УДК 61.65.91
МЕТОД И УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ
Аб. Г.Рзаев1, 2, 1, 1
(1Институт систем управления НАНА, 2Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности)
Решение проблем технологического контроля дебита нефти представляет собой весьма сложную задачу [1]. Решению данной проблемы посвящено много работ [1-9], в которых предложены методы и устройства измерения дебита нефти. В частности, в работе [2] предложено устройство, состоящее из измерительного сепаратора, опущенной в него трубы из немагнитного материала, двух поплавков с вмонтированными в них постоянными магнитами, которые могут перемещаться вдоль трубы в зависимости от уровня нефти и отстаиваемой воды в сепараторе, якоря, который на проволоке опускается в трубу, датчика уровня, блока измерения и управления и исполнительных механизмов (ИМ), установленных на трубопроводах подачи жидкости в сепаратор и отвода из него, причем при заполнении сепаратора жидкостью до заданного уровня с помощью блока управления прекращается подача жидкости в сепаратор и вырабатывается сигнал «Измерение» и датчик уровня приводится в действие (перемещается якорь). Время от начала пуска до получения сигнала «Уровень воды» определяет высоту столба воды, а время между сигналами «Уровень воды» и «Уровень нефти» - высоту столба нефти в сепараторе. На основании этих сигналов в блоке измерения определяется объемное количество нефти и воды, добываемые с нефтяных скважин.
Однако, данное устройство не позволяют с требуемой частотой и точностью измерить весовой дебит нефти и пластовой воды, что приводит к понижению технико-экономических показателей добычи нефти. Это связано с тем, что при отстаивании нефтяной эмульсии в измерительном сепараторе между чистой (обезвоженной) нефтью и отстаиваемой пластовой водой образуется промежуточный слой, содержащий 30-60% воды. В данном устройстве, промежуточным слоем считается чистая нефть, что связано с большой погрешностью измерения.
Кроме того, поплавок межфазного уровня рассчитан с учетом средней плотности пластовой воды и при изменении плотности (минерализации) указанной воды в широких пределах (
он может остаться в водяном или промежуточном слое, что также является источником большой погрешности.
Следует отметить, что с увеличением устойчивости нефтяной эмульсии, увеличивается необходимое время ее отстоя и, следовательно, уменьшается частота измерения, что отрицательно отражается на технико-экономических показателях добычи нефти.
В работах [3 – 9] с целью измерения дебита нефти используют принцип перепада гидростатических давлений между двумя точками, расположенными в нижней части сепаратора, определения момента опорожнения сепаратора, перепада давлений, создаваемого на одинаковых высотах пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в специальной емкости, и нефтяной жидкостью в сепараторе по измеренному значению, с учетом плотностей пластовой воды и нефти, определения суточного весового дебита жидкости, нефти и пластовой воды.
Однако, предлагаемый подход позволяет измерить дебит чистой нефти и пластовой воды с заданной частотой и точностью в случае, когда производительности измеряемых скважин существенно отличаются.
Предлагаемый в работе [3] дебитор содержит измерительный сепаратор, пьезометрические датчики давления нефтяной жидкости, пластовой воды и нефти, два дифманометра, множительно-делительный блок, сигнализаторы уровня воды и нефти, клапаны наливной и сливной линий, блок управления и индикации, емкость для слива пластовой воды, преобразователь температуры, три перегородки, установленные внутри сепаратора с образованием полостей. В первой полости (в нижней части) сепаратора накапливается пластовая вода, во второй полости с верхнего слоя нефтяной жидкости накапливается чистая (обезвоженная) нефть, в третьей полости устанавливается сигнализатор уровня. Причем отрицательные камеры обоих дифманометров соединены с пьезометрическими датчиками давления пластовой воды, входы множительно-делительного блока соединены с выходами дифманометров, а его выход – с блоком управления и индикации. В свою очередь, сигнализаторы уровня пластовой воды и чистой нефти соединены с входом блока управления и индикации, выходы которого связаны с клапанами отвода пластовой воды из сепаратора в емкость для слива пластовой воды, а чистой нефти и пластовой воды в общий коллектор. При этом, вход преобразователя температуры соединен с датчиком температуры, выход – с блоком управления и индикации.
Это устройство при измерении дебита нефтяной жидкости, содержащей кинематически устойчивую нефтяную эмульсию, дает большую погрешность, так как, во-первых, при переливе емкость заполняется нефтяной эмульсией, (содержащей 5-30% пластовой воды), не успевшей отстояться в течение цикла измерения (для отстоя таких эмульсий требуется несколько дней); во-вторых, по той же причине водяной слой в нижней части сепаратора может не образоваться и при этом емкость для пластовой воды заполнится нефтяной эмульсией.
Исходя из вышеизложенного, ставится задача повышения точности контроля добычи нефти.
С этой целью, предлагается метод измерения дебита нефти, включающий заполнение антифризом специальной емкости до заданного уровня, сепаратора нефтяной жидкостью с одновременным измерением времени заполнения, измерение разности давлений, создаваемых столбами антифриза в специальной емкости и нефтяной жидкости в сепараторе, опорожнение сепаратора, момент завершения которого определяют по равенству давлений в двух точках нижней части сепаратора и вычисление величины расхода по формуле:
Здесь
где 
– общий объем жидкости в сепараторе;
– объем жидкости в кольцевом пространстве сепаратора;
– объем жидкости в измерительной емкости;
, 
, 
– расход нефти, пластовой воды и нефтяной жидкости соответственно;
, 
– уровень нефтяной жидкости в сепараторе и измерительной емкости соответственно;
– радиус сепаратора и измерительной емкости соответственно;
ф – время заполнения сепаратора;
– содержание воды в нефтяной жидкости;
и 
– плотность нефти и пластовой воды соответственно;
– ускорение силы тяжести.
По предлагаемому методу содержание воды в нефтяной жидкости определяется исходя из следующих предпосылок:
Для бинарных систем (таковой является НЖ) плотность можно определить по нижеуказанному аналитическому выражению:
где б – содержание воды в нефтяной жидкости.
Данное выражение можно написать в следующем виде:
также можно выразить в следующем виде:
где 
– плотность антифриза;
По закону сообщающихся сосудов
Отсюда
Перепад давлений, создаваемый на одинаковых высотах (на высоте 
) пьезометрическими столбами антифриза, размещенного в емкости и НЖ в сепараторе, по закону гидростатики можно определить по следующей формуле:
где 
– перепад давлений между пьезометрическими столбами антифриза и нефтяной жидкости с высотой 
.
Отсюда
Подставив (13) в (11), (11) в (9), а (9) в (8) и соответствующих преобразований можно определить содержание воды в нефтяной жидкости:
Технический результат достигается тем, что устройство, содержащее сепаратор и специальную емкость с наливной и сливной линиями, верхняя часть которой сообщена с газовой линией сепаратора, исполнительные механизмы, установленные на наливной, сливной и газовой линиях сепаратора и специальной емкости, пьезометрические датчики давления, установленные в нижней части сепаратора и специальной емкости и соединенные с входами двух дифманометров, сигнализатор уровня и блок управления, входы которого соединены с выходами дифманометров и сигнализатора уровня, а выходы – с исполнительными механизмами и регистратором, снабжено измерительной емкостью, установленной внутри сепаратора коаксиально ему и связанной с его полостью через исполнительный механизм. Вход исполнительного механизма связан с дополнительным выходом блока управления, измерителем уровня, соединенным с дополнительным входом блока управления. При этом сигнализатор уровня установлен в верхней части измерительной емкости, днище которой связано со сливной линией сепаратора.
На рисунке изображено предлагаемое устройство.
Устройство измерения дебита нефти
Нефтяная жидкость (НЖ) из скважин, имеющих разные производительности, содержащая пластовую воду, нефть и газ, по трубопроводу 1 через исполнительный механизм 2 поступает в измерительную емкость 3 сепаратора, где разделяется на газовую и жидкую фазы. Газовая фаза из верхней части сепаратора 4 по трубопроводу 5 параллельно поступает в верхнюю часть цилиндрической вертикальной (специальной) емкости 6 и общий коллектор 7. Жидкая фаза, в случае, когда к измерительной системе подключается малая дебитная скважина, накапливается в измерительной емкости 3 сепаратора, при этом исполнительный механизм 8 закрыт, в случае, когда к измерительной системе подключена скважина с большим дебитом, одновременно накапливается и в измерительной емкости, кольцевом пространстве сепаратора. При этом исполнительный механизм (ИМ) 8 открывается. Момент поступления НЖ в сепаратор определяется блокам управления 9. При заполнении сепаратора в обоих случаях ИМ 10, установленные на линиях отвода НЖ в коллектор 7, закрыты. Когда уровень НЖ в измерительной емкости 3 сепаратора 4 достигает заданной высоты 
, по сигналу бесконтактного сигнализатора уровня 11 блок управления 9 закрывает ИМ 2 наливной линии и начинается цикл измерения, состоящий в измерении перепада давления в дифманометре 12, который отрицательной камерой соединен с датчиком 13, установленным в нижней части измерительной емкости сепаратора, а положительной камерой - с датчиком 14, установленным в нижней части специальной емкости 6. При этом уровни нефтяной жидкости в измерительной емкости 3 и в специальной емкости 6 одинаковы и равны 
.
Уровень в этих емкостях отсчитывается от точки установки датчиков 13 и 14. Измеренное значение перепада давления с выхода дифманометра 12 поступает в блок 9 управления.
Антифриз заполняется в емкость 6 следующим образом. Заранее через линии 15 и открытый вентиль 16 (закрываются вентили 17 и 18) заполняется антифриз. После заполнения емкости 6 закрывается вентиль 16 и открывается вентиль 17. При этом уровень антифриза с емкости 6 за счет линии 19 устанавливается равным высоте 
(лишний объем антифриза выше уровня по линии 19 выбрасывается о коллектор 7) и давление над уровнями НЖ в сепараторе 4 и специальной емкости 6 выравнивается (по закону сообщающихся сосудов). Вентиль 18 используется тогда, когда возникает необходимость в замене старого антифриза в емкости 6 свежим.
Как отмечалось выше, при измерении больших дебитов (когда подключаемая к циклу измерения скважина имеет большую производительность) открывают (ИМ) 2 и (ИМ) 8. При этом, одновременно НЖ заполняется емкость 3 и кольцевое пространство 20 сепаратора, имеющего в несколько раз большую емкость, чем емкость 3. Когда уровень жидкости в емкости 3 достигает величины 
аналогично, как в предыдущем случае закрывается (ИМ) 2 и начинается цикл измерения, при этом уровень жидкости 
в кольцевом пространстве 20, меньше, чем 
, так как в пространство 20 попадают тяжелые составляющие (в основном, отстоявшаяся вода в емкости 3) поступающей НЖ. Следует отметить, что кольцевое пространство 20 пусто и ИМ 8 закрыт, только в тех случаях, когда измеряется дебит малодебитной скважины, а в остальных случаях ИМ 8 открыт. При этом, по геологическим регламентным данным, заранее определяется из охватываемых для измерения групп скважин, какие являются малодебитными, а какие имеют большую производительность, т. е. в блоке 9 управления скважины делятся на два класса и после измерения дебита скважин первого класса изменяется состояние ИМ 8 и измеряется дебит скважин второго класса. На основании сигналов, поступающих с дифманометра 12 и уровнемера 21, установленного в кольцевом пространстве для измерения 
с учетом плотностей воды 
, нефти 
и антифриза 
, вводимых в блок управление вручную, по формулам в блоке 9 определяется (рассчитывается) весовой дебит НЖ, нефти и пластовой воды. Результаты измерения регистрируются а блоке регистрации. После измерения по сигналу, поступающему с блока 9, открывается исполнительный механизм 10 и начинается слив НЖ из сепаратора 4 в коллектор 7. Момент окончания слива определяется по информации, поступающей с дифманометра 23, отрицательная камера которого соединена с датчиком 24, расположенным в нижней части сепаратора на некотором расстоянии выше датчика 13, а положительная камера с датчиком 13.
Литература
Рзаев Аб. Г., , Рзаев Ас. Г., , Абдурахманова метод измерения дебита продукции нефтяных скважин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2015, №7, c.16-18 Исакович измерения и приборы. М.: Недра, 1970. – 465 c. А. С. 4646565/10 М.: 30.07.91. БИ, №28. Способ автоматического измерения дебита нефти и устройства для его осуществления // Аб. Г.Рзаев, Ас. Г. Рзаев. А. С. № 000, М.: 1993, БИ, №7. Устройство измерения дебита нефти // Аб. Г.Рзаев. Евразийский патент № 000, 30.04.2014. Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления // , Аб. Г. Рзаев, и др. Евразийский патент № 000, 28.02.2014. Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления // , Аб. Г. Рзаев, и др. Евразийский патент № 000, 30.12.2014. Способ измерения дебита нефтяных скважин // , Аб. Г. Рзаев, и др. Рзаев Аб. Г., , Рзаев Ас. Г., Расулов ный автоматизированный групповой мерник // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2015, №3, с.43-47 Рзаев Аб. Г., , Юсифов нефти // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2011, №7, с.45-47
