СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ В СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ Российский патент 2005 года по МПК G01N27/22 

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности и могут быть использованы для определения содержания нефти в скважинной жидкости.

Измерение параметров вещества в сверхвысокочастотном диапазоне можно разделить на две группы - методы измерения параметров специальных образцов и методы измерения параметров и свойств вещества в непрерывных технологических потоках. Методы первой группы основаны на измерениях действительной и мнимой частей диэлектрической проницаемости ε специально изготовленных образцов веществ. В методах второй группы для определения параметров вещества используются измерения поглощения или набега фазы при прохождении излученных передающей антенной волн через объем вещества. В ряде случаев в методах второй группы параметры вещества можно определить и по коэффициенту отражения волн.

Наиболее близким к заявляемому является способ измерения влагосодержания товарной нефти (А.с. СССР №605156, МКИ G 01 N 23/24, опубл. 30.10.78), основанный на взаимодействии сверхвысокочастотной мощности с контролируемой пробой и определении показателя диэлектрического поглощения. В способе с целью повышения точности при сокращении длительности процесса измерения путем проведения измерений в динамическом режиме, измеряют диэлектрическое релаксационное поглощение ε”м

Однако данный способ предназначен только для лабораторных измерений и не обладает достаточной точностью.

Известен также влагомер (А.с. СССР 402792, МКИ G 01 n 27/22, опубл. 19.10.73). Устройство содержит емкостный датчик, включенный в колебательный контур, питаемый генератором высокой частоты, частотный симметричный детектор. С целью повышения надежности и стабильности работы, он снабжен индуктивно связанными с колебательным контуром и включенными на входы симметричного детектора двумя аналогичными контурами: рабочим, содержащим емкостный датчик и подстроечный конденсатор, и компенсационным, содержащим конденсатор установки нуля. Недостатком этого устройства является недостаточная точность измерения, низкая стабильность частоты, так как конденсатор включается в частотно-задающую цепь генератора высокой частоты, большую зависимость колебательных контуров от температуры окружающей среды, большую погрешность преобразований на выход симметричного детектора.

Наиболее близким к заявляемому является устройство - электронный влагомер (А.с. СССР 167651, МКИ G 01 k, опубл. 1965), в котором для непрерывного автоматического сравнения емкостей эталонного конденсатора и измерительного конденсаторного датчика применяется электронный коммутатор. В основе данного электронного влагомера применяется традиционная схема задающего генератора синусоидального сигнала, где частотно-задающей цепью в контуре резонанса является конденсатор, который попеременно коммутатором переключается с эталонного к измерительному. Фактически блок управления является вторым частотным генератором, который фазой (+ или -) управляет конденсаторами, а сигналы выделяются на частотных детекторах, где по разности напряжений сигналов получают процентное содержание воды.

Недостатком этого устройства является недостаточная точность измерения, низкая стабильность частоты, высокая погрешность измерений.

Диапазоны частот, на которых происходит поглощение звука в воде, простирается от 1 до 200 МГц при коэффициенте поглощения α/f²=10^-17 с²/см и диапазон частот 100 МГц не может перекрыть весь диапазон. При низкой стабильности частоты задающего генератора порядка 10^-2 МГц, что делает бессмысленным применение частотных детекторов из-за большой погрешности определения результатов. При частном детектировании необходима стабильность не ниже 10^-5-10^-6 МГц.

Предлагаемыми изобретениями решается задача повышения точности измерения, стабильности частоты, уменьшения погрешности измерений.

Для получения такого технического результата в предлагаемом способе определения содержания нефти в скважинной жидкости, заключающемся в измерении диэлектрической проницаемости жидкости между обкладками конденсатора, осуществляют воздействие на скважинную и эталонную среду путем подачи переменного высокочастотного напряжения фиксированной частоты f₀ на обкладки измерительного конденсаторного датчика, помещенного в скважинную среду, и эталонного конденсатора, находящегося в изолированном от скважинной среды пространстве, предварительно эталонированного на поверхности так, чтобы его емкость соответствовала эквиваленту безводной нефти, и производят сравнение диэлектрической проницаемости скважинной жидкости и эталонной среды, по результатам судят о количестве нефти в скважинной жидкости. Частоту воздействия f₀ выбирают из условия максимального поглощения звука в скважинной жидкости в диапазоне 1-10 МГц.

Для достижения названного технического результата предлагается устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости, содержащее высокочастотный кварцевый генератор, измерительный конденсаторный датчик, помещаемый в измеряемую среду, эталонный конденсатор, сравнивающее устройство, отличающееся тем, что в качестве эталонного конденсатора использован конденсатор, емкость которого эквивалентна безводной нефти, причем выход высокочастотного кварцевого генератора соединен со входами эталонного конденсатора и измерительного конденсаторного датчика, выходы которых соединены со входом сравнивающего устройства, и введен преобразователь напряжение-частота, вход которого соединен с выходом сравнивающего устройства, а его выход с наземным пультом. Сравнивающее устройство выполнено в виде дифференциально-емкостного моста, в качестве емкостей использованы эталонный конденсатор и измерительный конденсаторный датчик, входы которых являются диагональю дифференциально-емкостного моста.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены:

на фиг.1 приведена блок-схема устройства для определения содержания нефти в скважинной жидкости;

на фиг.2 - блок-схема дифференциально-емкостного моста.

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности. Осуществляют воздействие на скважинную и эталонную среду путем подачи переменного высокочастотного напряжения фиксированной частоты f₀ на обкладки измерительного конденсаторного датчика, помещенного в скважинную среду, и эталонного конденсатора, находящегося в изолированном от скважинной среды пространстве. Эталонный конденсатор эталонируют на поверхности так, чтобы его емкость соответствовала эквиваленту безводной нефти. В процессе измерения производят сравнение диэлектрической проницаемости скважинной жидкости и эталонной среды, по результатам которого судят о количестве нефти в скважинной жидкости. Частоту воздействия f₀ выбирают из условия максимального поглощения звука в скважинной жидкости в диапазоне 1-10 МГц.

Предлагаемое устройство состоит (фиг.1) из высокочастотного кварцевого генератора 1, выход которого соединен со входами измерительного конденсаторного датчика 2 и эталонного конденсатора 3. Выходы измерительного конденсаторного датчика 2 и эталонного конденсатора 3 соединены со входом сравнивающего устройства 4, выход последнего соединен со входом преобразователя напряжение-частота 5, соединенного в свою очередь с наземным пультом 6. Сравнивающее устройство 4 выполнено в виде дифференциально-емкостного моста (фиг.2).

Устройство работает следующим образом. С генератора 1 подается частота f₀, выбранная из условия максимального значения поглощения звука в нефти в диапазоне давления и температуры, соответствующем скважинным условиям, на измерительный конденсаторный датчик 2 и эталонный конденсатор 3. Затем функция измеренной диэлектрической проницаемости ε_i с каждого конденсатора на частоте воздействия f₀ подается на сравнивающее устройство 4, которое выполнено в виде дифференциально-емкостного моста, в качестве емкостей которого использованы эталонный конденсатор 3 и измерительный конденсаторный датчик 2. Выход высокочастотного кварцевого генератора 1 соединен в первую диагональ моста со входами эталонного конденсатора 3 и измерительного конденсаторного датчика 2. Со второй диагонали дифференциально-емкостного моста разностный сигнал, представляющий собой усиленный сигнал разности потенциалов ΔV_вых (ε), подается на преобразователь напряжение - частота 5, где производится его преобразование, и далее на наземный пульт 6, в котором может быть получена количественная информация о содержании нефти в составе скважинной жидкости.

Величина усиленного разностного сигнала может быть представлена следующим выражением:

ΔV_вых(ε)=КΔV_вх(ε),

где К - коэффициент усиления;

ΔV_вx (ε) - разностный сигнал дифференциально-емкостного моста.

Полученный в результате измерений разностный сигнал пропорционален измеренной разности диэлектрической проницаемости между обкладками измерительного и эталонного конденсатора, который, в свою очередь, соответствует процентному содержанию нефти в скважинной жидкости.

Использование предложенного способа и устройства позволит повысить точность измерения, стабильность частоты, уменьшить погрешность измерений состава жидкостей, находящихся в скважине, представляющих собой многокомпонентную среду, а также выделить различные фазы скважинной жидкости.

Область применения: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения содержания нефти в скважинной жидкости. Технический результат - повышение точности измерения, стабильности частоты, уменьшения погрешности измерений, который достигается тем, что осуществляют воздействие на скважинную и эталонную среду путем подачи переменного высокочастотного напряжения фиксированной частоты f_o на обкладки измерительного конденсаторного датчика, помещенного в скважинную среду, и эталонного конденсатора, находящегося в изолированном от скважинной среды пространстве. Эталонный конденсатор эталонируют на поверхности так, чтобы его емкость соответствовала эквиваленту безводной нефти. В процессе измерения производят сравнение диэлектрической проницаемости скважинной жидкости и эталонной среды, по результатам которого судят о количестве нефти в скважинной жидкости. Частоту воздействия f_o выбирают из условия максимального поглощения звука в скважинной жидкости в диапазоне 1-10 МГц. Для осуществления способа предлагается устройство. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ определения содержания нефти в скважинной жидкости, заключающийся в измерении диэлектрической проницаемости жидкости между обкладками конденсатора, отличающийся тем, что осуществляют воздействие на скважинную и эталонную среду путем подачи переменного высокочастотного напряжения фиксированной частоты f_o на обкладки измерительного конденсаторного датчика, помещенного в скважинную среду, и эталонного конденсатора, находящегося в изолированном от скважинной среды пространстве, предварительно эталонированного так, чтобы его емкость была эквивалентна безводной нефти, и производят сравнение диэлектрической проницаемости скважинной жидкости и эталонной среды, по результатам судят о количестве нефти в скважинной жидкости.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что частоту воздействия f_o выбирают из условия максимального поглощения звука в скважинной жидкости в диапазоне 1-10 МГц.3. Устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости, содержащее высокочастотный кварцевый генератор, измерительный конденсаторный датчик, помещаемый в измеряемую среду, эталонный конденсатор, сравнивающее устройство, отличающееся тем, что в качестве эталонного конденсатора использован размещенный в изолированном от скважинной среды пространстве конденсатор, емкость которого эквивалентна безводной нефти, выход высокочастотного кварцевого генератора соединен с входами эталонного конденсатора и измерительного конденсаторного датчика, выходы которых соединены со входом сравнивающего устройства, и введен преобразователь напряжение-частота, вход которого соединен с выходом сравнивающего устройства, а его выход с наземным пультом.4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что сравнивающее устройство выполнено в виде дифференциально-емкостного моста, в качестве емкостей использованы эталонный конденсатор и измерительный конденсаторный датчик, входы которых являются диагональю дифференциально-емкостного моста.