СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДЫ В ВОДОНЕФТЕГАЗОВОЙ СМЕСИ Российский патент 2005 года по МПК G01N9/00 G01N33/22 

Изобретение относится к измерению концентрации воды в водонефтегазовой смеси и может быть использовано для определения влагосодержания продукции 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 влагосодержания в продукции скважин, основанный на гидростатическом методе измерении плотности водонефтяной смеси (гидростатическое взвешивание) с последующим пересчетом по формуле, в которой объемная концентрация воды К выражается в виде К=(ρ-ρ_H)/(ρ_B-ρ_H), где ρ, ρ_H, ρ_B - плотности соответственно смеси, нефти и воды. При этом плотности воды и нефти считаются известными, а плотность смеси вычисляется по гидростатическому давлению, измеренному при определенных давлении и температуре [2. Нефтепромысловое оборудование, №10/2000, - с.120-121, рис.3].

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

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 плотностей нефти и воды.

Для решения поставленной задачи в процессе измерения концентрации воды (W) в водонефтегазовой смеси, включающем отбор пробы водонефтегазовой смеси в герметичную емкость, ее отстаивание и измерение начального гидростатического давления (P₁), после отстаивания пробы и образования границы раздела нефть - вода отстоявшуюся воду выпускают и вновь измеряют гидростатическое давление (P₂) при достижении границей раздела нефть - вода дна емкости, а массовую концентрацию воды определяют по формуле

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, дополнительно снабжено установленным вблизи дна емкости датчиком-реле положения границы раздела нефть - вода, например, емкостным, реагирующим на разность диэлектрических проницаемостей нефти и воды, и продувочным патрубком с клапаном для вытеснения газом жидкой фазы из емкости.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 дана схема устройства для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, а на фиг.2 - положение границ раздела фаз и компонент в момент времени t₂.

Устройство, предназначенное для реализации способа, состоит из герметичной измерительной емкости 1, снабженной впускным патрубком 2 с клапаном 3, выпускным патрубком 4 с клапаном 5 и продувочным патрубком 6 с клапаном 7.

Устройство снабжено датчиком давления 8, датчиком температуры 9, датчиком гидростатического давления 10, подключенным к емкости импульсными трубками 11 и 12, а также установленным в нижней части емкости датчиком-реле положения границы раздела нефть - вода 13 емкостного типа.

Кроме того, устройство снабжено электронагревателем 14 для нагрева отбираемой в емкость пробы и дозатором 15 для подачи в нее деэмульгатора.

Для повышения точности импульсные трубки датчика гидростатического (дифференциального) давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, например, полиметилсилоксановой жидкостью, а концы импульсных трубок закрыты гибкими мембранами 16 и 17, контактирующими с находящейся в емкости исследуемой смесью. С целью повышения стабильности “нуля” датчика дифференциального давления он размещается в непосредственной близости от крышки емкости 1, и его “минусовая” импульсная трубка 11 располагается горизонтально, а “плюсовая” импульсная трубка 12 - вертикально.

С целью повышения достоверности измерений за счет повышения представительности пробы водонефтегазовой смеси ее целесообразно отбирать не непосредственно из продуктопровода, а после предварительной сепарации газа.

Способ может быть реализован следующим образом.

Водонефтегазовая смесь от скважины поступает в гидроциклонный сепаратор 18, 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 (корпус) 1 при закрытых клапанах 5 и 7. Набор жидкости прекращается при достижении гидростатическим давлением столба смеси высотой L некоторого заранее задаваемого значения Р, которое измеряется датчиком дифференциального давления 10. После этого клапан 3 закрывают, а продукция скважины, поступающая в гидроциклонный сепаратор 18, подается из него в промысловую систему сбора и подготовки нефти, газа и воды.

В смесь, отобранную в емкость 1, из автоматического дозатора 15 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 датчикам давления 8 и температуры 9.

После завершения процесса разделения в момент t₁ измеряют дифференциальное давление P₁ датчиком 10. Затем клапаны 5 и 7 открывают, и смесь из емкости вытесняется в коллектор под действием силы тяжести и разности давлений. В процессе вытеснения смеси в момент времени t₂, фиксируемый датчиком 13 и соответствующий прохождению через его чувствительный элемент ГРК, дополнительно измеряется значение дифференциального давления Р₂.

Процесс вытеснения жидкой фазы заканчивают в момент t₃, фиксируемый достижением минимального значения гидростатического давления Р₃ с датчика 10 (Р₃<<P₁, так как плотность газа, заполняющего в этот момент емкость, много меньше плотностей нефти и воды). Далее клапаны 3 и 7 закрывают, и цикл измерений может быть повторен в новой пробе смеси, набираемой через открытый клапан 3.

Массовую концентрацию воды определяют по отношению изменения гидростатического давления к начальному гидростатическому давлению

Формула (1) выведена из следующих соображений.

По определению массовая концентрация воды в смеси W выражается формулой (2)

где m_в, m_н, m_г - масса воды, нефти и газа в столбе смеси высотой L соответственно.

При условии

формула (2) может быть заменена формулой (4)

где m - сумма масс нефти m_н и воды m_в.

Гидростатическое давление в момент t₁ выражается формулой (5)

где ρ₁ - средняя плотность смеси в момент t₁;

g - ускорение свободного падения;

Н - положение ГРФ в момент t₁.

По определению плотность ρ₁ выражается формулой (6)

где S - площадь поперечного сечения цилиндрической емкости.

Подставляя выражение ρ₁ из формулы (6) в формулу (5), получим формулу

Гидростатическое давление в момент t₂ выражается формулой

где h - высота столба воды в момент t₁.

По определению плотность нефти ρ_н выражается формулой

Подставляя выражение ρ_н из формулы (9) в формулу (8), получим

Из формулы (10) массу m_в можно выразить формулой

Подставляя выражение массы m из формулы (7) в формулу (11), получим

Из формул (12) и (7) получим формулу (1) для вычисления W:

Использование: для определения влагосодержания продукции нефтяных скважин. Сущность: способ включает отбор пробы водонефтегазовой смеси в герметичную емкость, ее отстаивание и измерение начального гидростатического давления P₁. После отстаивания пробы и образования границы раздела нефть - вода отстоявшуюся воду выпускают и вновь измеряют гидростатическое давление Р₂ при достижении границей раздела нефть - вода дна емкости, а массовую концентрацию воды W определяют по формуле . Устройство содержит герметичную емкость с впускным и выпускным патрубками, датчики температуры и гидростатического давления, установленный вблизи дна емкости датчик-реле положения границы раздела нефть - вода и продувочный патрубок с клапаном для вытеснения газом жидкой фазы из емкости. Технический результат - повышение точности измерения. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающий отбор пробы водонефтегазовой смеси в герметичную емкость, ее отстаивание и измерение начального гидростатического давления P₁, отличающийся тем, что после отстаивания пробы и образования границы раздела нефть-вода отстоявшуюся воду выпускают и вновь измеряют гидростатическое давление Р₂ при достижении границей раздела “нефть-вода” дна емкости, а массовую концентрацию воды W определяют по формуле