СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОГО ПОТОКА Российский патент 2014 года по МПК E21B47/00 G01F22/00 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения указанного вертикального сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости [RU 2396427 С2, МПК Е21В 47/10, G01N 3/36 (2006.01)]. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных, строят графики зависимости. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины.

Однако известный способ не обеспечивает требуемую метрологическую точность измерений, так как погрешность межфазного уровнемера (микроволнового) зависит от правильного задания многих параметров (в частности, диэлектрической проницаемости), что усложняет настройку и значительно влияет на погрешность.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего измерение параметров нефтегазоводяной смеси с учетом современных технологических требований.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности измерений параметров нефтегазоводяной смеси в системах герметизированного сбора.

Указанный технический результат достигается тем, что способ для определения параметров нефтегазоводяного потока, содержащегося в измерительном цилиндре, оборудованном арматурной обвязкой и снабженном дифференциальными датчиками, датчиком избыточного давления, датчиком температуры и микроконтроллером, предусматривает предварительную установку в микроконтроллере необходимого значения уровня нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре, процесс наполнения нефтегазоводяной смесью измерительного цилиндра, вычисление плотности нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре по окончании роста перепада давления нижнего уровня, вычисление текущих значених уровней нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре, сравнение вычисленных текущих значений уровней нефтегазоводяной смеси с заранее установленным, и при равенстве значений текущего уровня и заранее заданного прекращения подачи нефтегазоводяной смеси в измерительный цилиндр для выравнивания плотности нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра осуществляют перемешивание нефтегазоводяной смеси с одновременным процессом выхода пузырькового газа до нахождения в измерительном цилиндре нефтеводяной жидкости, далее осуществляют измерение значения перепадов давления датчиков нижнего и верхнего уровня и при равенстве указанных значений перепадов давления вычисляют плотность и уровень нефтеводяной жидкости, затем осуществляют подачу химреагента и перемешивание нефтеводяной жидкости для ее разделения на нефть и воду, при этом микроконтроллер вычисляет окончание роста и падение перепада датчиков давления нижнего и верхнего уровней, вычисляет и запоминает в памяти плотность воды и нефти в рабочих условиях, после чего осуществляют опорожнение содержимого измерительного цилиндра, микроконтроллером вычисляют плотность текущего уровня нефти и при равенстве этого значения с значением плотности нефти, измеренного в рабочих условиях, прекращают опорожнение измерительного цилиндра, в котором останется нефть в рабочих условиях, вычисляют уровень нефти в измерительном цилиндре, определяют уровень воды как разницу между уровнем нефтеводяной смеси и уровнем нефти, определяют значение перепада давления воды как разницу между значениями перепада давления воды в измерительном цилиндре и перепада давления нефти, при этом объемное содержание воды вычисляется по формуле:

$$W_o=\frac{{Н}_{в}}{Н{}_{ж}}\times 100\%,$$

где: Н_в - уровень воды в измерительном цилиндре, Н_ж - уровень водонефтяной жидкости в измерительном цилиндре, а массовое содержание воды вычисляют по формуле:

$$W=\frac{d\rho {}_{в}}{d\rho {}_{ж}},$$

где: dρ_в - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре;

dρ_ж - значение перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре.

Заявляемый способ имеет метрологическое преимущество, которое заключается в более точном определении параметров нефтегазоводяной смеси, благодаря применению дифференциальных датчиков давления по сравнению с межфазным уровнемером.

Также погрешность межфазного уровнемера (микроволнового) зависит от правильного задания многих параметров (в частности, диэлектрической проницаемости), что усложняет настройку и значительно влияет на погрешность. С использованием дифференциальных датчиков давления можно измерять как минимальный, так и максимальный уровень с одинаковой минимальной погрешностью (что обеспечивает компактность устройства), а у межфазного уровнемера погрешность зависит от высоты (удовлетворительная погрешность возникает от 2 метров высоты и выше).

На чертеже представлена общая схема для определения параметров нефтегазоводяного потока. Цифрами обозначено: 1 - патрубок, 2 - входная линия, 3 - микроконтроллер, 4 - электромагнитный клапан входной линии 2, 5 - дроссель входной линии 2, 7 - измерительный цилиндр, 8 - поверхность в виде полусферы, установленная вверху измерительного цилиндра 7, 9 - датчик перепада давления, 10 - электромагнитный клапан выходной линии, 11 - дифференциальный датчик давления нижнего 11 уровня, 12 - патрубок, 13 - дозатор подачи химреагента, 14 - насос, 15 - датчик избыточного давления, 16 - дроссель выходной линии 17, 18 - патрубок, 19 - линия (трубопровод), соединяющая верхнюю часть измерительного цилиндра 7 с нижней частью, 20 - дифференциальный датчик давления верхнего уровня, 21 - трубопровод подачи химреагента, 25 - датчик температуры.

Способ осуществляется следующим образом.

По команде "пуск" микроконтроллера 3 открывается клапан электромагнитный 4, при этом клапан электромагнитный 10 закрыт. Нефтегазоводяная смесь от пробоотборника по трубопроводу, соединенному с патрубком 1, по входной линии 2 через клапан электромагнитный 4 через дроссель 5 по подающей линии 6 поступает на поверхность полусферы 8, растекается по ней и стекает вниз по стенкам измерительного цилиндра 7. Это приводит к уменьшению помех, при измерении перепада давления датчиками 9, 11, 20 в процессе наполнения. Дроссель 5 служит для ручной установки скорости наполнения измерительного цилиндра 7 нефтегазоводяной смесью. Патрубок 12 измерительного цилиндра 7 соединен трубопроводом с сепаратором измерительной установки для выравнивания избыточного давления между измерительным цилиндром 7 и сепаратором измерительной установки.

Рост уровня в измерительном цилиндре 7 приводит к росту перепада давления датчика 11. Когда уровень нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7 достигает уровня Н₂, рост перепада давления датчика 11 прекращается. Микроконтроллер 3 вычисляет окончание роста перепада давления и вычисляет плотность нефтегазоводяной смеси ρ_с в измерительном цилиндре 7 по формуле (1):

$${\rho }_{с}=\frac{d\rho {}_2}{g\cdot H{}_2},$$

где:

ρ_с - плотность нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7;

dρ₂ - перепад давления датчика 11 уровня Н₂ в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н₂ - уровень нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7. По окончании измерения плотности нефтегазоводной смеси ρ_с, вычисленной по формуле (1), микроконтроллер 3 вычисляет текущие значение уровней Н₁,_2…n нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7 по формуле (2):

$$H_{\mathrm{1,2}\dots n}=\frac{d{\rho }_{\mathrm{1,2}\dots n}}{g\cdot {\rho }_c},$$

где:

H_1,2…n - текущие значения уровней нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7;

dρ₁,_2…n - перепады давления датчика 9 уровней H₁,_2…n в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

ρс - плотность нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7, вычисленная по формуле (1).

В микроконтроллере 3 предварительно устанавливается необходимое значение уровня Н_n* и сравнивается с текущими значениями уровней H₁,_2…n нефтегазоводяной смеси, вычисляемых по формуле (2). Когда значение уровней Н_n* и Н_n будут равны, по команде микроконтроллера 3 закроется клапан электромагнитный 4, который прекратит подачу нефтегазоводяной смеси в измерительный цилиндр 7.

Ввиду того что плотность нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 различна, то при вычислении уровня по формуле (2) возникает ошибка. Для уменьшения ошибки вычисления уровня Н_n нефтегазоводяной смеси необходимо, чтобы плотность нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 была одинаковой.

Для выравнивания плотности нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 по команде микроконтроллера 3 включается насос 14, который перекачивает нефтегазоводяную смесь по линии 19 из верхней части измерительного цилиндра 7 в нижнюю часть. В результате этого происходит перемешивание нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7.

Перемешивание ускоряет процесс выхода пузырькового газа из нефтегазоводяной смеси, и после его выхода в измерительном цилиндре 7 остается нефтеводяная жидкость.

После перемешивания (время перемешивания устанавливается в микроконтроллере 3) по команде микроконтроллера 3 насос 14 останавливается и нефтеводяная жидкость проверяется на однородность плотности по высоте измерительного цилиндра 7.

Для этого измеряются значения перепадов давления датчиков 11 и 20, и если эти значения перепадов давления равны, то вычисляется плотность жидкости ρ_ж, если - нет, процесс перемешивания необходимо продолжать дальше, до тех пор пока значения перепадов давлений датчиков 11 и 20 будут равны. Плотность нефтеводяной однородной жидкости ρ_ж вычисляется по формуле (3):

$$\rho {}_{ж}=\frac{d\rho {}_{2ж}}{g\cdot H{}_{2ж}},$$

где:

ρ_ж - плотность нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7;

dρ_2ж - перепад давления датчика 11 уровня H₂ жидкости в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

H₂ - уровень жидкости в измерительном цилиндре 7.

После вычисления плотности нефтеводяной однородной жидкости ρ_ж микроконтроллер 3 вычисляет уточненный уровень жидкости Н_nж по формуле (4):

$$H_{nж}=\frac{d\rho {}_{nж}}{g\cdot \rho {}_{ж}},$$

где:

Н_nж - уровень нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7;

dρ_nж - перепад давления датчика 9 уровня Н_nж в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

ρ_ж - плотность нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7, вычисленная по формуле (3).

После вычисления уточненного уровня по команде микроконтроллера включается устройство 13 дозирования химреагента и по трубопроводу 21 происходит подача дозы химреагента в измерительный цилиндр 7.

Для уменьшения времени разделения нефтеводяной жидкости на нефть и воду ее необходимо перемешать. Для этого по команде микроконтроллера 3 включается насос 14, и происходит перемешивание нефтеводяной жидкости (время перемешивания устанавливается в микроконтроллере 3).

Дальнейшее нахождения перемешанной нефтеводяной жидкости с химреагентом в измерительном цилиндре 7 приведет к разделению жидкости на нефть и воду. Это разделение будет происходить постепенно, вода будет скапливаться внизу измерительного цилиндра 7, а нефть - поверх воды.

Замещение водонефтяной жидкости водой привет к росту величины перепада давления датчика 11, а замещение водонефтяной жидкости нефтью приведет к постепенному падению величины перепада давления датчика 20, и, когда разделение жидкости закончится, закончится рост перепада давления датчиков 11, 20.

Микроконтроллер 3 вычисляет окончание роста и падение перепада датчиков давления 11, 20, вычисляет и запоминает в памяти плотность воды в рабочих условиях ρ_в при значении температуры T1 датчика 25 и избыточного давления P1 датчика 15.

Плотность воды в рабочих условиях вычисляется по формуле (5):

$$\rho {}_{в}=\frac{d{\rho }_{2в}}{g\cdot H{}_{2в}},$$

где:

ρ_в - плотность воды в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7;

dρ_2в - перепад давления дифференциального датчика 11 уровня Н_2в в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н_2в - уровень воды в измерительном цилиндре 7. После вычисления плотности воды микроконтроллер 3 вычисляет и запоминает плотность нефти в рабочих условиях по формуле (6):

$$\rho {}_{н}=\frac{d\rho {}_{2н}}{g\cdot H{}_{2н}},$$

где: ρ_н - плотность нефти в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7;

dρ_3н - перепад давления дифференциального датчика 20 уровня Н_3н в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н_3н - уровень нефти в измерительном цилиндре 7.

После вычисления плотности нефти и воды в рабочих условиях по команде микроконтроллера 3 открывается клапан электромагнитный 10, и содержимое измерительного цилиндра 7 через клапан электромагнитный 10, дроссель 16 по выходной линии 17 через патрубок 18 поступает в трубопровод, который соединен с контроллером измерительной установки.

Дроссель 16 служит для ручной установки скорости опорожнения содержимого измерительного цилиндра 7. Уровень нефтеводяной однородной жидкости, вычисленной по формуле (4), будет уменьшаться, также будет уменьшаться уровень воды Н_в. Микроконтроллер 3 будет постоянно вычислять плотность уровня H₂ по формуле (7):

$$\rho =\frac{d\rho {}_2}{g\cdot H{}_2}.$$

В памяти микроконтроллера уже есть значения плотности нефти ρ_н в рабочих условиях, вычисленной по формуле (6). Это значение плотности ρ_н сравнивается с текущими значениями плотности, вычисляемыми по формуле (7). Когда эти значения плотностей будут равны, микроконтроллер 3 закроет клапан электромагнитный 10, и в измерительном цилиндре 7 останется нефть в рабочих условиях.

Микроконтроллер 3 вычисляет уровень нефти в измерительном цилиндре 7 по формуле: (8)

$$H_{н}=\frac{d\rho {}_{н}}{g\cdot {\rho }_{н}},$$

где:

Н_н - уровень нефти в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

ρ_н - плотность нефти в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

dρ_н - перепад давления дифференциального датчика 11 уровня Н₂ в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

g - ускорения свободного падения.

Уровень воды в измерительном цилиндре 7 вычисляется по формуле (9):

Н_в=Н_ж - Н_н,

где:

Н_в - уровень воды в измерительном цилиндре 7;

Н_ж - уровень жидкости, вычисленной по формуле (4);

Н_н - уровень нефти, вычисленной по формуле (8).

Объемное содержание воды вычисляется по формуле (10):

$$W_o=\frac{{Н}_{в}}{Н{}_{ж}}\times 100\%,$$

где:

W_o - объемное содержание воды жидкости в измерительном цилиндре 7;

Н_в - уровень воды в измерительном цилиндре 7, вычисленной по формуле (9);

Н_ж - уровень жидкости в измерительном цилиндре 7, вычисленной по формуле (4).

Значение перепада давления воды в измерительном цилиндре 7 вычисляется по формуле (11):

$$d\rho {}_{в}=d\rho {}_{ж}-d\rho {}_{н},$$

где:

dρ_в - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре 7;

dρ_ж - значение перепада давления жидкости датчика 9 уровня Н_ж в измерительном цилиндре 7 (из формулы (4));

dρ_н - значение перепада давления датчика 11 уровня Н₂ в измерительном цилиндре 7 после слива воды (из формулы (8)).

Массовое содержание воды вычисляется по формуле (12):

$$W=\frac{d\rho {}_{в}}{d\rho {}_{ж}}.$$

Таким образом, предлагаемая полезная модель позволяет осуществить определение параметров нефтегазоводянрго потока.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом является повышение точности измерения для определения параметров нефтегазоводяной смеси. Способ включает разделение содержащейся в измерительном цилиндре нефтегазоводяной жидкости с использованием химреагентов на нефть и воду с выходом газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления, опорожнение измерительного цилиндра, измерение текущих значений перепадов давлений и уровней нефтегазоводяной жидкости, нефтеводяной жидкости, нефти, вычисление плотности нефти, воды. При этом объемное содержание воды вычисляют по математической формуле, а массовое содержание воды - как разницу между значением перепада давления воды в измерительном цилиндре и значением перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре. 1 ил.

Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока, включающий разделение содержащейся в измерительном цилиндре нефтегазоводяной жидкости с использованием химреагентов на нефть и воду с выходом газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления, опорожнение измерительного цилиндра, измерение текущих значений перепадов давлений и уровней нефтегазоводяной жидкости, нефтеводяной жидкости, нефти, вычисление плотности нефти, воды и определение объемного содержания воды, при этом объемное содержание воды вычисляют по формуле:
$${\text{W}}_{\text{о}}=\frac{{\text{H}}_{\text{В}}}{\text{H}{}_{\text{ж}}}\times \text{100\%}\text{,}$$
где: Н_в - уровень воды в измерительном цилиндре, Н_ж - уровень водонефтяной жидкости в измерительном цилиндре, а массовое содержание воды вычисляют по формуле:
$$\text{W}=\frac{\text{dρ}{}_{\text{В}}}{\text{dρ}{}_{\text{ж}}},$$
где: dρ_в - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре, dρ_ж - значение перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре.