СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1996 года по МПК G01N27/22 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в нефтяной промышленности для определения содержания воды и нефти в продукции (водонефтяной смеси) нефтяных скважин.

В настоящее время, особенно в связи с все более широким использованием при добыче нефти метода повышения нефтеотдачи пласта путем законтурного заводнения нефтяной залежи и, следовательно, с ростом добычи сильно обводненной нефти, остро стоит задача создания способа достаточно точного определения содержания воды в продукции нефтяных скважин, обводненность которой изменяется в широких пределах и может приближаться к 100%
Трудность решения данной задачи обусловлена тем, что с ростом содержания воды в водонефтяной смеси при достижении определенной величины влажности (от 35 до 75% в зависимости от конкретных условий) происходит обращение эмульсии, в результате чего непрерывной фазой смеси становится пластовая вода, не являющаяся диэлектриком. Это делает невозможным применение при содержании в нефти воды, превышающем указанные значения, традиционных способов определения влажности нефти, основанных на использовании зависимости диэлектрической проницаемости среды, находящейся в межэлектродном пространстве емкостного датчика, от соотношения количеств содержащихся в ней воды и нефти [1]
Определение влажности нефти в диапазоне от 0 до 100% содержания воды обеспечивает способ, заключающийся в том, что на емкостный датчик, содержащий центральный электрод с диэлектрическим покрытием, подают напряжение переменного тока, определяют для данного типа водонефтяной смеси зависимость токового сигнала датчика от процентного содержания воды в водонефтяной смеси, строят калибровочный график, помещают датчик в контролируемую смесь и измеряют токовый сигнал, по величине которого по калибровочному графику определяют содержание воды в контролируемой смеси [2]
В связи с тем, что в указанном диапазоне изменения содержания воды водонефтяная смесь образует два типа эмульсии, у одного из которых непрерывной фазой является нефть (обратная эмульсия), а у другого вода (прямая эмульсия), то получаемый при использовании данного способа калибровочный график представляет собой две кривые, одна из которых характеризует зависимость токового сигнала в области обратной, а другая в области прямой эмульсии.

На стадии измерения компаратор влагомера, осуществляющего данный способ, на основании сравнения измеренного значения токового сигнала с некоторым заданным значением (в рассматриваемом примере 5 мА) выбирает одну из двух кривых калибровочного графика (при значении тока меньше 5 мА кривую, представляющую эмульсию воды в нефти, а при большем значении кривую, представляющую эмульсию нефти в воде), по которой по значению токового сигнала микропроцессор прибора определяет затем процентное содержание воды в контролируемой водонефтяной смеси.

Используемая в данном способе процедура определения типа эмульсии, проходящей через датчик, и выбора соответствующей кривой калибровочного графика предполагает наличие перекрытия кривых по току в области обращения эмульсий, а это имеет место, как показали исследования, только в том случае, если центральный электрод датчика имеет диэлектрическое покрытие толщиной не более 150 мкм.

Между тем по ряду причин, например по тому, что при этом существенно упрощается технология нанесения диэлектрического покрытия и значительно уменьшается влияние на точность измерения отложений смол и парафинов на центральном электроде при измерениях в прямых эмульсиях, желательно, чтобы центральный электрод датчика имел диэлектрическое покрытие большей толщины (порядка 0,4 0,6 мм), при которой использование рассматриваемого способа по указанной выше причине становится невозможным.

Настоящее изобретение решает задачу создания способа определения содержания воды в водонефтяной смеси нефтяных скважин, допускающего использование емкостных датчиков с толщиной диэлектрического покрытия центрального электрода 0,4 0,6 мм.

Для этого в способе определения содержания воды в водонефтяной смеси нефтяных скважин, заключающемся в том, что на емкостный датчик, содержащий центральный электрод с диэлектрическим покрытием, подают напряжение переменного тока, определяют для данного типа водонефтяной смеси зависимость токового сигнала датчика от содержания воды в смеси, строят калибровочный график, содержащий две кривые, одна из которых представляет зависимость в области обратной, а другая в области прямой эмульсии, помещают датчик в контролируемую смесь и измеряют токовый сигнал, по величине которого по калибровочному графику определяют содержание воды в контролируемой смеси, при использовании емкостного датчика с диэлектрическим покрытием центрального электрода от 0,4 до 0,6 мм концы кривых в области обращения эмульсии на калибровочном графике соединяют прямой линией.

Благодаря тому, что получаемый таким образом калибровочный график представляет собой непрерывную ломаную линию без скачков и разрывов в значениях тока и однозначно определяет по измеренному значению тока процент влажности нефти, дешифрирование измеренных значений токового сигнала в значения влажности может осуществляться без предварительного определения типа эмульсии, протекающей через датчик, а значит, снимается существующее для известного способа ограничение по толщине слоя диэлектрического покрытия центрального электрода датчика.

На чертеже представлен калибровочный график, получаемый при реализации предлагаемого способа определения содержания воды в водонефтяной смеси нефтяных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Из нефти с данного объекта эксплуатации точным дозированием воды в нефти и нефти в воде при фиксированных соотношениях нефти и воды в диапазоне от 0 до 100% влажности с шагом через 10 20% готовят образцовые эмульсии. Используя полученные образцовые эмульсии, с помощью первичного преобразователя влагомера с емкостным датчиком, центральный электрод которого имеет диэлектрическое покрытие толщиной 0,4 0,6 мм, при подаче на датчик напряжения переменного тока снимают кривые зависимости i f(W) токового сигнала i датчика от процентного содержания воды W в водонефтяной смеси в диапазоне влагосодержания от 0 до значения W₁ и соответствующего тока i₁, где происходит обращение обратной эмульсии в прямую, и от 100% до значения W₂ и соответствующего тока i₂, где происходит обращение прямой эмульсии в обратную. Вследствие увеличенной толщины диэлектрического покрытия центрального электрода датчика полученные кривые не перекрываются по току, поэтому, в соответствии с предлагаемым способом, их концы (точки i₁ и i₂) в области обращения эмульсий соединяют прямой линией. Заданные значения влажности и соответствующие им значения токового сигнала заносят в память микропроцессора. Туда же заносят значения i и W, соответствующие прямой, соединяющей значения токов i₁ и i₂ на кривых калибровочного графика. В результате в памяти прибора оказываются данные калибровочного графика, идентичного тому, который представлен на чертеже. Как видно из чертежа, этот график представляет собой непрерывную ломаную линию, состоящую из двух кривых, одна из которых (левая) относится к области обратной эмульсии, а другая (правая) к области прямой эмульсии, и прямой линии, соединяющей точки i₁ и i₂ кривых, в которых начинается обращение эмульсий.

На стадии измерения через датчик пропускают водонефтяную смесь, влажность которой необходимо определить. С датчика снимается токовый сигнал, по значению которого микропроцессор прибора, используя введенные в память прибора данные калибровочного графика, определяет процентное содержание воды в контролируемой водонефтяной смеси.

Пример. Способ опробован на нефти Соколовогорского месторождения с использованием влагомера сырой нефти ВСН-1 с диапазоном измерения влажности от 0 до 100% Влагомер функционально состоит из первичного измерительного преобразователя с емкостным датчиком и соединенного с ним кабелем микропроцессорного блока обработки. Емкостный датчик выполнен прямоточным с коаксиально расположенными электродами, из которых внутренний имеет диэлектрическое покрытие с толщиной слоя 0,5 мм.

По представленной выше методике из нефти с данного месторождения были приготовлены 9 образцов обратной эмульсии с шагом изменения влажности 10% и 3 образца прямоугольной эмульсии, содержащих соответственно 40, 80 и 100% воды. Для каждого образца эмульсии с помощью первичного преобразователя влагомера был определен токовый сигнал, снимаемый с емкостного датчика. Величины влажности образцовых эмульсий и соответствующие значения токового сигнала датчика приведены в таблице.

По данным, приведенным в таблице, был построен калибровочный график, рассмотренный выше при описании предлагаемого способа. Данные этого графика были введены в память блока обработки.

На этапе измерений через емкостный датчик прибора прокачивалась нефть с различным содержанием воды, которое контролировалось также лабораторным методом.

В процессе исследований, которые охватывали диапазон содержаний воды в нефти от 0 до 100% максимальная погрешность измерения не превышала 4% а в зоне обратных эмульсий была менее 2,5%
Таким образом, представление зависимости токового сигнала в области обращения эмульсий в виде прямой линии, соединяющей точки начала обращения эмульсий кривых калибровочного графика, устраняет необходимость получения перекрывающихся по току кривых, чем снимается ограничение по толщине слоя диэлектрического покрытия на центральном электроде датчика и обеспечивается возможность использования емкостных датчиков с толщиной диэлектрического покрытия центрального электрода 0,4 0,6 мм. Такие датчики проще в изготовлении и менее чувствительны к отложениям смол, парафинов и других загрязнений на их внутренних поверхностях.

Однозначность функциональной зависимости i f(W) в области обращения эмульсий, обеспечиваемая представлением ее в виде прямой линии, позволяет получить более достоверные данные о влажности контролируемой среды, чем при использовании известного способа, где погрешность при измерениях в области вблизи значения тока, с которым сравнивается токовый сигнал при определении подлежащей использованию кривой калибровочного графика, может достигать 40 - 50%
Отсутствие необходимости предшествующего дешифрированию токового сигнала определения типа эмульсии, протекающей через датчик, и выбора соответствующей ему кривой калибровочного графика упрощает способ определения содержания воды в водонефтяной смеси нефтяных скважин и используемые для осуществления способа аппаратные средства, т.к. позволяет исключить компаратор. ТТТ1

Использование: измерительная техника, нефтяная промышленность. Сущность изобретения: способ заключается в том, что на емкостный датчик, содержащий центральный электрод с диэлектрическим покрытием от 0,4 до 0,6 мм, подают напряжение переменного тока, определяют для данного типа водонефтяной смеси зависимость токового сигнала датчика от содержания воды в смеси, строят калибровочный график. Помещают датчик в контролируемую смесь и измеряют токовый сигнал, по величине которого по калибровочному графику определяют содержание воды в контролируемой смеси. В области обращения эмульсии концы кривых на калибровочном графике соединяют прямой линией. 1 ил., 1 табл.

Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси нефтяных скважин, заключающийся в том, что на емкостный датчик, содержащий центральный электрод с диэлектрическим покрытием, подают напряжение переменного тока, определяют для данного типа водонефтяной смеси зависимость токового сигнала датчика от содержания воды в смеси, строят калибровочный график, содержащий две кривые, одна из которых представляет зависимость в области обратной, а другая в области прямой эмульсии, помещают датчик в контролируемую смесь, измеряют токовый сигнал, по величине которого по калибровочному графику определяют содержание воды в контролируемой смеси, отличающийся тем, что при использовании емкостного датчика с диэлектрическим покрытием центрального электрода 0,4 0,6 мм концы кривых в области обращения эмульсии на калибровочном графике соединяют прямой линией.