Методы измерения дебита добывающих скважин

В процессе разработки месторождений работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам добывающего фонда имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми методами измерения дебита нефти являются объемный и массовый способы.

Большинство существующих в настоящее время замерных установок используют три основных принципа измерения дебита скважин:

• § объемный метод измерения дебита (с последующим пересчетом в массовый), основанный на замере времени налива калиброванного объема, или на косвенном измерении проходящего объема жидкости и газа с помощью турбинных и/или вихревых преобразователей расхода;
• § гидростатический метод, основанный на использовании зависимости гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в емкости;
• § прямой метод измерения массового дебита, основанный на применении двух массовых расходомеров — на линиях измерения дебита жидкости и газа.

Все эти методы имеют существенные недостатки.

К недостаткам объемного метода измерения дебита относятся:

• § чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в накопительной емкости при большом газовом факторе продукции скважины;
• § зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
• § высокие требования к узлу сепарирования;
• § низкий предел измерения газового дебита;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615−2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

К недостаткам гидростатического метода относятся:

• § высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в вычислениях большого количества эмпирических коэффициентов и переменных для вычисления результата измерения;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615−2005;
• § низкий предел измерения дебита газа;
• § отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

К недостаткам метода с использованием массовых расходомеров относятся:

• § высокие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке измеряемого газа);
• § низкий предел измерения дебита газа;
• § несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615−2005;
• § отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

Объемный метод дает удовлетворительные результаты в случае однофазной жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений.

В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

• § ЗУГ — замерные установки групповые;
• § АГУ — автоматизированные групповые установки;
• § АГЗУ — автоматизированные групповые замерные установки;
• § блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник».

В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

Спутник — А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Рис. 1. Принципиальная схема Спутника-А.

1 — выкидные линии от скважин; 2 — обратные клапаны; 3 — многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 — каретка роторного переключателя скважин; 5 — замерный патрубок от одиночной скважины; 5а — сборный коллектор; 6 — гидроциклонный сепаратор; 7 — заслонка; 8 — турбинный счетчик; 9 — поплавковый регулятор уровня; 10 — электродвигатель; 11 — гидропривод; 12 — силовой цилиндр; 13 — отсекатели Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.

Недостаток Спутника — А — невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.

Спутник-В как и Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.

Рис. 2. Принципиальная схема Спутника — В.

1 — распределительная батарея; 2 — емкость для резиновых шаров; 3 — штуцеры; 4 — трехходовые клапаны; 5 — Замерная линия для одиночной скважины; 6 — трехходовые краны; 7 — коллектор обводненной нефти; 8 — коллектор безводной нефти; 9 — гамма — датчик уровня; 10 — сепаратор; 11 — диафрагма; 12 — заслонка; 13 — сифон; 14 — тарированная емкость; 15 — тарированная пружина.

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гаммадатчиками верхнего и нижнего уровней 9 и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

При измерении дебита жидкости при помощи Спутника-В считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Результаты измерения пересчитываются с учетом времени заполнения емкости в т/сут и фиксируются в БМА.

При наличии отложений парафина в выкидных линиях скважин предусмотрена их очистка резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник-Б-40 также, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник-Б-40 является более совершенным по сравнению с Спутником-А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

На рисунке 3 приведена принципиальная схема Спутника-Б-40.

Рис. 3. Принципиальная схема Спутника — Б-40.

1 — обратные клапаны; 2 — задвижки; 3 — переключатель скважин многоходовой; 4 — каретка роторного переключателя скважин; 5 — замерный патрубок для одной скважины; 6 — сборный коллектор; 7 — отсекатели; 8 — коллектор обводненной нефти; 9, 12 — задвижки закрытые; 10, 11 — задвижки открытые; 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — регулятор перепада давления; 15 — расходомер газа; 16, 16а — золотники; 17 — поплавок; 18 — расходомер жидкости; 19 — поршневой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидропривод; 22 — электродвигатель; 23 — коллектор безводной нефти; 24 — выкидные линии скважин.

Наибольшее распространение для определения содержания воды в нефти получил косвенный метод измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость e = 2.1ё 2,5 тогда как e минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящее время влагомеры работают на основе измерения емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду.

Групповые измерительные установки различаются:

• § по методам измерения дебита жидкости — объёмные, весовые, массовые;
• § по режиму измерения — с поочерёдным или одновременным подключением скважин (группы скважин);
• § по числу измеряемых параметров — однопараметровые (дебит жидкости), двухпараметровые (дебит нефти и воды или дебит нефти и газа), трёхпараметровые (с контролем производительности по нефти, газу и воде).

Основные функциональные узлы групповых измерительных установок: переключатель, посредством которого одна из присоединённых к установке скважин подключается на измерение; сепаратор свободного газа; расходомер (дебитомер) для измерения дебитов скважин по жидкости; устройства контроля производительности скважин по газу; блок местной автоматики для периодического контроля скважин; устройства аварийной сигнализации (с подачей сигналов в систему телемеханики); предохранительные клапаны; отсекатели, перекрывающие поток от скважины или отключающие систему от коллектора (при нарушении режима и аварийной ситуации), входные и выходные устройства для пуска и приёма депарафинизационных шаров при очистке трубопроводов от парафина; в некоторых типах групповых измерительных установок также обогреватели сборного пункта и продукции. Измерение дебитов скважин в групповых измерительных установках проводится с поочерёдным циклическим подключением скважин по программе, задаваемой блоком автоматики (предусмотрено также внеочередное измерение дебита). Иногда групповые измерительные установки присоединяют к системам промысловой телемеханики с дистанционным контролем работы скважин (производительности, аварийной сигнализации). Измерению дебита жидкости предшествует сепарация газа с последующей подачей отсепарированной жидкости в дебитомерное устройство (исключение составляют установки, измеряющие массу продукции). После измерения накопленного на заданное время объёма жидкости последняя вместе с газом подаётся в промысловый коллектор. На точность измерения влияют недостаточная сепарация содержащегося в продукции скважин растворённого газа, нестационарный режим измерения и переходные процессы, возникающие при переключении скважин, и др. Тип групповых измерительных установок обусловливается в основном производительностью, плотностью расположения и удалённостью скважин. Наиболее распространены установки типов «Спутник» (в различных модификациях), БИУС-40, АГМ-2,3. Первые рассчитаны на подключение 14 скважин с дебитами жидкости 1−400 м3/сутки («Спутник» — А16 и А40) и 5−500 м3/сутки (А25, Б40), а также 24 скважин (Б40−24) с дебитами жидкости 5−400 м3/сутки. На групповой измерительной установке «Спутник» -Б40 устанавливается автоматический влагомер, измеряющий влагосодержание нефти. В групповых измерительных установках типа «Спутник» -BMP измеряется масса продукции скважин без предварительной сепарации газа, дебит жидкости 4−100 м3/сутки.

В случае удалённости отдельных скважин от основной группы или расположения их на отдельных небольших участках применяются блочные малогабаритные замерные установки типа БИУС-40, рассчитанные на подключение 2−4 скважин с дебитом жидкости не более 100 м3/сутки (принцип действия аналогичен групповым измерительным установкам «Спутник» -А). Установки выпускаются в двух вариантах: с подогревом и без подогрева продукции скважин.

Групповые измерительные установки типа АГМ-2 или АГМ-3 предназначены для измерения дебита (по воде и нефти) скважин, оснащённых штанговыми насосами. Действуют совместно с проводной системой телемеханики, что позволяет с диспетчерского пульта контролировать 12 групповых измерительных установок, к каждой из которых подключается 8 (АГМ-2) или 16 (АГМ-3) скважин. В установке используется объёмный метод измерения дебита жидкости.

Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА. Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных установках, изготавливаемых ООО «СОЗАиТ». Этот метод позволяет измерять скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.

К достоинствам метода статического взвешивания относятся:

• § нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой жидкости;
• § наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие, возможность измерение дебита газа большей величины;
• § соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615−2005;
• § канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает достоверность получаемых результатов.

Недостатком данного способа является высокая погрешность измерения на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанном способе измерения дебита, обладают общим недостатком — это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Рис. 4. Гидравлическая схема транспортабельной массоизмерительной установки типа «АСМА-Т»

Рис. 5. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с многоходовым переключателем скважин

Рис. 6. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с электроприводными переключающими клапанами

Рис. 7. Структурная схема измерительного канала дебита жидкости