной линии 2 с помощью щелевого пробозаборника 14, подается на дополнительную сепарационную установку 21, обеспечивающую дополнительный анализ газа конденсации.In the
В конденсатосборнике 12 установлен газосборный патрубок, который соединяет газовую полость емкости и осевую зону газоотводящего патрубка и трубопровода.A gas collection pipe is installed in the
Жидкость поступает из конденсатосборника 12 через патрубок, запорную арматуру, фильтр 16 в массовый расходомер 19 и далее в щелевой пробозаборник 14. При этом на выходе из конденсатосборника 12 возможно применение механического пеногасителя, к примеру, колец Палля, для удаления пены. Щелевые пробозаборники 14 могут быть изготовлены в соответствии с ГОСТом по специальному заказу, они установлены как на газовой 2, так и на жидкостной трубопроводной линии 3, их применение на газовой трубопроводной линии 2 позволяет определить степень уноса капельной жидкости, а на жидкостной трубопроводной линии 3 - степень обводненности жидкой продукции. После щелевого пробозаборника 14 жидкость через интеллектуальный регулируемый клапан 17, дроссельную задвижку 15 и запорную арматуру поступает в газосборный коллектор (на схеме не обозначен).The liquid enters from the
В предпочтительном варианте жидкостная продукция скважины имеет возможность подогрева с помощью подачи пара через теплообменное устройство 18. Кроме того, трубопроводы установки могут быть снабжены комплектом греющих кабелей.In a preferred embodiment, the liquid production of the well has the possibility of heating by supplying steam through a
После объединения газового и жидкостного потоков, их смесь через манифольд 5 направляют в шлейф.After combining the gas and liquid flows, their mixture through the
Точка отвода жидкости из конденсатосборника 12 в предпочтительном варианте расположена приблизительно на высоте 15 см от его дна, что позволяет дополнительно произвести отделение конденсата от пластовой воды. В нижней точке конденсатосборника 12 находится вход в дренажную линию 4, предназначенную для сброса пластовой воды, а также аварийного сброса давления и всей жидкости через запорную арматуру с дальнейшим отводом на свечу рассеивания.The point of drainage of liquid from the
На верхней поверхности конденсатосборника 12 расположен патрубок с предохранительным клапаном 11, соединенный дренажной линией 4 и предназначенный для вывода газа на свечу рассеивания в аварийном режиме.On the upper surface of the
На конденсатосборнике 12 в предпочтительном варианте также расположены патрубки: сигнализатора верхнего аварийного уровня, сигнализатора нижнего аварийного уровня, люк-лаза, смотрового люк-лаза, двух пробозаборников, входного и выходного потоков теплообменного устройства 18, манометра, датчика давления, зоны отстоя жидкости (мертвой зоны), уровнемерного стекла с визуальным уровнемером 10, предназначенным для визуального контроля уровня жидкости в конденсатосборнике 12.On the
Работу установки в автономном режиме обеспечивают электронный радарный уровнемер 20 совместно с интеллектуальным приводом регулирующего клапана 17, поддерживающие постоянный уровень жидкости в конденсатосборнике 12. Использование радарного электронного уровнемера 20 обусловлено тем, что только такой тип уровнемеров способен работать при высоких давлениях и малой плотности конденсата.The operation of the installation in standalone mode is provided by an electronic
В предпочтительном варианте установка снабжена устройством управления, позволяющим контролировать все процессы, связанные с работой установки, и соединенным с датчиками и устройствами, позволяющими управлять этими процессами, в частности с манифольдом 5, дроссельными задвижками 15 и интеллектуальным регулируемым клапаном 17. Устройство управления может быть реализовано в виде персонального компьютера, в том числе портативного, на котором установлено программное обеспечение, позволяющее оператору управлять установкой. Информация по измеряемым и контролируемым параметрам и по состоянию объектов управления после предварительной обработки в контроллере передается на рабочее место оператора по сети Ethernet в вагон-операторную. Показания расходомера газа совместно с данными датчиков температуры и давления газа пересчитываются в контроллере в значения расхода и количества газа, приведенные к стандартным условиям по давлению и температуре. С выходов жидкостного расходомера 19 сигналы, соответствующие массовому расходу, плотности и температуре жидкости, поступают в контроллер. Вычисление расхода и количества газового конденсата и воды производится в контроллере на основании измеренных жидкостным расходомером 19 данных.In a preferred embodiment, the installation is equipped with a control device that allows you to control all processes associated with the operation of the installation, and connected to sensors and devices that allow you to control these processes, in particular with the
Использование в качестве жидкостного расходомера 19 расходомера кориолисового типа (например, MicroMotion) дает возможность определять не только мгновенный массовый расход жидкости, но и плотность проходящей через него жидкости, и, соответственно, определять объемный расход жидкости. Тарирование конденсатосборника 12 по объему обеспечивает возможность определения объемного расхода жидкости в режиме ее накопления для дальнейшего сравнения его с данными жидкостного расходомера 19. За счет этого при использовании установки предусмотрен двойной контроль за параметрами жидкости: 1. Так как конденсатосборник 12 тарирован, в режиме накопления жидкости можно определить объемный расход жидкости. Затем после вывода установки в рабочий режим вся жидкость направляется через жидкостный расходомер 19, а так как в качестве жидкостного расходомера 19 используется расходомер кориолисового типа, то он дополнительно выдает плотность проходящей через него жидкости, что позволяет провести расчет жидкости в объемных единицах. Сравнение полученных показаний позволяет проводить контроль параметров работы установки.The use of a Coriolis type flow meter (for example, MicroMotion) as a
2. Обводненность продукции определяется следующим образом: так как забор жидкости из конденсатосборника 12 в жидкостный расходомер 19 расположен выше днища конденсатосборника 12, в начальный момент через жидкостный расходомер 19 идет чистый нестабильный конденсат (поскольку вся вода остается в мертвой зоне), затем, после того как мертвая зона заполнится водой, в жидкостный расходомер 19 начинает поступать совместный поток смеси конденсата и воды, что позволяет определить плотность этой смеси, а после отбора пробы воды определяют и ее плотность. Таким образом, имея информацию о всех составляющих, определяют расход конденсата и воды по отдельности по известным расчетным формулам. Для проверки этих параметров осуществляют следующую операцию: сливают определенное количество воды с мертвой зоны конденсатосборника 12, при этом на экране компьютера отмечается падение плотности, так как после слива в жидкостный расходомер 19 поступает только конденсат. В режиме постоянной регистрации параметра плотности (обеспечиваемой устройством управления) определяют начало роста плотности. После этого определяют период времени, за который заполнилась мертвая зона в объеме слитой воды, что позволяет определить дебит пластовой воды.2. The water cut of the product is determined as follows: since the intake of liquid from the
В связи с тем, что при типичных шлейфовых давлениях (выше 4,5-5,0 МПа) линейный газ все еще содержит в себе конденсат, для дополнительного его изучения используется дополнительная сепарационная установка 21 (далее - ДСУ), которая позволяет с помощью второй ступени сепарации определить содержание конденсата в линейном газе и, кроме того, определить состав компонент самого газа. Этот состав используется в дальнейших расчетах, а также вносится в расходомер газа 13, что позволяет уточнить параметры его работы и приводит к повышению точности измерения расхода газа. Поскольку электронные газовые расходомеры при измерении используют заранее введенные в них данные о составе и плотности компонентов газа, возможность корректировки этих данных в режиме реального времени работает на технический результат настоящей группы изобретений.Due to the fact that at typical loop pressures (above 4.5-5.0 MPa) the linear gas still contains condensate, for additional study it uses an additional separation unit 21 (hereinafter - DCS), which allows using the second stages of separation to determine the condensate content in the linear gas and, in addition, to determine the composition of the components of the gas itself. This composition is used in further calculations, and is also introduced into the
В качестве дополнительной сепарационной установки 21 может использоваться любая установка, выполненная с возможностью определения дебита конденсата в пробе сырого газа, в частности, аналогичная установке «Конденсат-2». Такая установка может быть произведена по заказу, ее линейные габариты обычно не превышают метра.As an
Применение дополнительной сепарационной установки 21 при изучении газа сепарации высокого давления с помощью второй ступени позволяет качественно определять состав газа сепарации первой ступени и соответственно состав пластового газа.The use of
Основные технические параметры установки измерения дебитов продукции нефтяных скважин:The main technical parameters of the installation for measuring the production rate of oil wells:
Давление рабочее (аппарат) - 16 МПаWorking pressure (apparatus) - 16 MPa
Давление рабочее (манифольд) - 32 МПаWorking pressure (manifold) - 32 MPa
Объем аппарата - 4 м3 The volume of the device is 4 m 3
Расход:Consumption:
- газ - 83000-900000 м3/сут (погрешность прибора ±1,35%);- gas - 83000-900000 m 3 / day (instrument error ± 1.35%);
- жидкость - до 400 т/сут (погрешность прибора ±0,15%);- liquid - up to 400 t / day (instrument error ± 0.15%);
Температура продукции от -30°C до +60°CProduct temperature -30 ° C to + 60 ° C
Температура окружающей среды до - 50°CAmbient temperature up to - 50 ° C
Количество жидкости при эффективной сепарации (на входе) - до 1 кг/м3 The amount of liquid during effective separation (at the inlet) is up to 1 kg / m 3
В качестве примера использования заявленной группы изобретений можно привести газоконденсатные исследования, проведенные на одной из скважин Самбургского месторождения. Основными задачами проведения работ являлись:As an example of using the claimed group of inventions, gas condensate studies conducted at one of the wells of the Samburg field can be cited. The main tasks of the work were:
- Замер дебита скважины на двух режимах (режимы задавались штуцерами на блоке манифольда, входящего в состав установки) с помощью передвижной установки для измерения дебита продукции газоконденсатных и нефтяных скважин;- Measurement of the flow rate of the well in two modes (the modes were set by fittings on the manifold block, which is part of the unit) using a mobile unit to measure the production rate of gas condensate and oil wells;
- Отбор проб попутной воды.- Sampling of associated water.
Режим сепарации задавался давлением в шлейфе. На каждом режиме производилась регистрация параметров работы скважины и установки. Расход газа и жидкости регистрировался электронными расходомерами. Давление на устье определялось приборами «УМТ», устьевая температура инфракрасным термометром «Кельвин» (данные снимались операторским составом с частотой в один час). Давления и температура на установке измерялись электронными датчиками. Замер дебита газа сепарации производился вихревым расходомером. Замер дебита (массовый и объемный) нестабильной жидкости, плотности и температуры жидкости производился жидкостным расходомером 19 (массомером) MicroMotion. Плотность стабильного конденсата определялась в полевых условиях с помощью ареометра. Режим работы установки поддерживался устройством управления с помощью работы регулируемого клапана и электронного уровнемера 20.The separation mode was set by the pressure in the loop. At each mode, the parameters of the well and installation were recorded. The flow of gas and liquid was recorded by electronic flow meters. The pressure at the wellhead was determined by UMT instruments, wellhead temperature with a Kelvin infrared thermometer (data was recorded by the operator team at a frequency of one hour). The pressures and temperatures at the installation were measured by electronic sensors. The flow rate of the separation gas was measured by a vortex flowmeter. The flow rate (mass and volume) of the unstable liquid, density and temperature of the liquid was measured by a liquid flow meter 19 (mass meter) MicroMotion. The density of the stable condensate was determined in the field using a hydrometer. The operation mode of the installation was supported by the control device using the operation of an adjustable valve and an
Затем аналитическим способом (основной метод) было определено количество попутной воды на каждом режиме, а именно по разности плотностей чистого нестабильного конденсата и жидкости (конденсат+вода), проходящей через жидкостной расходомер 19 по формуле:Then, by an analytical method (the main method), the amount of associated water was determined in each mode, namely, from the density difference between the pure unstable condensate and the liquid (condensate + water) passing through the
% мас. н2о={(1-ρсмеси/ρнк)/(ρсмеси/((ρн2о-(tн2о(раб.усл)-20)·0,64))-ρсмеси/ρнк))}·100;% wt. Н2о = {(1-ρ mixes / ρнк) / (ρ mixes / ((ρн2- (tn2о (work) -20) · 0.64)) - ρ mixes / ρнк))} · 100;
где ρсмеси - плотность смеси, ρнк - плотность нестабильного конденсата, ρн2о - плотность воды, tн2о - температура жидкости при рабочих условиях, 0,64 - температурный градиент (изменение плотности на один градус температуры) [кг/м3·°C]where ρ mixtures are the density of the mixture, ρnc is the density of the unstable condensate, ρn2o is the density of water, tn2o is the temperature of the liquid under operating conditions, 0.64 is the temperature gradient (density change by one degree of temperature) [kg / m 3 · ° C]
Расход попутной воды определялся, соответственно, по формуле:Associated water consumption was determined, respectively, by the formula:
Qн2о=Qжидк·% мас. н2о,Qn2o = Q liquid ·% wt. H2o
где Qжидк - массовый расход жидкости, % мас. н2о - процент попутной воды в жидкостном потоке.where Q fluid is the mass flow rate of the liquid,% wt. H2O is the percentage of associated water in the liquid stream.
Расчет количества попутной воды также производился объемным методом (вспомогательный метод), т.е. из «мертвой зоны» конденсатосборника 12 через дренажную линию 4 сливалось 20 литров воды, в этот момент на графике отмечалось падение плотности нестабильной жидкости, а после накопления в «мертвой зоне» воды (20 литров) по графику было отмечено увеличение плотности, после чего расчет расхода воды был осуществлен по времени заполнения слитого объема. Показания вихревого расходомера газа 13 и жидкостного расходомера 19 фиксировались каждый час.Calculation of the amount of associated water was also carried out by the volumetric method (auxiliary method), i.e. 20 liters of water flowed from the “dead zone” of the
Поскольку разделение продукции скважины на жидкость и газ производилось непрерывно при сохранении высокого давления газа, газ после измерения направлялся обратно в шлейф, что позволило повысить экономию газа при измерении дебитов скважины.Since the separation of the well’s production into liquid and gas was carried out continuously while maintaining high gas pressure, the gas after the measurement was directed back to the loop, which allowed to increase gas saving when measuring the well flow rates.
С помощью дополнительной сепарационной установки 21 была проведена дополнительная сепарация газа сепарации (ГС) линейного давления при давлении, близком к давлению максимальной конденсации. После вывода ДСУ 21 в режим был проведен замер расхода стабильного конденсата за определенный период времени, дебит газа сепарации второй ступени определялся с помощью расходомера малого расхода РГ-40, за тот же период замера конденсата определялся конденсатно-газовый фактор (КГФ), который использовался в расчетах дебита стабильного конденсата второй ступени. Из таблицы 1, в которой приведены результаты замеров через ДСУ 21, видно (столбцы 10, 11), что дебит конденсата, выпавшего на второй ступени сепарации, составил весьма существенную часть общего дебита скважины. Таким образом, использование ДСУ 21 позволило существенно скорректировать полученные на первой ступени сепарации данные.Using an
В конце отработки каждого режима, на каждой ступени сепарации, был произведен отбор проб нестабильной жидкости. Пробы отбирались для определения коэффициента усадки и плотности стабильного конденсата в полевых условиях. Был также проведен отбор проб воды для проведения химического анализа (в соответствии с заявкой на исследование).At the end of testing each regime, at each separation stage, an unstable fluid was sampled. Samples were taken to determine the shrinkage coefficient and density of stable condensate in the field. Water samples were also taken for chemical analysis (in accordance with the research application).
Для определения состава газа сепарации I ступени и мольной доли газа сепарации II ступени в газе сепарации I ступени использовалась программа PVTsim. В программу вводились данные по составу пластового газа пласта (сводный технический отчет по скважине 101). При заданных фактических параметрах сепарации был получен состав газа сепарации I ступени, который и заносился в рабочие параметры вихревого расходомера 13. В таблице 2 представлен полученный состав газа.The PVTsim program was used to determine the composition of stage I separation gas and the mole fraction of stage II separation gas in stage I separation gas. The program introduced data on the composition of the formation gas of the reservoir (summary technical report for well 101). Given the actual separation parameters, the composition of the first stage separation gas was obtained, which was entered into the operating parameters of the
I ступеньSeparation conditions
I stage
Т=47,43°CP = 131.5 kg / cm 2 ;
T = 47.43 ° C
Т=-8°CP = 45 kg / cm 2 ;
T = -8 ° C
Т=40,67°CP = 122.2 kg / cm 2 ;
T = 40.67 ° C
Т=0°CP = 50 kg / cm 2 ;
T = 0 ° C
% мол.formation gas
% mol.
1 режим
% мол.GS I st
1 mode
% mol.
2 режим
% мол.GS II Art
2 mode
% mol.
2 режим
% мол.GS I st
2 mode
% mol.
2 режим
% мол.GS II Art
2 mode
% mol.
Расчет дебита газа сепарации второй ступени производился как произведения объема газа сепарации первой ступени и мольной доли газа сепарации второй ступени в газе сепарации первой ступени, определенной с помощь моделирования в программе PVTsim,The calculation of the rate of separation of the gas of the second stage was carried out as the product of the volume of gas of the separation of the first stage and the mole fraction of the gas of the separation of the second stage in the separation gas of the first stage, determined using simulation in the PVTsim program,
(Q ГС2=Q ГС1 · мольная доля),(Q GS2 = Q GS1 · mole fraction),
где Q ГС2 и Q ГС1 - дебит газа сепарации второй и первой ступени соответственно, Мольная доля составила 0,9791 для первого режима и 0,9822 для второго режима. Дебит стабильного конденсата второй ступени определялся как произведение дебита газа сепарации второй ступени и конденсатно-газового фактора (КГФ) второй ступени сепарации (определенный практически - см. таблицу 3):where Q GS2 and Q GS1 are the rate of separation gas of the second and first stages, respectively, the Molar fraction was 0.9791 for the first mode and 0.9822 for the second mode. The production rate of the stable condensate of the second stage was determined as the product of the production rate of the separation gas of the second stage and the condensate-gas factor (CGF) of the second separation stage (determined practically - see table 3):
Qст.к 2 ст=Q гс2·КГФ2 ст.Qst.k 2 tbsp = Q gs2 · KGF2 st.
Дебит стабильного конденсата первой ступени определялся по формуле:The rate of stable condensate of the first stage was determined by the formula:
Q ст.к 1 ст=Кусадки · Q НК(масса)/ρНК,Q st.k 1 st = Kusadki · Q NK (mass) / ρNA,
где Кусадки - коэффициент усадки, a QHK и ρНК - дебит и плотность нестабильного конденсата соответственно.where Kusadki is the shrinkage coefficient, and QHK and ρNA are the flow rate and density of the unstable condensate, respectively.
Общий дебит определен как сумма Q ст.к 1 ст и Qст.к 2 ст:The total flow rate is defined as the sum of Q st. To 1 st. And Qst. To 2 st:
Q ст.к общий=Q ст.к 1 ст+Qст.к 2ст.Q Art. To general = Q Art. To 1 Art.
Применение способа и установки для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин позволяет повысить точность измерения жидкостной и газовой составляющей продукции газоконденсатных и нефтяных скважин, обеспечить возможность определения состава газовой составляющей, мгновенного расхода газоконденсатной или нефтяной скважины, мониторинга состояния скважины в режиме реального времени и высокую точность определения дебитов скважин с высоким давлением газа и высоким содержанием конденсатов и жидких примесей, а также экономию газа, используемого в измерении.The use of the method and installation for measuring production rates of gas condensate and oil wells allows to increase the accuracy of measuring the liquid and gas component of the production of gas condensate and oil wells, to provide the ability to determine the composition of the gas component, the instant flow rate of a gas condensate or oil well, monitor the state of the well in real time and high accuracy determination of flow rates of wells with high gas pressure and a high content of condensates and liquid impurities, as well as saving gas used in the measurement.
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128456/03A RU2532490C1 (en) | 2013-06-20 | 2013-06-20 | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128456/03A RU2532490C1 (en) | 2013-06-20 | 2013-06-20 | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2532490C1 true RU2532490C1 (en) | 2014-11-10 |
Family
ID=53382382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128456/03A RU2532490C1 (en) | 2013-06-20 | 2013-06-20 | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2532490C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655866C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" | Plant for measuring production rate of gas condensate wells |
| RU2671013C1 (en) * | 2017-11-14 | 2018-10-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
| RU2679462C1 (en) * | 2017-12-29 | 2019-02-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of research of injection wells |
| CN112049621A (en) * | 2020-08-28 | 2020-12-08 | 山东方锐智能科技有限公司 | Automatic calibration box for oil well liquid production amount |
| RU2770023C1 (en) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for monitoring the production rate of a gas borehole |
| RU216572U1 (en) * | 2022-07-06 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "НефтеГазМетрология" (ООО "НИЦ "НГМ") | DENSITY ANALYZER FOR PRECISION DENSITY MEASUREMENTS OF LIQUIDS |
| CN115929277A (en) * | 2021-08-27 | 2023-04-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | A high-pressure condensate gas well production metering device |
| CN119147063A (en) * | 2024-11-11 | 2024-12-17 | 四川普瑞华泰智能科技有限公司 | Flow measuring device of oil-gas-water intelligent three-phase separation device |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| SU1778278A1 (en) * | 1990-06-07 | 1992-11-30 | Vnii Pk I Kompleksnoj Avtom | Method for determining content of oil, water and gas in well production |
| RU2351757C1 (en) * | 2007-09-05 | 2009-04-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Methods of measuring oil well yield and device for implementation of this method (versions) |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
| RU112937U1 (en) * | 2011-09-07 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
-
2013
- 2013-06-20 RU RU2013128456/03A patent/RU2532490C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4727489A (en) * | 1986-08-11 | 1988-02-23 | Texaco Inc. | Apparatus for analyzing the annulus effluent of a well |
| SU1778278A1 (en) * | 1990-06-07 | 1992-11-30 | Vnii Pk I Kompleksnoj Avtom | Method for determining content of oil, water and gas in well production |
| RU2351757C1 (en) * | 2007-09-05 | 2009-04-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Methods of measuring oil well yield and device for implementation of this method (versions) |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
| RU112937U1 (en) * | 2011-09-07 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И., Руководство по исследованию скважин., Москва, "Наука", 1995, с. 363-373 * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655866C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" | Plant for measuring production rate of gas condensate wells |
| RU2671013C1 (en) * | 2017-11-14 | 2018-10-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
| RU2679462C1 (en) * | 2017-12-29 | 2019-02-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of research of injection wells |
| CN112049621A (en) * | 2020-08-28 | 2020-12-08 | 山东方锐智能科技有限公司 | Automatic calibration box for oil well liquid production amount |
| RU2770023C1 (en) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for monitoring the production rate of a gas borehole |
| CN115929277A (en) * | 2021-08-27 | 2023-04-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | A high-pressure condensate gas well production metering device |
| RU216570U1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "НефтеГазМетрология" (ООО "НИЦ "НГМ") | DENSITY ANALYZER FOR PRECISION DENSITY MEASUREMENTS OF LIQUIDS |
| RU216569U1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "НефтеГазМетрология" (ООО "НИЦ "НГМ") | DENSITY ANALYZER FOR PRECISION DENSITY MEASUREMENTS OF LIQUIDS |
| RU216571U1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "НефтеГазМетрология" (ООО "НИЦ "НГМ") | DENSITY ANALYZER FOR PRECISION DENSITY MEASUREMENTS OF LIQUIDS |
| RU216572U1 (en) * | 2022-07-06 | 2023-02-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр "НефтеГазМетрология" (ООО "НИЦ "НГМ") | DENSITY ANALYZER FOR PRECISION DENSITY MEASUREMENTS OF LIQUIDS |
| RU2799684C1 (en) * | 2022-09-30 | 2023-07-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Геопластинжиниринг" | Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation |
| RU2798453C1 (en) * | 2022-11-28 | 2023-06-23 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | System for control of parameters of inert gas medium |
| CN119147063A (en) * | 2024-11-11 | 2024-12-17 | 四川普瑞华泰智能科技有限公司 | Flow measuring device of oil-gas-water intelligent three-phase separation device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| US5535632A (en) | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures | |
| US5390547A (en) | Multiphase flow separation and measurement system | |
| RU2168011C2 (en) | Well testing automated system and method of its operation | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US5608170A (en) | Flow measurement system | |
| RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
| CN105840169A (en) | Pried type oil-gas-separation single-well metering device and metering method thereof | |
| WO2011054192A1 (en) | Water removing device for extremly high water content three-phase flow, and measurement device and method for exrtremly hign water content three-phase flow | |
| RU2655866C1 (en) | Plant for measuring production rate of gas condensate wells | |
| SA518391036B1 (en) | Systems and Methods for Accurate Measurement of Gas From Wet Gas Wells | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
| CN205778806U (en) | A kind of skid-mounted type Oil-gas Separation single well metering device | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU163243U1 (en) | INSTALLATION FOR GAS-CONDENSATE RESEARCHES OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| CN201212393Y (en) | Weighing type oil well metering device | |
| RU2225507C1 (en) | Device for measuring water percentage in oil in wells | |
| RU2799684C1 (en) | Unit for measuring production rates of gas condensate and oil wells and method for its operation | |
| RU35824U1 (en) | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2671013C1 (en) | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells | |
| CN108843315A (en) | A kind of calculation method of sensor-type comprehensive automation metering device and oil quality |