Патент на изобретение №2249204

(54) СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДЫ В ВОДОНЕФТЕГАЗОВОЙ СМЕСИ

(57) Реферат:

Использование: для определения обводненности нефтяных скважин. Сущность: способ предусматривает отбор пробы, ее отстаивание и измерение гидростатического давления. Дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды W определяют из зависимости – W=g_вС_в(t₁-t₀)/2P, где: g – ускорение свободного падения; _в – плотность воды при установившихся температуре и давлении; С_в – скорость звука в воде; Р – гидростатическое давление; (t₁-t₀) – измеряемый интервал времени прохождения прямого и отраженного ультразвукового импульса. Способ может быть реализован с использованием устройства, содержащего герметичный корпус (емкость для отбора пробы) с датчиками давления, температуры и гидростатического (дифференциального) давления. В донной части корпуса должен быть установлен акустический преобразователь для излучения и приема ультразвуковых импульсов. Технический результат изобретения заключается в повышении точности измерения концентрации воды. 2 н, 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к измерению концентрации воды в смеси и может быть использовано для определения обводненности нефтяных скважин.

Известен способ определения содержания воды в нефти по изменению диэлектрической проницаемости смеси, протекающей между обкладками конденсаторов, опущенных в анализируемую смесь [1. Г.С.Лутошкин. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1974, -с.30-32, рис. 11].

Способ приводит к большим погрешностям при измерении влагосодержания, так как диэлектрические проницаемости минерализованной воды и безводной нефти не являются постоянными, а изменяются в достаточно широких пределах. Кроме того, точность измерений существенно снижается из-за неоднородности смеси и явления флокуляции.

Наиболее близким является способ автоматического измерения обводненности продукции скважин, основанный на гидростатичеком измерении плотности водонефтяной смеси (гидростатическое взвешивание) с последующим пересчетом по формуле, в которой объемная концентрация воды К выражается в виде К=( – _н)/( _в– _н), где , _н, _в -плотности соответственно смеси, нефти и воды. При этом плотности воды и нефти считаются известными, а плотность смеси вычисляется по измеренному гидростатическому давлению, измеренному при определенных давлении и температуре [2. Нефтепромысловое оборудование, №10/2000, – с.120-121, рис. 3].

Обводненность продукции определяют прибором, состоящим из емкости для отбора пробы и дифференциального манометра для измерения гидростатического давления. Прибор калибруется в соответствии с известной зависимостью.

Недостатки способа связаны с тем, что плотность нефти не остается постоянной из-за изменения ее компонентного состава вследствие фазовых переходов, а в смеси может содержаться значительное количество свободного газа. Ошибка в оценке объемной концентрации воды в смеси может достигать 10%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности измерения концентрации воды в смеси за счет исключения необходимости использования в расчетах априорного значения плотности нефти.

Для решения поставленной задачи при измерении концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающем отбор пробы водонефтегазовой смеси, ее отстаивание и измерение гидростатического давления при фиксированных температуре и давлении, предварительно осуществляют сепарацию газа из водонефтегазовой смеси и дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды в смеси определяют из зависимости

W=g _вC_в t/2 P = g _вC_в(t₁-t₀)/2 P, где:

g – ускорение свободного падения;

_в – плотность воды при температуре Т и давлении Р;

С_в – скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;

Р – гидростатическое давление столба смеси в емкости;

t=(t₁-t₀)- интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);

t₀ – момент излучения ультразвукового импульса;

t₁ – момент приема ультразвукового импульса.

Для обеспечения возможности реализации способа устройство, предназначенное для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, содержащее герметичную емкость с впускным и выпускным патрубками, датчики давления, температуры и гидростатического давления, снабжено гидроциклонным сепаратором и установленным в донной части емкости акустическим преобразователем для излучения и приема ультразвуковых импульсов.

Для снижения влияния температуры и исключения засорения импульсные трубки датчика гидростатического давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, а концы импульсных трубок, подключающие датчик гидростатического давления к емкости, закрыты гибкими мембранами.

Изобретение поясняется чертежом, на котором дана схема устройства для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси.

Устройство, предназначенное для реализации способа, состоит из герметичной емкости 1, снабженной впускным патрубком 2 с клапаном 3 и выпускным патрубком 4 с клапаном 5.

Устройство снабжено датчиком давления 6, датчиком температуры 7, датчиком гидростатического давления 8, подключенным к емкости импульсными трубками 9 и 10, а также установленным в донной части емкости акустическим преобразователем 11.

Кроме того, устройство снабжено электронагревателем 12 для нагрева отбираемой в емкость пробы и дозатором 13 для подачи в нее деэмульгатора.

Для повышения точности импульсные трубки датчика гидростатического (дифференциального) давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, например полиметил-силоксановой жидкостью, а концы импульсных трубок закрыты гибкими мембранами 14 и 15, контактирующими с находящейся в емкости исследуемой смесью. С целью повышения стабильности “нуля” датчика дифференциального давления он размещается в непосредственной близости от крышки корпуса 1 и его “минусовая” импульсная трубка 9 располагается горизонтально, а “плюсовая” импульсная трубка 10 – вертикально.

С целью повышения достоверности измерений за счет повышения представительности пробы водонефтегазовой смеси ее отбирают после предварительной сепарации газа в гидроциклонном сепараторе 16.

Способ может быть реализован следующим образом.

Водонефтегазовая смесь от скважины поступает в гидроциклонный сепаратор 16, из которого под влиянием силы тяжести жидкость с остаточным мелкодисперсным газом стекает вниз и по патрубку 2 через открытый клапан 3 поступает в измерительную емкость 1 при закрытом клапане 5. Набор жидкости прекращается при достижении гидростатическим давлением столба смеси высотой L некоторого, заранее задаваемого значения Р, которое измеряется датчиком дифференциального давления 8. После чего клапан 3 закрывают, а в смесь из автоматического дозатора 13 вводят деэмульгатор и нагревают ее до заранее задаваемого значения температуры.

Благодаря нагреву и действию деэмульгатора смесь расслаивается на газ, нефть и воду с образованием границы раздела фаз (ГРФ) и границы раздела компонент (ГРК). Процесс разделения контролируется датчиками давления 6 и температуры 7, а также с помощью акустического преобразователя (пьезодатчика) 11, излучающего и принимающего отраженные ультразвуковые импульсы от ГРФ и ГРК.

Появление четких импульсов отражения от ГРК и ГРФ свидетельствует о завершении процесса разделения фаз и компонент.

После завершения процесса разделения измеряются следующие величины:

Р – дифференциальное давление по сигналу с датчика 8 (совпадение измеренных значений Р до и после разделения свидетельствует о герметичности емкости и клапанов 3 и 5);

(t₁-t₀) – интервал времени прохождения импульса в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы) через слой отстоявшейся воды;

Т и Р – установившиеся значения температуры и давления.

По окончании измерений клапаны 3 и 5 открывают и набранная проба смеси вытесняется в коллектор под действием силы тяжести и перепада давления между гидроциклонным сепаратором и коллектором.

При вычислении массовой концентрации считаются заданными (известными) следующие значения:

_г0 – плотность газа в стандартных условиях;

_в – плотность воды при температуре Т и давлении Р. Функция _в= _в (Т, Р, S), где S – общая минерализация воды обычно известна и табулирована;

С_в – скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р. Функция С_в=С_в (Т, Р, S) – также известна и табулирована.

Массовая концентрация воды W в смеси вычисляется по формуле:

g – ускорение свободного падения;

_в – плотность воды при температуре Т и давлении Р;

С_в – скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;

Р -, гидростатическое давление столба смеси в емкости;

t=(t₁-t₀)- интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);

t₀ – момент излучения ультразвукового импульса;

t₁ – момент приема ультразвукового импульса.

Формула (1) выведена, исходя из следующих соображений.

По определению средняя плотность смеси в емкости (до и после разделения фаз и компонентов) вычисляется по формуле:

где: V – объем цилиндрической емкости высотой L и площадью поперечного сечения S;

m_в, m_н, m_г – массы воды, нефти и газа в емкости, соответственно.

По определению массовая концентрация воды в смеси W выражается формулой:

Выражая общую массу смеси (m_в+m_н+m_г) из формулы (2) и подставляя это выражение в формулу (3), получим формулу:

Масса воды в смеси m_в выражается формулой:

где: h – высота положения ГРК.

Подставляя выражение m_в в формулу (5), получим формулу:

В соответствии с основной формулой гидростатического метода плотность смеси выражается формулой:

Подставляя выражение из формулы (6) в формулу (7) получим формулу:

Величина h выражается формулой:

Подставляя выражение h из формулы (9) в формулу (8) получим формулу (1):

Формула изобретения

1. Способ измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающий отбор пробы водонефтегазовой смеси, ее отстаивание и измерение гидростатического давления при фиксированных температуре и давлении, отличающийся тем, что предварительно осуществляют сепарацию газа из водонефтегазовой смеси и дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды в смеси определяют из зависимости

W=g _в· С_в · t/2 P=g _в· С_в(t₁-t₀)/2 Р, где

g – ускорение свободного падения;

_в – плотность воды при температуре Т и давлении Р;

С_в – скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;

Р – гидростатическое давление столба смеси в емкости;

t=(t₁-t₀) – интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);

t₀ – момент излучения ультразвукового импульса;

t₁ – момент приема ультразвукового импульса.

2. Устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, содержащее герметичную емкость с впускным и выпускным патрубками, датчики давления, температуры и гидростатического давления, отличающееся тем, что оно снабжено гидроциклонным сепаратором и установленным в донной части емкости акустическим преобразователем для излучения и приема ультразвуковых импульсов.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что импульсные трубки датчика гидростатического давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, а концы импульсных трубок, подключающие датчик гидростатического давления к емкости, закрыты гибкими мембранами.

РИСУНКИ