Патент на изобретение №2356040

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЕВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ

(57) Реферат:

Изобретение может быть использовано, в частности, в нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (_ж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (_ж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (_н) и плотности воды (_в), при этом объемную долю воды в разгазированной нефти (W_c) определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения _ж и _ж в качестве постоянных, а значение W_c в качестве одной из переменных. При этом предварительно определяют тип нефти и осуществляют калибровку измерительной установки, включающую в себя задание соответствующего данному типу нефти значения коэффициента (k), определяющего содержание растворенного газа в нефти, при этом упомянутые уравнения основаны на зависимостях, связывающих: _ж – плотность нефтеводогазовой смеси; _н – плотность чистой нефти; _в – плотность воды; _рг – плотность растворенного газа; W_c – объемную долю воды в разгазированной нефти; – объемную долю свободного газа в нефтеводогазовой смеси; k – коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти; _ж – диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси; _ув – диэлектрическую проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа. Изобретение обеспечивает повышение точности определения фазового состава нефтеводогазовой смеси за счет использования алгоритма вычислений, учитывающего влияние на измеряемые характеристики смеси как свободного, так и растворенного в нефти газа, а также повышение точности определения массового (объемного) расхода чистой нефти за счет обеспечения возможности определения соотношения воды и нефти в жидкостной составляющей нефтеводогазовой смеси без искажений, вносимых наличием в нефти растворенного газа. 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многофазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока сырой нефти, а также для определения массового и объемного расхода нефти на объектах нефтедобычи.

Для обеспечения эффективного контроля и регулирования процесса нефтедобычи необходимо как можно точнее измерять количество нефти, извлекаемой из продуктивного пласта, что позволяет обеспечить оптимальный режим эксплуатации и наибольшую суммарную добычу в течение срока эксплуатации месторождения, то есть требуется производить измерение массового (объемного) расхода через трубопровод, по меньшей мере, одной из фаз потока, представляющего собой двухфазную или трехфазную комбинацию. Фазы трехфазной смеси, извлекаемой из пласта в процессе добыче нефти, обычно представляют собой сырую нефть с растворенным в ней газом, воду и попутный газ (смесь метана, этана, пропана и бутана с примесями углекислого газа, сероводорода и пр.). В двухфазной смеси фазы обычно представляют собой углеводороды в жидкой форме (сырая нефть) и углеводороды в газообразной форме (природный газ) или смесь из сырой нефти и извлекаемой (нагнетаемой в пласт) воды. Обычно на предприятиях нефтедобычи стоит задача точного измерения расхода нефти, входящей в состав трехфазной нефтеводогазовой смеси. Кроме того, часто требуется производить измерение продукции отдельных скважин индивидуально, так как, например, резкое увеличение обводненности нефти в отдельной скважине трудно обнаружить при измерении общей добычи из нескольких скважин.

В нефтедобывающей промышленности широко распространены автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), которые обеспечивают поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. Как правило, эти установки оснащают турбинными счетчиками для измерения объемного расхода жидкости, а для измерения плотности и содержания воды в продукции скважин используют периодический отбор проб с последующим их анализом в лаборатории. Однако в последние годы все большее распространение получают специализированные измерительные комплексы для учета продукции скважин, снабженные поточным измерителем плотности (кориолисового типа, гамма-радиационным и др.), обводненности (емкостной, микроволновый, инфракрасный и др.) и других параметров нефтеводогазовой смеси, а также снабженные контроллерами, позволяющими вычислять массовый (объемный) расход нефти, воды и пр. в режиме реального времени. Такие системы постепенно вытесняют традиционные способы измерения, основанные на лабораторных исследованиях объемных проб.

Известны установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин и способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанные в принадлежащих компании Micro Motion, Inc. патентах RU 2168011 C2, 27.05.2001 (американский патент-аналог US 5654502 A, 06.08.1997) и RU 2270981 C2, 27.02.2006 (американские патенты-аналоги US 6318156 A, 20.11.2001, US 6564619 A, 20.05.2003, US 6810719 A, 02.11.2004 и US 7013715 A, 21.03.2006). Установки содержат переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором, предназначенным для отделения газа (гравитационный сепаратор по патенту RU 2168011 и циклонный (вихревой) сепаратор по патенту RU 2270981), газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер (вихревого типа по патенту RU 2168011 и кориолисового типа по патенту RU 2270981). На жидкостной линии также установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии и вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. В полезной модели RU 35824 U1, 10.02.2004 описана аналогичная установка, не содержащая специального влагомера, при этом обводненность вычисляют по заданным формулам с использованием измеренных кориолисовым расходомером значений расхода протекающей жидкости. Расчеты осуществляют на удаленном компьютере (или специальном блоке вторичной электроники со встроенным микропроцессором), соединенном с кориолисовым расходомером и образующим вместе с ним блок двухфазной расходометрии, то есть часть вычислений производится на этом удаленном компьютере, а не в контроллере установки.

Описанные устройства обеспечивают разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкостную составляющие, а также измерение расходов отдельных компонентов продукции скважины. Однако они не в состоянии нормально работать в условиях больших колебаний содержания воды в продукции скважин (от 0% до более 98% объема смеси), поскольку ни один из используемых в них типов влагомеров не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности. Для измерения обводненности продукции скважин в реальном времени до последнего времени использовали в основном автоматические проточные влагомеры резистивного или емкостного (диэлькометрического) типа, однако они не обеспечивают приемлемую точность измерений для эмульсий типа «нефть в воде», так как точность измерения для них определяется косвенными параметрами, в частности соленостью, температурой смеси, содержанием свободного газа и пр., которые сложно использовать при регулировании прибора в реальных условиях эксплуатации. Другие типы влагомеров, при использовании их в широком диапазоне значений обводненности (т.е. как на прямых, так и на обратных эмульсиях), также требуют ручной регулировки параметров путем использования процедур, которые невозможно выполнять в промысловых условиях.

Кроме того, неполное разделение смеси в сепараторе на газовую и жидкую фазы приводит к тому, что существенно снижается точность измерения как обводненности (особенно для влагомеров емкостного типа), так и плотности жидкой фазы. При больших значениях обводненности доля свободного газа очень мала, в этом случае для определения обводненности нефти достаточно учитывать непосредственные показания влагомера соответствующего типа, например оптического (инфракрасного) прибора, обеспечивающего высокую точность на эмульсии типа нефть в воде. В случае же эмульсий типа вода в нефти, во-первых, практически невозможно использование оптического влагомера, во-вторых, роль свободного газа, остающегося в смеси при неполной сепарации, становится заметной, особенно для вязких сортов нефти. Например, при использовании кориолисового расходомера (плотномера) увеличение содержания свободного газа на 0,5% приводит к катастрофическому снижению точности, т.к. рассчитываемое значение объемной доли воды изменяется на 4-5%. Таким образом, качество сепарации газа при движении нефти от скважины до замерной установки вносит существенную систематическую погрешность в измерение фазового состава и соответственно в получаемые значения расхода нефти, и для ее учета необходимо вносить поправки в алгоритмы расчета обводненности, основанные на показаниях влагомеров, например упомянутого емкостного (диэлькометрического) типа.

В устройстве по патенту RU 2168011 для снижения погрешности измерений, вызываемой присутствием свободного газа в смеси, при опорожнении сепарационной камеры в ней поддерживают постоянное давление с помощью источника сжатого воздуха, что позволяет исключить дополнительное выделение из нефти растворенного в нее газа, но не уменьшить влияние на точность измерений остающегося в нефти свободного газа.

В устройстве по патенту RU 2270981 влияние свободного газа на измеряемые значения плотности и обводненности учитывают за счет того, что значение обводненности определяют путем решения в контроллере установки системы уравнений, причем в одно из уравнений системы в качестве переменных входят объемные доли воды, нефти и свободного газа, а также измеряемые значения плотности смеси, воды, нефти и свободного газа, а другое уравнение системы представляет собой некоторую уникальную для конкретного типа влагомера функцию, соответствующую фактически измеряемым влагомером значениям обводненности.

Известен способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в патентах US 4458524 А, 10.07.1984 и US 4802361 А, 07.02.1987. В соответствии с этим способом измеряют мгновенное значение плотности нефтеводогазовой смеси (_ж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (безводная разгазированная нефть), воды и свободного газа. Объемную долю воды определяют путем решения системы из трех уравнений, включающих в себя значения _ж и _ж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, нефти и газа – в качестве неизвестных в уравнениях указанной системы.

Известен способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в патенте RU 2114398 С1, 27.06.1998 (американский патент-аналог US 5259239 А). В соответствии с этим способом измеряют мгновенное значение плотности нефтеводогазовой смеси (_ж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж), а также температуру и давление смеси. Предварительно задают значения плотности и диэлектрической проницаемости воды, а объемную долю воды определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения _ж и _ж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, углеводородов и плотность углеводородов – в качестве неизвестных указанной системы уравнений. Углеводородную составляющую смеси (нефть и попутный газ) рассматривают как единую фазу смеси, плотность которой рассматривают как одну из неизвестных в уравнениях указанной системы. Кроме того, в процессе измерений производят корректировку по температуре значений плотности и диэлектрической проницаемости воды.

Наиболее близким аналогом по совокупности существенных признаков (прототипом) является способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в заявке WO 9002941 А1, 22.03.1990. В соответствии с этим способом измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (_ж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (_ж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (_н), воды (_в), газа (_г) и диэлектрической проницаемости чистой нефти (_н), при этом объемную долю воды в разгазированной нефти (W_c) определяют путем решения системы уравнений, полученных на основе зависимостей вида

_ж=f(_н, _в, _г, , W_c);

_ж=f(_н, , W_c);

где _ж – плотность нефтеводогазовой смеси;

_н – плотность чистой нефти;

_в – плотность воды;

_рг – плотность свободного газа;

– объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;

W_c – объемная доля воды в разгазированной нефти;

_ж – диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;

_н – диэлектрическая проницаемость чистой нефти.

Причем первая из указанных зависимостей представляет собой формулу для расчета плотности трехфазной смеси, а вторая зависимость получена на основе формулы Бруггеманна для определения диэлектрической проницаемости пористых диэлектриков. Систему уравнений решают методом Зейделя. Описанный в прототипе измерительный комплекс включает в себя трубопровод для прохода потока нефтеводогазовой смеси, на котором смонтирован гамма-радиационный плотномер для измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси (_ж), емкостный потоковый влагомер для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж). Измерительный комплекс включает в себя также контроллер с вычислительным блоком, связанный с упомянутыми приборами, а также средствами для представления результатов измерений.

Общим недостатком указанный выше аналогов, включая прототип, является то, что ни один из описанных выше способов не обеспечивает требуемой точности определения фазового состава смеси, так как используемые в них алгоритмы расчета не предполагают учета доли растворенного в нефти газа, наряду со свободным газом. При этом трехфазная нефтеводогазовая смесь содержит значительное количество газа, находящегося в растворенном в нефти состоянии, и при незначительном изменении термобарических условий этот газ может перейти в свободное состояние и наоборот. Таким образом, содержание свободного газа в нефти является переменной величиной и для точного учета влияния газовой составляющей продукции скважины на результат изменения плотности обводненности необходимо учитывать также долю растворенного газа.

Таким образом, задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, состоит в создании способа измерения фракционного состава сырой нефти, содержащей свободный и растворенный газ, обеспечивающего возможность точного определения массового (объемного) расхода нефти на объектах нефтедобычи в режиме реального времени.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения фазового состава нефтеводогазовой смеси за счет использования алгоритма вычислений, учитывающего влияние на измеряемые характеристики смеси как свободного, так и растворенного в нефти газа, а также в повышении точности определения массового (объемного) расхода чистой нефти за счет обеспечения возможности определения соотношения воды и нефти в жидкостной составляющей нефтеводогазовой смеси без искажений, вносимых наличием в нефти растворенного газа.

Способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, заключается в том, что измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (_ж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (_ж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (_н) и плотности воды (_в). Объемную долю воды в разгазированной нефти (W_с) определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения _ж и _ж в качестве постоянных, а значение W_с в качестве одной из переменных. При этом в отличии от прототипа предварительно определяют тип нефтеводогазовой смеси и осуществляют калибровку измерительной установки, включающую в себя задание соответствующего данному типу смеси значение коэффициента (k), определяющего содержание растворенного газа в нефти, а упомянутые уравнения основаны на зависимостях вида

_ж=f(_н, _в, _рг, W_с, , k);

_ж=f(_ув, W_с, , k);

где _ж – плотность нефтеводогазовой смеси, кг/м³;

_н – плотность чистой нефти, кг/м³;

_в – плотность воды, кг/м³;

_рг – плотность растворенного газа, кг/м³;

W_с – объемная доля воды в разгазированной нефти;

– объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;

k – коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти;

_ж – диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;

_ув – диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, путем решения указанной системы уравнений определяют также объемную долю свободного газа в нефтеводогазовой смеси ().

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, первое уравнение системы уравнений имеет вид

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, второе уравнение системы уравнений имеет вид

где n=1/, – коэффициент формулы Бруггемана, принимаемый равным 3.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж) определяют с помощью емкостного влагомера.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, емкостной влагомер представляет собой влагомер поточного типа и выполнен с возможностью определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж) определяют с помощью выражения

где С_х – емкость электродов влагомера, находящихся в водонефтяной смеси, а С_хо – емкость сухого измерительного электрода, которая зависит от емкости изоляционного покрытия или проходной емкости схемы, емкости соединений и геометрии электрода, при этом значения С_хо определяют при градуировке влагомера перед проведением измерений.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, предварительно задают значения диэлектрической проницаемости чистой нефти (_н), диэлектрической проницаемости растворенного газа (_рг) и диэлектрической проницаемости свободного газа (_сг), a значение _ув определяют с помощью зависимости вида

где _н – диэлектрическая проницаемость чистой нефти;

Y_н – объемная доля чистой нефти;

_рг – диэлектрическая проницаемость растворенного газа;

Y_рг – объемная доля растворенного газа;

_сг – диэлектрическая проницаемость свободного газа.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости свободного газа (_сг) принимают равным 1,0.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, объемную долю чистой нефти (Y_н) определяют с помощью уравнения

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, объемную долю растворенного газа (Y_рг) определяют с помощью уравнения

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, коэффициент k предварительно определяют с помощью формулы

где – плотность нефти при нормальных климатических условиях (температура 20°С, давление 1 атм);

– плотность нефти при реальных термобарических условиях в процессе измерения;

– плотность растворенного газа при реальных термобарических условиях в процессе измерения.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, систему уравнений решают методом Зейделя.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют предварительное разделение смеси на составляющие, одна из которых содержит преимущественно жидкие фазы, а вторая преимущественно газообразную фазу исходной смеси, при этом определяют содержание воды путем исследования преимущественно жидкостной составляющей исходной смеси.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение плотности нефтеводогазовой смеси (_ж) измеряют с помощью плотномера кориолисового типа.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, плотномер представляет собой массовый кориолисов расходомер с вибрирующей трубкой, выполненный с возможностью измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси.

Объемную долю воды в разгазированной нефти (W_c), иначе говоря, обводненность нефти, определяют путем решения системы из двух уравнений, включающих в себя измеряемые значения диэлектрической проницаемости (_ж) и плотности (_ж) нефтеводогазовой смеси и в качестве постоянных коэффициентов, значение W_c в качестве одной из неизвестных, а значение объемной доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси () – в качестве второй неизвестной. При этом первое уравнение представляет собой зависимость между измеренным значением плотности нефтеводогазовой смеси (_ж) и значением доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси () и с учетом объемной доли воды (W_c), a также содержания растворенного газа в нефти (k). Второе уравнение представляет собой основанную на формуле Бруггеманна зависимость диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж) от диэлектрической проницаемости смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа (_ув) с учетом объемной доли воды, а также доли свободного газа в смеси и содержания растворенного газа в нефти. Таким образом, при расчете обводненности нефти учитывается не только содержание свободного газа, остающегося в водонефтяной эмульсии в результате неполной сепарации, но и доля растворенного газа.

Кроме того, при использовании заявленного способа определяют объемную долю воды в разгазированной нефти (W_c), то есть в водонефтяной эмульсии, практически не содержащей свободного и растворенного газа. Таким образом, при определении массового (объемного) расхода нефти используется соотношение воды и товарной нефти, что позволяет избежать искажений, вносимых наличием в нефти растворенного газа.

Конкретный вид приведенных в формуле изобретения зависимостей может быть получен на основе известных зависимостей путем алгебраических преобразований следующим образом.

Объемы растворенного V_рг и свободного газа V_сг в нефтеводогазовой смеси выражаются формулами

V_рг=k·V_н

и

V_сг=·V_ж

где V_н – объем чистой нефти;

V_ж – объем водонефтяной эмульсии (жидкой фазы нефтеводогазовой смеси), принимаемый равным (V_в+V_н+k·V_н);

– объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;

k – коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти.

Значение коэффициента k зависит от физико-химических свойств нефтяной эмульсии и условий работы сепаратора и вводится в контроллер в качестве постоянной величины, предварительно вычисляемой по формуле:

где – плотность нефти при нормальных климатических условиях (температура 20°С, давление 1 атм);

– плотность нефти при реальных термобарических условиях в процессе измерения;

– плотность растворенного газа при реальных термобарических условиях в процессе измерения.

Таким образом, реально измеряемая денситометром плотность нефтеводогазовой смеси, т.е. водонефтяной эмульсии, содержащей свободный и растворенный газ, можно выразить уравнением

где _в – плотность воды;

_н – плотность чистой нефти;

_рг – плотность растворенного газа.

Как можно видеть, объем смеси, стоящий в знаменателе этого выражения, корректируется на величину объема свободного газа, массой которого в расчетах пренебрегают.

Объемная доля воды в водонефтяной эмульсии (обводненность нефти) определяется отношением объема воды к сумме объемов воды V_в и нефти V_н при термобарических условиях сепаратора и равна

поэтому выражение для плотности нефтеводогазовой смеси далее преобразуется к виду

Из этого уравнения, в свою очередь, путем алгебраических преобразований можно получить выражение для объемной доли свободного газа

Согласно теории диэлектриков диэлектрическая проницаемость смеси безводная нефть – растворенный газ – свободный газ определяется произведением этих отдельных компонентов в степени, которая равна доле компонента в смеси.

где _н – диэлектрическая проницаемость чистой нефти;

Y_н – объемная доля чистой нефти;

_рг – диэлектрическая проницаемость растворенного газа;

Y_рг – объемная доля растворенного газа;

_сг – диэлектрическая проницаемость свободного газа.

Значение диэлектрической проницаемости свободного газа (_сг) можно принять равным 1,0, таким образом, формула приводится к виду

Безводная нефть – это условная жидкость, в которой нет воды, а реальная нефтеводогазовая смесь – та же жидкость, куда входят капли воды, которая представляет собой проводящую среду с точки зрения теории пористых диэлектриков Д.Бруггеманна (1935 г.). Таким образом, для перехода от безводной нефти к нефти с содержанием воды можно использовать формулу Бруггеманна, связывающую диэлектрическую проницаемость водонефтяной эмульсии с диэлектрической проницаемостью безводной нефти и содержанием воды в эмульсии

где _ж – диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;

_ув – диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа;

y – доля нефти в реальной нефтеводогазовой смеси.

– коэффициент, приближенно равный 3,0.

При этом y=1-W, где W – объемная доля воды в трехкомпонентной смеси (с учетом объема газа).

По определению

Путем алгебраических преобразований указанная формула приводится к виду

Подставляя это выражение в формулу Бруггеманна, получают

Преобразуя зависимость, получают формулу (3), в которой обводненность (W_с) является неявной функцией:

Формулы (1) и (3) представляют собой систему трансцендентных уравнений с двумя неизвестными, численно решая которую, получают значения обводненности смеси W_c и с содержанием в ней свободного газа .

Выражение для _ув в формуле (3) не расшифровано, чтобы не усложнять ее вида, при этом значение _ув входит в формулу (3) в виде зависимости, описываемой формулой (2), а долю разгазированной нефти в смеси нефть – растворенный газ – свободный газ определяют как

долю растворенного газа в указанной смеси определяют по формуле

Таким образом, как уже упоминалось выше, конкретный вид используемых для расчетов зависимостей может быть получен путем алгебраических преобразований известных зависимостей и закономерностей.

Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается примером реализации способа, представляющим собой описание конструкции и работы установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин. Описание сопровождается чертежами, на которых изображено следующее.

На Фиг.1 – принципиальная гидравлическая схема сепарационной, дозирующей и измерительной частей установки.

На Фиг.2 – принципиальная электрическая схема емкостной части влагомера.

Автоматизированная групповая замерная установка для измерения продукции нефтедобывающих скважин включает в себя переключатель скважин, который обеспечивает возможность поочередного замера продукции каждой из скважин соответствующей группы, и входной трубопровод (на чертежах не показан), а также двухфазный газожидкостной сепаратор 1, состоящий из двух камер, который предназначен для разделения жидкой и газовой фазы. Установка содержит также газовый 2 и жидкостной 3 трубопроводы с электромагнитными клапанами 5 и 13, предназначенные для отвода из сепаратора преимущественно газовой и преимущественно жидкостной фазы соответственно. Сепаратор 1 оборудован поплавковым устройством 4, которое вместе с механически связанным с ним преобразователем 11 и электромагнитным клапаном 13 в жидкостном трубопроводе выполняет роль регулятора уровня жидкости в сепараторе 1.

Как на жидкостном, так и на газовом трубопроводах сепаратора установлены массовые счетчики кориолисового типа 6 и 7 для измерения в режиме реального времени массового расхода жидкости и газа соответственно. Счетчики кориолисова типа обеспечивают более высокую точность измерений в широком диапазоне значений расхода по сравнению с расходомерами турбинного типа. При этом кориолисовы расходомеры можно использовать в качестве плотномеров (денситометров) с вибрирующей трубкой для получения данных о плотности смеси, используемых при вычислении фазового состава смеси. Кроме того, измерение мгновенных значений плотности смеси позволяет вычислять мгновенный объемный расход нефти.

Установка также включает в себя влагомер 8 для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, смонтированный на жидкостной линии 3. Полнодиапазонный влагомер комбинированного оптико-емкостного типа (см. RU 57466 U1, 10.10.2006) позволяет непрерывно определять оптическую плотность водонефтяной эмульсии типа “нефть в воде” и относительную диэлектрическую проницаемость водонефтяной смеси (для эмульсии типа “вода в нефти”) в зависимости от содержания воды в ней. Емкостная часть влагомера измеряет значение (_ж), используемое при решении системы уравнений (1) и (3).

Установка снабжена датчиком температуры 9, дифференциальным датчиком давления 12 в сепараторе 1, а также контроллером (на чертежах не показан), связанным с расходомерами 6 и 7, влагомером 8 и упомянутыми датчиками. В контроллере происходит обработка данных, в частности, по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии, поступающих от влагомера и расходомера, и вычисление обводненности и расхода нефти, воды и газа. Контроллер соединен со средствами ввода/вывода (например, клавиатура и монитор), предназначенными для задания параметров (_н, _в, _рг, k, _н, _рг, _сг, С_хо), используемых при вычисления значений W_c, , М_н и др., а также для представления результатов измерений (вычислений).

Кроме того, в жидкостном трубопроводе 3 выполнены ответвления с вентилями 10 для присоединения эталонного измерительного устройства, используемого для поверки жидкостного расходомера.

Сепарационная и дозирующая части установки работают следующим образом.

Нефтеводогазовая смесь поступает в сепаратор 1 и разделяется на газ и жидкость (водонефтяную смесь с остаточным содержанием газа). Газ через открытый клапан 5 уходит в выходной трубопровод, а жидкость накапливается в сепараторе. При достижении верхнего предельного уровня жидкости подается команда на преобразователь 11 регулятора уровня, формирующий сигнал на клапане 13, который резко переходит из положения “закрыто” в положение “открыто”. После открытия клапана 13 жидкость под действием давления газа выталкивается из сепаратора, начинается цикл измерения расхода жидкости, а ее уровень в сепараторе 1 начинает снижаться. По мере снижения уровня жидкости поплавок 4 достигает нижнего предельного уровня, подается команда на преобразователь 11 регулятора уровня, формирующий сигнал для клапана 13, который переходит из положения “открыто” в положение “закрыто”, и цикл измерения расхода жидкости заканчивается. Далее процесс продолжается описанным выше способом.

Регулировка клапана 5 осуществляется независимо от уровня жидкости, клапан 5 при этом включается и выключается по сигналу, формируемому датчиком дифференциального давления 12. Назначение датчика – обеспечить давление газа, достаточное для вытеснения жидкости из сепаратора, а при малых расходах газа – накопить в сепараторе достаточную по массе порцию газа для надежного измерения в диапазоне чувствительности газового расходомера.

Измерительная часть установки представляет собой, по сути, измерительный комплекс, позволяющий одновременно определять мгновенные значения массового расхода через жидкостную линию М_ж, массового расхода через газовую линию М_г, плотности смеси _ж в жидкостной линии, температуру и давление в сепараторе, а также вычислять объемные доли нефти (W_c) и воды (), а также массовый и объемный расход чистой (товарной) нефти по каждой из скважин соответствующей группы.

Для расчета мгновенного значения массы нефти М_н при нормальных климатических условиях (20°С, 0,1 МПа) в контроллере установки используют формулу

M_н=_н·V_н,

Объем нефти в нефтеводогазовой смеси можно определить через измеряемые параметры массы и плотности смеси (с учетом наличия свободного и растворенного газа) по следующей формуле

Выражая объем воды через обводненность и объем нефти в смеси, получаем

Массовый расход нефти за заданный период в условиях неравномерной подачи продукции скважин во времени вычисляется контроллером по формуле

где t₀ – время начало замера;

t₁ – текущее время замера;

М_н(t) – мгновенное значение массового расхода нефти.

Кроме того, контроллер установки позволяет вычислять объемный расход (дебит) скважины по нефти (Q_н) по формуле

где t₀ – время начало замера;

t₁ – текущее время замера;

W_с(t) – мгновенное значение объемной доли воды в нефтеводогазовой смеси (измеренный оптической частью влагомера (см. ниже) или рассчитанный с учетом влияния свободного и растворенного в нефти газа в соответствии с заявленным способом);

Q_ж(t) – мгновенный объемный расход смеси.

где M_ж(t) – мгновенное значение массового расхода,

_ж(t) – мгновенное значение плотности смеси.

При больших значениях обводненности (водонефтяная эмульсия типа “нефть в воде”) доля свободного газа оказывается пренебрежимо малой, и формула (4) вырождается до

Используя это уравнение, вычисляют мгновенное значение массового расхода нефти на основании полученных при измерении кориолисовым массомером значений М_ж и _ж, а также измеренной влагомером обводненности W_с, т.к. в этом случае для определения массы нефти достаточно учитывать показания оптической части прибора без внесения дополнительных поправок.

В случае же эмульсий типа “вода в нефти”, особенно для вязких сортов нефти, роль свободного газа, остающегося в смеси при неполной сепарации, становится заметной, и для ее учета необходимо ввести поправку в значения обводненности, определяемые на основе измерения диэлектрической проницаемости водогазонефтяной смеси, производимого емкостной частью влагомера. Таким образом, “истинная обводненность” определяется путем решения системы уравнений (1) и (3), что позволяет получить значение объемной доли воды в разгазированной нефти (W_с), скорректированное с учетом влияния свободного и растворенного в нефти газа, а также значение объемной доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси ().

Используемое при решении системы уравнений значение _ж определяют через параметры RC-генератора (или другой электронной схемы), образующего емкостную часть комбинированного оптико-емкостного влагомера (см. Фиг.2).

Измерение относительной диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси в зависимости от содержания воды определяют через измерение емкости электродов, погруженных в нефтеводогазовую смесь по формуле

где С_x – емкость электродов, находящихся в эмульсии;

С_хо – емкость сухого измерительного электрода;

C_хо=f(C_i, C_o),

где С_i – емкость изоляционного покрытия или проходной емкости схемы;

С_o – емкость соединений.

Значение С_xo зависит также от геометрии электрода, при этом конкретные значения С_o, С_i и С_хо определяют при настройке (градуировке) емкостной части влагомера с использованием эталонных жидкостей с известной диэлектрической проницаемостью, в частности, веретенного масла.

Коэффициент k в ходе измерений не меняется, но он является постоянной только для одного типа нефти и изменяется при переходе к другой, например отличающейся по вязкости. Этот коэффициент определяется и задается при калибровке установки на месторождении. Учет физико-химических свойств нефти при реальных термобарических условиях позволяет определять в процессе измерений массы нефти, максимально приближенную к нормальным климатическим условиям, т.е. практически не содержащую газа.

Таким образом, в системе уравнений (1) и (3) остаются два неизвестных: W_c и .

Решение системы уравнений (1) и (3) производится методом Зейделя. Метод Зейделя представляет собой модификацию метода последовательных приближений. Согласно этому методу при вычислении (n+1) приближения неизвестной x_i (i>1) учитываются уже найденные ранее (n+1) приближения неизвестной x_i-1 (в рассматриваемом случае W_c=X₁, =х₂). Для решения системы уравнений выбирают произвольно начальные приближения неизвестных и подставляют в первое уравнение системы. Полученное первое приближение одной из переменных подставляют во второе уравнение системы. Аналогично строятся вторые, третьи и т.д. итерации до получения требуемой сходимости результатов.

Таким образом, при некоторых измеренных мгновенных значениях _ж и _ж задают начальные значения W_c=0,3 и =0, вычисляют значение W_с по формуле (3), затем подставляют вычисленное в формулу (1), полученное значение подставляют в формулу (3) вместо начального значения и получают следующее значение W_c и т.д. Точностью вычисленного значения переменных, при достижении которой прекращается расчет, является отличие решения итерации (n+1) от решения итерации n на 0,0001 (т.е. 0,01% по обводненности), эта разница и является критерием сходимости метода. Обычно оказывается достаточно 2-3 итераций. Требуемая точность вычислений задается произвольно в соответствии с конкретными условиями и задачами, при этом минимальное значение точности измерения обводненности может достигать 1%.

В Таблице 1 приведены экспериментальные данные, полученные при проведении реальных измерений в модельном эксперименте. При проведении эксперимента приготовляли нефтеводогазовую смесь с заданной обводненностью и содержанием газа (воздух) 0,05, плотность нефти принимали равной 890 кг/м³, плотность воды 1000 кг/м³, _ж=2,287. Затем осуществляли измерения плотности и диэлектрической проницаемости смеси на опытной установке, аналогичной описанной выше, а также производили расчет значений обводненности нефти без учета влияния свободного и растворенного газ и в соответствии с заявленным изобретением.

Из представленных в Таблице 1 данных видно, что, учитывая содержание свободного и растворенного газа в смеси, можно получить более точное значение обводненности смеси и, следовательно, более точное значение дебита массы-нетто нефти (М_н). При этом неучет влияния свободного и растворенного газа приводит к ошибкам в определении массового расхода нефти, которые могут достигать недопустимых величин.

Использование предложенного способа позволяет достигать значительно более высоких точностей определения дебита скважин по нефти, особенно на групповых замерных установках (типа «Спутник» и пр.), для которых характерна ситуация неравномерной подачи во времени и другие нестационарные процессы, возникающие при переключении скважин, что приводит к возникновению значительных ошибок при замере. В этих установках обводненность, содержание свободного и растворенного газа в жидкостной линии могут существенно отличаться при переключении от скважины к скважине. В результате в момент переключения на замер следующей скважины могут возникнуть резкие скачки в показаниях плотности (_ж(t)) и массового расхода (M_ж(t)). Иногда это приводит к значительным ошибкам (ложному счету). В контроллер установки может быть заложен алгоритм, позволяющий отслеживать момент начала замера для того, чтобы минимизировать влияние предыдущей скважины, которая может иметь существенно иной дебит по нефти. В алгоритм работы контроллера также может быть введено понятие “промывки”, которая контролируется по температуре смеси Т_ж и специальным установкам влагомера через мгновенные значения массового расхода M_ж(t). Кроме того, может быть реализована возможность исключения ложного счета расхода при прорывах газа в датчики, дискриминируя их по плотности смеси _ж и данным оптико-емкостного влагомера, который имеет алгоритм обнуления ложных данных.

Использование установки, имеющей в своем составе приборы, не зависящие от вязкости жидкости, дает возможность исключить этот параметр при оценке влияния на точность определения мгновенного объемного расхода жидкости, что существенно облегчает настройку приборов и повышает точность конечных результатов. Кроме того, установка не содержит турбин для измерения расхода или других вращающихся деталей, вследствие чего повышается ее эксплуатационная надежность.

Формула изобретения

1. Способ определения содержания воды в многофазной нефтеводогазовой смеси, заключающийся в том, что измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (_ж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (_ж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (_н) и плотности воды (_в), при этом объемную долю воды в разгазированной нефти (W_с) определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения _ж и _ж в качестве постоянных, а значение W_с в качестве одной из переменных, отличающийся тем, что предварительно определяют тип нефти и осуществляют калибровку измерительной установки, включающую в себя задание соответствующего данному типу нефти значения коэффициента (k), определяющего содержание растворенного газа в нефти, а упомянутые уравнения основаны на зависимостях вида
_ж=f(_н, _в, _рг, W_с, , k);
_ж=f(_ув, W_с, , k),
где _ж – плотность нефтеводогазовой смеси;
_н – плотность чистой нефти;
_в – плотность воды;
_рг – плотность растворенного газа;
W_c – объемная доля воды в разгазированной нефти;
– объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;
k – коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти;
_ж – диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;
_ув – диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что путем решения указанной системы уравнений определяют также объемную долю свободного газа в нефтеводогазовой смеси ().

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что первое уравнение системы уравнений имеет вид

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что второе уравнение системы уравнений имеет вид

где n=1/, – коэффициент формулы Бруггемана, принимаемый равным 3.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж) определяют с помощью емкостного влагомера.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что емкостный влагомер представляет собой влагомер поточного типа и выполнен с возможностью определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (_ж) определяют с помощью выражения

где С_х – емкость электродов влагомера, находящихся в водонефтяной смеси, а С_хо – емкость сухого измерительного электрода, которая зависит от емкости изоляционного покрытия или проходной емкости схемы, емкости соединений и геометрии электрода, при этом значения С_хо определяют при градуировке влагомера перед проведением измерений.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно задают значения диэлектрической проницаемости чистой нефти (_н), диэлектрической проницаемости растворенного газа (_рг) и диэлектрической проницаемости свободного газа (_сг), а значение _ув определяют с помощью зависимости вида

где _н – диэлектрическая проницаемость чистой нефти;
Y_н – объемная доля чистой нефти;
_рг – диэлектрическая проницаемость растворенного газа;
Y_рг – объемная доля растворенного газа;
_сг – диэлектрическая проницаемость свободного газа.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что значение диэлектрической проницаемости свободного газа (_сг) принимают равным 1,0.

10. Способ по п.8, отличающийся тем, что объемную долю чистой нефти (Y_н) определяют с помощью уравнения

11. Способ по п.8, отличающийся тем, что объемную долю растворенного газа (Y_рг) определяют с помощью уравнения

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что коэффициент k предварительно определяют с помощью формулы

где – плотность нефти при нормальных климатических условиях (температура 20°С, давление 1 атм);
– плотность нефти при реальных термобарических условиях в процессе измерения;
– плотность растворенного газа при реальных термобарических условиях в процессе измерения.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что систему уравнений решают методом Зейделя.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют предварительное разделение смеси на составляющие, одна из которых содержит преимущественно жидкие фазы, а вторая преимущественно газообразную фазу исходной смеси, при этом определяют содержание воды путем исследования преимущественно жидкостной составляющей исходной смеси.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение плотности нефтеводогазовой смеси (_ж) измеряют с помощью плотномера кориолисового типа.

16. Способ по п.15, отличающийся тем, что плотномер представляет собой массовый кориолисов расходомер с вибрирующей трубкой, выполненный с возможностью измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси.

РИСУНКИ