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=(ρ -ρ н)/(ρ в-ρ н), где ρ , ρ н, ρ 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=gρ вCвΔt/2Δ P = gρ вCв(t1-t0)/2Δ P, где:
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р - гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ 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 Δ 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:
Δ Р - дифференциальное давление по сигналу с датчика 8 (совпадение измеренных значений Δ 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:
ρ г0 - плотность газа в стандартных условиях;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р. Функция ρ в=ρ в (Т, Р, S), где S - общая минерализация воды обычно известна и табулирована;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р. Функция Св=Св (Т, Р, S) - также известна и табулирована.
Массовая концентрация воды W в смеси вычисляется по формуле:
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р -, гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ 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 ρ (до и после разделения фаз и компонентов) вычисляется по формуле:
где: V - объем цилиндрической емкости высотой L и площадью поперечного сечения S;
mв, mн, mг - массы воды, нефти и газа в емкости, соответственно.
По определению массовая концентрация воды в смеси W выражается формулой:
Выражая общую массу смеси (mв+mн+mг) из формулы (2) и подставляя это выражение в формулу (3), получим формулу:
Масса воды в смеси mв выражается формулой:
где: h - высота положения ГРК.
Подставляя выражение mв в формулу (5), получим формулу:
В соответствии с основной формулой гидростатического метода плотность смеси ρ выражается формулой:
Подставляя выражение ρ из формулы (6) в формулу (7) получим формулу:
Величина h выражается формулой:
Подставляя выражение h из формулы (9) в формулу (8) получим формулу (1):
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=gρвСв(t1-t0)/2ΔP, где: g - ускорение свободного падения; ρв - плотность воды при установившихся температуре и давлении; Св - скорость звука в воде; ΔР - 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.
W=gρ в·СвΔ·t/2Δ P=gρ в·Св(t1-t0)/2Δ Р, где
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р - гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ 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.
| US 5616856 А, 01.04.1997 | |||
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЕПРОДУКТАХ | 1992 |
|
RU2063026C1 |
| СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЯХ, КОНДЕНСАТАХ, НЕФТЕПРОДУКТАХ | 1999 |
|
RU2172944C2 |
| ФАЗОИНДИКАТОР | 0 |
|
SU263036A1 |
