УСТРОЙСТВО ДЛЯ КОНТРОЛЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТИ И СВЯЗАННЫЕ СПОСОБЫ Российский патент 2023 года по МПК G01N9/36 G01N33/26 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[1] Данное изобретение относится в целом к поверхностным скважинным испытаниям и, в частности, к устройству для контроля воды в нефти и связанным с ним способам.

ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ

[2] Поверхностные скважинные испытания содержат отбор проб и анализ содержания воды в флюиде, содержащем нефть и воду. Известные анализаторы обводненности измеряют мгновенную объемную долю воды в нефти. Например, некоторые известные анализаторы обводненности измеряют плотность водонефтяной смеси и рассчитывают долю воды на основании плотности воды и нефти в условиях трубопровода (например, условиях давления и/или температуры, в которых протекает водонефтяная смесь). Некоторые другие известные анализаторы обводненности анализируют светопоглощающие свойства смеси флюидов. Некоторые другие известные примеры определяют долю воды на основании диэлектрических измерений, включающих, например, емкость.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[3] Ниже изложены определенные аспекты некоторых вариантов реализации, раскрытых в настоящем документе. Следует понимать, что эти аспекты представлены только для того, чтобы кратко ознакомить читателя с сущностью некоторых вариантов данного изобретения, и эти аспекты никоим образом не ограничивают объем данного изобретения. Действительно, данное изобретение может охватывать разнообразные аспекты, которые могут не быть изложены ниже.

[4] Приведенное в качестве примера устройство содержит первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида. Первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, причем флюид содержит нефть. Устройство содержит анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида. Анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида. Данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности. Процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды.

[5] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит вычислитель для определения отношения между плотностью нефти в флюиде, протекающем через трубопровод для флюида сепаратора, и концентрацией воды в нефти флюида. Вычислитель выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды, данных об обводненности и отношения между плотностью нефти и концентрацией воды в нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит устройство для оценки обводненности для выполнения сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением. Приведенное в качестве примера устройство содержит коммуникатор для вывода индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения.

[6] Приведенный в качестве примера способ включает в себя измерение плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.

[7] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.

[8] Различные модификации признаков, отмеченных выше, могут существовать в отношении различных аспектов настоящих вариантов реализации. Дополнительные признаки также могут быть включены в эти различные аспекты. Эти модификации и дополнительные признаки могут существовать по отдельности или в любой комбинации. Например, различные признаки, описываемые ниже в связи с проиллюстрированными вариантами реализации, могут быть включены в любой из вышеописанных аспектов настоящего изобретения по отдельности или в любой комбинации. Опять-таки, сущность изобретения, представленная выше, предназначена для ознакомления читателя с определенными аспектами и контекстами некоторых вариантов реализации без ограничения заявленным объектом изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[9] На фиг. 1 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система, сконструированная в соответствии с идеями, раскрытыми в данном документе, и содержащая анализатор флюида для определения обводненности флюида.

[10] На фиг. 2 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система, сконструированная в соответствии с идеями, раскрытыми в данном документе, и содержащая анализатор флюида для определения обводненности флюида.

[11] На фиг. 3 представлен график, показывающий плотность нефти как функцию плотности воды в соответствии с идеями настоящего изобретения.

[12] На фиг. 4 представлен график, показывающий долю воды как функцию плотности воды в соответствии с идеями настоящего изобретения.

[13] На фиг. 5 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа, который может быть выполнен для реализации приведенного в качестве примера анализатора флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.

[14] На фиг. 6 представлена блок-схема другого приведенного в качестве примера способа, который может быть выполнен для реализации приведенного в качестве примера анализатора флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.

[15] На фиг. 7 представлена процессорная платформа для выполнения команд для реализации способов, показанных на фиг. 5 и/или фиг. 6, и/или, в более общем смысле, приведенный в качестве примера анализатор флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2.

[16] Указанные фигуры приведены не в масштабе. Там, где это возможно, для обозначения одинаковых или подобных частей по всей фигуре (фигурам) и сопровождающему письменному описанию будут использоваться одинаковые ссылочные позиции.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[17] Следует понимать, что в настоящем описании представлено множество различных вариантов реализации или примеров для реализации различных признаков различных вариантов реализации. С целью объяснения и облегчения понимания настоящего изобретения ниже приводятся конкретные примеры компонентов и компоновок. Несомненно, они являются всего лишь примерами и не имеют ограничительного характера.

[18] В описании и прилагаемой формуле изобретения используемый термин «соединенные» обозначает «непосредственно соединенные вместе» или «соединенные вместе через один или более элементов». Используемые в данном документе термины «выше по потоку», «ниже по потоку» и другие подобные термины, обозначающие относительные положения выше или ниже заданной точки или элемента , используются в данном описании для более четкого описания некоторых вариантов реализации данного изобретения. Более того, любое использование терминов «горизонтальный», «наклоненный вниз», «вертикальный», «верхний», «выше» и других терминов, связанных с направлением, и вариаций этих терминов приведено для удобства, но не указывает какую-либо конкретную ориентацию компонентов.

[19] При введении элементов различных вариантов реализации формы единственного числа, а также слово «указанный» и т. п. обозначают, что существует один или более таких элементов. Термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» являются включающими и предполагают, что кроме перечисленных могут быть дополнительные элементы.

[20] Поверхностные скважинные испытания включают в себя отбор проб и анализ содержания воды в флюиде, содержащем нефть и воду. Известные анализаторы обводненности измеряют мгновенную объемную долю воды в нефти. Например, некоторые известные анализаторы обводненности измеряют плотность водонефтяной смеси и рассчитывают долю воды на основании плотности воды и нефти в условиях трубопровода (например, условиях давления и/или температуры). При поверхностных скважинных испытаниях свойства флюида могут меняться, например, из-за изменения состава флюида, протекающего через трубопровод во времени, расслоения потока и т. д. Для повышения точности измерения доли воды, с учетом изменения свойств флюида, оператор (т. е. оператор-человек) часто делает отбор проб флюида для измерения плотностей нефти и воды и предоставляет измерения плотности в качестве входных данных для анализатора обводненности. Таким образом, хотя известные анализаторы обводненности автоматически определяют долю воды после получения введенных пользователем результатов измерений плотности, рабочая нагрузка оператора не снижается из-за усилий по сбору и анализу проб флюидов. Кроме того, анализ проб флюида для измерения плотности нефти и/или плотности воды обычно проводят в условиях окружающей среды (например, в лаборатории). Затем плотности нефти и воды повторно рассчитывают с учетом условий в трубопроводе, которые отражают давление и температуру, возникающие во время потока флюида. Однако оценка плотности нефти в условиях трубопровода с учетом изменяющегося характера состава флюида затруднена и может приводить к неточному определению характеристик свойств флюида. Кроме того, во время отбора проб оператор подвергается воздействию токсичных флюидов под высокими давлениями, что может причинить вред безопасности и/или здоровью оператора.

[21] Некоторые другие известные примеры измерения доли воды включают в себя измерители обводненности с инфракрасным поглощением для измерения поглощения, связанного с обводненностью. Такие известные измерители включают в себя датчики, которые измеряют рассеяние света в флюиде и поглощение света на множестве длин волн на основании различных свойств поглощения нефти и воды. Однако измерители обводненности с инфракрасным поглощением обычно калибруют с использованием проб нефти в среде, которая может не точно отражать условия в трубопроводе. Кроме того, оптические устройства, такие как измерители обводненности с инфракрасным поглощением, чувствительны к загрязнению измерительной поверхности (поверхностей) измерителей.

[22] Некоторые другие известные примеры измерения содержания воды в нефти основаны на диэлектрических измерениях. Диэлектрическая проницаемость водонефтяной смеси зависит от концентрации воды в нефти. Такие свойства, как емкость и отражение, могут использовать в связи с диэлектрическими измерениями. Однако такие измерения также включают в себя калибровки, выполняемые в лаборатории на основании проб, отобранных оператором, для определения значений диэлектрической проницаемости чистой нефти в условиях трубопровода.

[23] В данном документе раскрыты приведенные в качестве примера системы и способы определения концентрации воды в нефти для флюида без калибровки по свойствам чистой нефти. В раскрытых в данном документе примерах измерения плотности водонефтяного флюида выполняют с помощью измерителя плотности, соединенного с трубопроводом, по которому протекает флюид. Кроме того, измерения обводненности для флюида выполняют с помощью анализатора обводненности, соединенного с трубопроводом, без калибровки по свойствам нефти в условиях трубопровода. Данные, генерируемые измерителем плотности и анализатором обводненности, используются анализатором флюида, связанным с измерителем плотности и анализатором обводненности, для измерения концентрации воды в флюиде. Приведенный в качестве примера анализатор флюида определяет измерение концентрации воды в нефти (также именуемой в данном документе как обводненность или доля воды) без использования ручного отбора проб флюида для определения свойств нефти (например, плотности) и без необходимости повторного расчета или оценки свойств нефти в условиях трубопровода на основании анализа проб флюида в условиях окружающей среды.

[24] В некоторых примерах измеритель плотности и измеритель обводненности соединены с трубопроводом для флюида, расположенным в выходном отверстии для нефти сепаратора. В раскрытых в данном документе примерах оценка концентрации воды в нефти может быть использована для определения того, можно ли утилизировать флюид, выходящий из сепаратора, путем сжигания или является ли содержание воды в флюиде слишком высоким, и, следовательно, флюид не подходит для того, чтобы сжигать его без риска повреждения горелки. В случаях, когда обводненность превышает пороговое значение, нефть может быть направлена в резервуар для утилизации другими способами, помимо сжигания. Таким образом, раскрытые в данном документе примеры обеспечивают эффективный анализ содержания воды в флюиде, который можно использовать для управления обработкой флюида.

[25] Описанные в данном документе примеры дополнительно повышают безопасность оператора путем уменьшения воздействия на оператора токсичных флюидов, которое в противном случае происходит при отборе проб флюида вручную. Кроме того, сокращение отбора проб вручную снижает рабочую нагрузку на оператора, таким образом повышая эффективность анализа флюида и позволяя оператору выполнять другие задачи.

[26] На фиг. 1 показана приведенная в качестве примера система 100, содержащая трубопровод 102 для флюида, по которому протекает флюид 104, содержащий нефть и, в некоторых случаях, воду. В примере, показанном на фиг. 1, трубопровод 102 для флюида соединен с выпускным отверстием 103 сепаратора 105, из которого выходит флюид 104, протекающий через трубопровод 102 для флюида. На фиг. 1 сепаратор 105 представляет собой двухфазный сепаратор, который разделяет жидкость и газ, а выпускное отверстие 103 представляет собой выпускное отверстие для жидкости сепаратора 105. Однако приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида может быть соединен с источником флюида, отличным от сепаратора 105.

[27] Приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида содержит измеритель 106 плотности, соединенный с ним. Измеритель 106 плотности может представлять собой, например, расходомер Кориолиса, который измеряет массовый расход и плотность флюида 104. Приведенный в качестве примера трубопровод 102 для флюида, показанный на фиг. 1, содержит анализатор 108 обводненности, соединенный с ним. В примере на фиг. 1, анализатор 108 обводненности содержит микроволновый резонансный измеритель обводненности, который обеспечивает повышенную устойчивость к эффектам накопления загрязнения по сравнению с другими известными измерителями обводненности. Однако в раскрытых в данном документе примерах можно использовать другие типы измерителей плотности и/или анализаторов обводненности.

[28] Приведенная в качестве примера система 100, показанная на фиг. 1, содержит анализатор 110 флюида. На фиг. 1 анализатор 110 флюида принимает данные 109 о плотности флюида от измерителя 106 плотности для флюида 104, протекающего через трубопровод 102 для флюида. Данные 109 о плотности флюида включают в себя плотность смеси флюидов, содержащей нефть и воду. Кроме того, на фиг. 1 анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, принимает данные 111 об обводненности от анализатора 108 обводненности. Данные 111 об обводненности, измеренные анализатором 108 обводненности, представляют собой долю воды для флюида 104. Однако анализатор 108 обводненности не откалиброван по свойствам нефти в флюиде 104 в условиях трубопровода, и, таким образом, данные 111 об обводненности, сгенерированные анализатором 108 обводненности, не учитывают плотность нефти в условиях трубопровода. Как раскрыто в данном документе, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, использует данные 109 о плотности флюида и данные 111 об обводненности для определения концентрации воды в нефти в флюиде 104 без данных калибровки в отношении плотности нефти в условиях трубопровода.

[29] Данные 109 о плотности флюида, сгенерированные измерителем 106 плотности, и данные 111 об обводненности, сгенерированные анализатором 108 обводненности, передаются в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи. Данные 109 о плотности флюида и/или данные 111 об обводненности могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются соответствующими расходомерами, периодически или апериодически на основании, например, пользовательских настроек. Данные 109 о плотности флюида и данные 111 об обводненности, переданные на анализатор 110 флюида, сохраняются в базе 112 данных. База 112 данных может быть расположена в анализаторе 110 флюида или может быть расположена в другом месте и связана с анализатором 110 флюида, как показано на фиг. 1.

[30] База 112 данных, показанная на фиг. 1, также хранит данные 113 о плотности воды или данные, указывающие на плотность воды в условиях трубопровода. В примере, показанном на фиг. 1, данные 113 о плотности воды предоставляют в базу данных 112 посредством пользовательского(их) ввода(ов). В частности, в примере, показанном на фиг. 1, данные 113 о плотности воды определяют на основании анализа проб воды, отобранных из флюида 104 оператором (например, на входных или выходных линиях сепаратора 105). В некоторых таких примерах воду анализируют в условиях окружающей среды (например, в лаборатории) для определения плотности воды. Как раскрыто ниже, анализатор 110 флюида учитывает любые погрешности в измерении плотности воды из-за отбора проб и анализа вне трубопровода 102 для флюида, из которого отбирают пробу воды.

[31] Анализатор 110 флюидов по примеру, показанному на фиг. 1, содержит вычислитель 114. Вычислитель 114 анализирует данные 109 о плотности флюида, данные 111 об обводненности и данные 113 о плотности воды, хранящиеся в базе 112 данных, для определения концентрации воды в нефти для флюида 104. Вычислитель 114 определяет концентрацию воды в нефти на основании следующих уравнений:

[32] (ур. 1), где представляет собой плотность флюида 104 (который может содержать смесь воды и нефти), представляет собой долю воды (т. е. долю воды в нефти), представляет собой плотность нефти, а представляет собой плотность воды, и

[33] (ур. 2), где представляет собой некалиброванное измерение обводненности от измерителя 108 обводненности, представляет собой поправочный коэффициент плотности, а представляет собой эталонное значение плотности нефти.

[34] В уравнении 1 плотность смеси представляет собой функцию доли воды и плотностей нефти и воды, . Как упоминалось выше, на фиг. 1 плотность смеси (например, данные 109 о плотности флюида) предоставляется измерителем 106 плотности, а плотность воды (например, данные 113 о плотности воды) предоставляется на основании пользовательского ввода (вводов) при отборе проб воды в флюиде 104. Со ссылкой на уравнение 2, некалиброванное значение обводненности (например, данные 111 об обводненности) предоставляется анализатором 108 обводненности, а значения и представляют собой эталонные значения, предоставленные, например, производителем измерителя 108 обводненности.

[35] В уравнениях 1 и 2 неизвестными переменными являются плотность нефти в условиях трубопровода и , доля воды или доля воды в нефти. Уравнения 1 и 2 можно записать следующим образом:

[36] (ур. 4) и

[37] (ур. 5).

[38] Вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, определяет следующие новые переменные для плотности нефти, воды и смеси флюидов:

[39] (ур. 6),

[40] (ур. 7) и

[41] (ур. 8).

[42] Вычислитель 114 заменяет переменные , и в приведенных выше уравнениях 4 и 5, чтобы получить следующие уравнения для доли воды:

[43] (ур. 9),

[44] (ур. 10) и

[45] (ур. 11).

[46] Как показано выше в уравнениях 5 и 6, новую переменную плотности нефти определяют как функцию тех же переменных, что и в случае с долей воды . Таким образом, как показано на фиг. 10 вычислитель 114 определяет отношение между переменной плотности нефти и переменной доли воды . В результате переменная плотности нефти в уравнении 9 может быть заменена переменной доли воды , как показано в уравнении 11. Поскольку переменную плотности нефти определяют как функцию тех же переменных, что и в случае с долей воды , вычислитель 114 может определить долю воды без знания плотности нефти в условиях трубопровода путем замены переменной плотности нефти на переменную доли воды и выдачи решения только для неизвестной доли воды. В частности, вычислитель 114 определяет долю воды для флюида 104, протекающего через трубопровод 102 для флюида, на основании следующего квадратного уравнения, в котором доля воды представляет собой неизвестную переменную:

[47] (ур. 12), причем решение уравнения 12 выглядит следующим образом:

[48] (ур. 13).

[49] Вычислитель 114 также может рассчитать плотность нефти с помощью следующего уравнения:

[50] (ур. 14).

[51] Таким образом, с помощью уравнения 14 вычислитель 114 определяет плотность нефти для флюида 104 без отбора вручную проб флюида 104 и анализа проб в условиях окружающей среды (например, в лаборатории). Как показано в уравнении 14, вычислитель 114 определяет плотность нефти на основании значения доли воды , определенного для флюида 104.

[52] Как видно из уравнений 1-14, вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, определяет долю воды для флюида 104 без использования откалиброванных данных для плотности нефти в флюиде 104, протекающем через трубопровод 102 для флюида, в условиях трубопровода. Кроме того, вычислитель 114 может определить плотность нефти для флюида, не полагаясь на отбор проб флюида. Таким образом, уравнения 1-14 можно рассматривать как алгоритмы автоматической калибровки, поскольку они обеспечивают определение доли воды для флюида 104 без отбора проб вручную и анализа флюида.

[53] Приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, содержит устройство 116 оценки обводненности. Устройство 116 оценки обводненности идентифицирует свойства флюида 104 на основании выходных данных, сгенерированных вычислителем 114 с использованием одного или более из приведенных выше уравнений (например, уравнений 1-14). Например, когда значение плотности смеси , определенное вычислителем 114, равно нулю, доля воды также равна нулю. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности обнаруживает, что флюид 104 представляет собой чистую нефть или по существу чистую нефть. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет, что значение плотности нефти, рассчитанное вычислителем 114 с использованием уравнения 14, представляет собой плотность чистой нефти. Автоматическое обнаружение флюида 104 как содержащего чистую нефть или по существу чистую нефть устройством 116 оценки обводненности на основании выходных данных, генерируемых вычислителем 114, уменьшает или устраняет влияние человеческой ошибки или суждения при оценке состава флюида 104 и обеспечивает более точную оценку свойств флюида 104. Кроме того, в некоторых примерах вычислитель 114 определяет данные о доле воды и/или плотности нефти по существу в режиме реального времени по мере того, как флюид 104 протекает через трубопровод 102 для флюида (например, в течение считанных секунд после измерения данных 109 о плотности и данных 111 об обводненности соответствующими измерителями 106, 108). В некоторых таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет свойства флюида 104 на основании данных о доле воды и/или плотности нефти во время потока флюида 104 через трубопровод 102 для флюида. Таким образом, раскрытые в данном документе примеры могут повысить точность определения характеристик флюида 104 по сравнению с анализом состава флюида 104 с использованием проб, отобранных ранее.

[54] В некоторых примерах значение(я) доли воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114, служит(ат) в качестве триггера для выполнения одного или более действий с флюидом 104 или воздержания от выполнения одного или более действий с флюидом 104. Блок 116 оценки обводненности анализирует значение(я) содержания воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114, на основании, например, одного или более заданных пороговых значений, хранящихся в базе 112 данных. Например, устройство 116 оценки обводненности может сравнивать значение(я) доли воды с заданным пороговым значением в отношении уровней содержания воды для сжигания флюида 104. Если устройство 116 оценки обводненности определяет, что значение(я) доли воды превышает(ют) заданное пороговое значение (например, более 25%), флюид 104 может оказаться непригодным для сжигания без риска повреждения горелки. В таких примерах устройство 116 оценки обводненности определяет, что флюид 104 должен быть утилизирован другим способом (например, отправлен в резервуар). Устройство 116 оценки обводненности может анализировать значение(я) доли воды в связи с другими действиями, которые могут включать в себя рассмотрение концентрации воды в нефти.

[55] Приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1, содержит коммуникатор 118. Коммуникатор 118 передает значение(я), определенное(ые) вычислителем 114, такое(ие) как содержание воды и плотность нефти, например, в один или более других процессоров, одно или более устройств отображения и т. д. по проводной или беспроводной связи с анализатором 110 флюида. В некоторых примерах коммуникатор 118 выводит индикатор(ы) или оповещение(я) (например, визуальное(ые) оповещение(я), звуковое(ые) оповещение(я)) на основании анализа концентрации воды в нефти устройством 116 оценки обводненности. Коммуникатор 118 может передавать значение(я) и/или оповещение(я) для вывода на основании, например, пользовательской(их) настройки(ек), полученной(ых) в анализаторе 110 флюида.

[56] Как упоминалось выше, в примере, показанном на фиг. 1, измеритель 106 плотности может включать в себя расходомер Кориолиса. Хотя при выполнении уравнений 1-14 вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида предполагает, что флюид 104, выходящий из выпускного отверстия 103 для жидкости сепаратора 105, представляет собой жидкость-жидкостную смесь нефти и воды, при работе некоторое количество газа из сепаратора 105 может попасть в трубопровод 102 для флюида. Присутствие газа в флюиде 104 может привести к неточным расчетам доли воды вычислителем 114. В примерах, в которых измеритель 106 плотности представляет собой расходомер Кориолиса, измерение коэффициента усиления возбуждения, генерируемое расходомером Кориолиса, может быть проанализировано для обнаружения присутствия газа в флюиде 104. Измеритель 106 плотности может передавать значения коэффициента усиления возбуждения в анализатор 110 флюида. В таких примерах вычислитель 114 может выполнять алгоритмы автоматической калибровки (например, уравнения 1-14), если коэффициент усиления возбуждения меньше заданного порогового значения, указывающего на отсутствие газа в флюиде 104 (например, коэффициент усиления возбуждения менее 30%). Вычислитель 114 может воздержаться от выполнения алгоритмов автоматической калибровки, если коэффициент усиления возбуждения превышает пороговое значение.

[57] Как упоминалось выше, в примере, показанном на фиг. 1, трубопровод 102 для флюида может быть соединен с выпускным отверстием для жидкости двухфазного сепаратора, который разделяет флюид 104 на нефть и газ. В таких примерах значение плотности воды предоставляется в качестве пользовательского ввода на основании отбора проб и анализа воды. В некоторых других примерах трубопровод для флюида соединен с выпускным отверстием для нефти трехфазного сепаратора, который разделяет флюид на газ и два типа флюида, а именно нефть и воду. В таких примерах измеритель плотности может быть соединен с трубопроводом для флюида выпускного отверстия для воды сепаратора для автоматического измерения плотности воды.

[58] На фиг. 2 проиллюстрирована приведенная в качестве примера система 200, содержащая первый трубопровод 202 для флюида и второй трубопровод 204 для флюида. В примере, показанном на фиг. 2, первый трубопровод 202 для флюида соединен с выпускным отверстием 203 для нефти трехфазного сепаратора 205. Второй трубопровод 204 для флюида соединен с выпускным отверстием 207 для воды трехфазного сепаратора 205. В примере, показанном на фиг. 2, первый флюид 206, содержащий нефть и, в некоторых примерах, по меньшей мере некоторое количество воды, протекает по первому трубопроводу 202 для флюида. В примере, показанном на фиг. 2, второй флюид 208 протекает по второму трубопроводу 204 для флюида. В некоторых примерах второй флюид 208 представляет собой воду. В некоторых примерах второй флюид 208 представляет собой по существу воду с по меньшей мере некоторым количеством нефти и/или газа в потоке флюида.

[59] Первый трубопровод 202 для флюида содержит первый измеритель 210 плотности (например, расходомер Кориолиса), соединенный с ним. Первый измеритель 210 плотности измеряет массовый расход и плотность флюида 206. Первый трубопровод 202 для флюида содержит анализатор 212 обводненности (например, микроволновый резонансный измеритель обводненности). Как раскрыто выше в связи с приведенной в качестве примера системой 100, показанной на фиг. 1, первый измеритель 210 плотности генерирует данные 209 о плотности флюида для флюида 206, протекающего по первому трубопроводу 202 для флюида, которые передаются в анализатор 110 флюида. Кроме того, анализатор 212 обводненности генерирует данные 211 об обводненности для флюида 206 (т. е. некалиброванные данные об обводненности или данные об обводненности, которые не откалиброваны для нефти в флюиде 206). Данные 211 об обводненности, сгенерированные анализатором 212 обводненности, передаются в анализатор 110 флюида. Данные 209 о плотности флюида и данные 211 об обводненности могут быть переданы в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи и сохранены в базе 112 данных. Данные 209 о плотности флюида и/или данные 211 об обводненности могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются периодически или апериодически на основании пользовательских настроек.

[60] В примере, показанном на фиг. 2, второй трубопровод 204 для флюида содержит второй измеритель 214 плотности (например, расходомер Кориолиса), соединенный с ним. Второй измеритель 214 плотности измеряет плотность второго флюида 208 (например, воды или флюида, в основном содержащего воду), протекающего по второму трубопроводу 204 для флюида. Второй измеритель 214 плотности передает данные 213 о плотности воды в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи. Данные 213 о плотности воды могут передаваться в анализатор 110 флюида по существу непрерывно, поскольку данные измеряются периодически или апериодически на основании пользовательских настроек. Данные 213 о плотности воды могут храниться в базе 112 данных анализатора 110 флюида. Таким образом, по сравнению с примером, показанным на фиг. 1, в котором данные о плотности воды предоставляются посредством пользовательского ввода (вводов) на основании отбора проб флюида, на фиг. 2 данные 213 о плотности воды автоматически генерируются вторым измерителем 214 плотности.

[61] На фиг. 2 вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида определяет плотность нефти и долю воды для первого флюида 206, протекающего через первый трубопровод 202 для флюида, на основании данных 209 о плотности флюида, измеренных первым измерителем 210 плотности, данных 213 о плотности воды, измеренных вторым измерителем 214 плотности, и некалиброванных данных 209 об обводненности, измеренных анализатором 212 обводненности. Вычислитель 114 определяет значения плотности нефти и обводненности на основании уравнений 1-14, раскрытых выше в связи с фиг. 1. Однако в примере, показанном на фиг. 2, вычислитель 114 использует данные 213 о плотности воды, измеренные вторым измерителем 214 плотности второго трубопровода 204 для флюида или водопроводной линии, а не значения плотности воды, введенные пользователем. Таким образом, приведенная в качестве примера система 200, показанная на фиг. 2, по существу устраняет необходимость отбора проб флюида, выполняемого оператором. Кроме того, в приведенной в качестве примера системе 200, показанной на фиг. 2, данные 213 о плотности воды отбираются в условиях трубопровода, а не определяются в условиях окружающей среды после отбора проб, как в примере, показанном на фиг. 1. Таким образом, примеры, показанные на фиг. 1 и 2, предусматривают различные средства для получения данных о плотности воды, включая отбор проб вручную или автоматические измерения, получаемые во время потока воды в условиях трубопровода.

[62] Несмотря на то, что приведенный в качестве примера способ реализации анализатора 110 флюида проиллюстрирован на фиг. 1 и/или 2, один или более элементов, процессов и/или устройств, проиллюстрированных на фиг. 1 и/или 2, можно комбинировать, разделять, переупорядочивать, опускать, исключать и/или реализовывать любым другим способом. Кроме того, приведенная в качестве примера база 112 данных, приведенный в качестве примера вычислитель 114, приведенное в качестве примера устройство 116 оценки обводненности, приведенный в качестве примера коммуникатор 118 и/или, в более общем смысле, приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанные на по фиг. 1 и/или 2, могут быть реализованы с помощью аппаратных средств, программного обеспечения, программно-аппаратного обеспечения и/или любой комбинации аппаратных средств, программного обеспечения и/или программно-аппаратного обеспечения. Таким образом, например, любое из приведенной в качестве примера базы 112 данных, приведенного в качестве примера вычислителя 114, приведенного в качестве примера устройства 116 оценки обводненности, приведенного в качестве примера коммуникатора 118 и/или, в более общем смысле, приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида может быть реализовано с помощью одной или более аналоговых или цифровых схем, логических схем, программируемого(ых) процессора(ов), программируемого(ых) контроллера(ов), графического(их) процессора(ов) (ГП), процессора(ов) цифровых сигналов (DSP; digital signal processor), специализированной интегральной микросхемы (микросхем) (ASIC; application specific integrated circuit), программируемого логического устройства (устройств) (PLD; programmable logic device) и/или программируемого пользователем логического устройства (устройств) (FPLD; field programmable logic device). При чтении любого из пунктов формулы изобретения, касающихся устройства или системы по настоящему патенту, для охвата исключительно программной и/или программно-аппаратной реализации по меньшей мере одно из приведенной в качестве примера базы 112 данных, приведенного в качестве примера вычислителя 114, приведенного в качестве примера устройства 116 оценки обводненности и/или приведенного в качестве примера коммуникатора 118 настоящим прямо определяется как содержащее энергонезависимое машиночитаемое запоминающее устройство или запоминающий диск, такой как запоминающее устройство, универсальный цифровой диск (DVD), компакт-диск (CD), диск Blu-ray, и т. д., включающее программное обеспечение и/или программно-аппаратное обеспечение. Более того, приведенный в качестве примера анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или 2, может содержать один или более элементов, процессов и/или устройств в дополнение к, или на замену, элементам, процессам и/или устройствам, проиллюстрированным на фиг. 1 и/или 2, и/или может содержать более одного из любых возможных проиллюстрированных элементов, процессов и устройств. Используемая в данном документе фраза «связанный», включая ее варианты, охватывает прямую связь и/или непрямую связь через один или более промежуточных компонентов и не требует прямой физической (например, проводной) связи и/или постоянной связи, а вместо этого дополнительно включает в себя выборочную связь через периодические интервалы, запланированные интервалы, апериодические интервалы и/или при разовых событиях.

[63] Как обсуждалось в связи с приведенной в качестве примера системой 100, показанной на фиг. 1, в уравнениях 1-14, данные 113 о плотности воды предоставляются в качестве пользовательского ввода на основании отбора проб воды из флюида 104. Как обсуждалось в связи с фиг. 3 и 4, любые погрешности в измерении плотности воды , связанные, например, с анализом воды в условиях окружающей среды, не оказывают существенного влияния на определение плотности нефти и доли воды. В частности, поскольку значение поправочного коэффициента плотности в приведенном выше уравнении 7 является небольшим (например, =2,86 e-4), значение плотности воды, измеренное на основании выборочных данных, не оказывает существенного влияния на оценки доли воды и плотности нефти.

[64] На фиг. 3 представлен график 300, иллюстрирующий плотность нефти в зависимости от доли воды, как определено вычислителем 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, на основании входных данных о плотности воды. В качестве примера, если флюидные свойства нефти и воды в условиях трубопровода = 750 кг/м³ и =1100 кг/м³ и если плотность воды известна в пределах погрешности +/- 50 кг/м³, то ввод плотности воды находится в пределах 1050-1150 кг/м³. Линия 302 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти при отсутствии погрешности во вводе плотности воды (например, =1100 кг/м³). Линия 304 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти , когда ввод плотности воды завышен или находится в пределах верхнего предела диапазона погрешности (например, =1150 кг/м³). Линия 306 на графике 300 на фиг. 3 представляет собой определение плотности нефти , когда ввод плотности воды занижен или находится в пределах нижнего предела диапазона погрешности (например, =1050 кг/м³). Как показано линиями 304 и 306 на фиг. 3, точность определения плотности нефти остается в пределах 3% по сравнению с определением плотности нефти с использованием не содержащих погрешность данных о плотности воды (линия 302), несмотря на то, что входные данные о плотности воды содержат погрешности. При долях воды менее 10% погрешность определения плотности нефти составляет менее 1%. Чувствительность уравнений 1-14 к погрешностям плотности воды уменьшается с уменьшением доли воды, как показано на фиг. 3.

[65] На фиг. 4 представлен график 400 значений доли воды, определенных вычислителем 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1, на основании входных данных о плотности воды. С дальнейшей ссылкой на приведенный выше пример, в котором плотность воды =1100 кг/м3, и плотность воды известна в пределах погрешности +/- 50 кг/м³, линия 402 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение доли воды при отсутствии погрешности во вводе плотности воды (например, =1100 кг/м³). Линия 404 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение плотности воды , когда ввод плотности воды завышен или находится в пределах верхнего предела диапазона погрешности (например, =1150 кг/м³). Линия 406 на графике 400 на фиг. 4 представляет собой определение плотности воды , когда ввод плотности воды занижен или находится в пределах нижнего предела диапазона погрешности (например, =1050 кг/м³). Как показано линиями 404 и 406 на фиг. 4, максимальная абсолютная погрешность определения доли воды составляет около 1%. Таким образом, ввиду низкой чувствительности уравнений 1-14 к погрешностям или расхождениям во входных данных о плотности воды, в некоторых примерах значения плотности воды, определенные в условиях окружающей среды на основании отбора проб флюида, не нужно пересчитывать с учетом условий в трубопроводе. Следовательно, в примерах, в которых данные о плотности воды предоставляются на основании отбора проб флюида, эффективность определения данных о плотности воды может быть повышена, поскольку данные могут предоставляться без корректировок с учетом условий в трубопроводе. Вместо этого алгоритмы автоматической калибровки уравнений 1-14 учитывают расхождения в данных о плотности воды.

[66] Как раскрыто выше в связи с приведенной в качестве примера системой 200, показанной на фиг. 2, данные 213 о плотности воды автоматически измеряются вторым измерителем 214 плотности второго трубопровода 204 для флюида. Вычислитель 114 приведенного в качестве примера анализатора 110 флюидов определяет плотность нефти и долю воды на основании данных о плотности воды, сгенерированных вторым измерителем 214 плотности, и уравнений 1-14. Как обсуждалось выше, уравнения 1-14 имеют низкую чувствительность к значению(ям) плотности воды и, таким образом, могут допускать некоторое отклонение измерения плотности воды от фактического значения плотности воды без существенного влияния на точность расчетов доли воды или плотности нефти. Таким образом, в некоторых примерах, показанных на фиг. 2, второй измеритель 214 плотности может периодически измерять плотность воды, протекающей по второму трубопровода 204 для флюида, и/или может периодически передавать данные 213 о плотности воды (например, на основании пользовательской(их) настройки(ек)), таким образом повышая эффективность измерения и обработки данных о плотности воды вторым измерителем 214 плотности и анализатором 110 флюида. Кроме того, низкая чувствительность уравнений 1-14 к значению(ям) плотности воды учитывает любые различия в плотности воды между водой, протекающей вверх по потоку от сепаратора 205, и водой, протекающей вниз по потоку от сепаратора 205, из-за смешивания в сепараторе 205.

[67] На фиг. 5 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа 500 определения концентрации воды в нефти флюида, протекающего через трубопровод для флюида, без выполнения отдельной калибровки по свойствам нефти. Приведенный в качестве примера способ 500 может быть реализован с помощью приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.

[68] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к данным о плотности флюида, сгенерированным измерителем плотности во время потока флюида, содержащего нефть, через трубопровод для флюида (блок 502). Например, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2, осуществляет доступ к данным 109, 209 о плотности флюида, сгенерированным измерителем 106, 210 плотности для флюида 104, 206, протекающего через трубопровод 102, 202 для флюида, который может содержать смесь нефти и воды. Данные 109, 209 о плотности флюида могут храниться в базе 112 данных, связанной с анализатором 110 флюида.

[69] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к некалиброванным данным об обводненности, сгенерированным анализатором обводненности во время потока флюида через трубопровод для флюида (блок 504). Например, анализатор 110 флюида, показанный на фиг. 1 и/или фиг. 2, осуществляет доступ к данным 111, 211 об обводненности, сгенерированным анализатором 108, 212 обводненности для флюида 104, 206, протекающего через трубопровод 102, 202 для флюида. В примере, показанном на фиг. 5, данные 111, 211 об обводненности, сгенерированные анализатором 108, 212 обводненности, не откалиброваны по свойствам нефти флюида. Данные 111, 211 об обводненности могут храниться в базе 112 данных, связанной с анализатором 110 флюида.

[70] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя осуществление доступа к данным о плотности воды (блок 506). В некоторых примерах данные 113 о плотности воды предоставляются в анализатор 110 флюида (например, сохраняются в базе 112 данных) посредством одного или более пользовательских вводов. В таких примерах оператор может отбирать пробы воды (например, из впускных или выпускных линий сепаратора 105 на фиг. 1) и анализировать пробы для определения плотности воды. В других примерах данные 213 плотности воды генерируются измерителем 214 плотности, соединенным с линией 204 потока воды трехфазного сепаратора 205, показанного на фиг. 3. В таких примерах измеритель 214 плотности передает данные 213 о плотности воды в анализатор 110 флюида посредством одного или более протоколов проводной или беспроводной связи.

[71] Приведенный в качестве примера способ 500, показанный на фиг. 5, включает в себя определение доли воды и значения(й) плотности нефти на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды и некалиброванных данных об обводненности (блок 508). Например, анализатор 110 флюида реализует алгоритмы автоматической калибровки, изложенные выше в уравнениях 1-14, для определения значений доли воды и плотности нефти для флюида 104, 206. Выполнение приведенного в качестве примера способа 500 продолжается до тех пор, пока не останется дополнительных данных о плотности флюида, данных о плотности воды и/или данных об обводненности, подлежащих анализу (блоки 510, 512).

[72] На фиг. 6 представлена блок-схема приведенного в качестве примера способа 600 определения приемлемости флюида для сжигания посредством горелки на основании значений доли воды (например, как определено в приведенном в качестве примера способе 500 на фиг. 5). Приведенный в качестве примера способ 600 может быть реализован с помощью приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2.

[73] Приведенный в качестве примера способ 600, показанный на фиг. 6, включает в себя осуществление доступа к значению(ям) доли воды для флюида, определенному(ым) с использованием алгоритма(ов) автоматической калибровки (блок 602). Например, устройство 116 оценки обводненности анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2, может получить значение(я) доли воды, рассчитанное(ые) вычислителем 114 с использованием уравнений 1-14, приведенных выше.

[74] Приведенный в качестве примера способ 600, показанный на фиг. 6, включает в себя сравнение значения(й) доли воды с заданным пороговым значением (значениями) для определения того, превышает(ют) ли значение(я) доли воды пороговое значение (значения) (блоки 604, 606). Например, устройство 116 оценки обводненности сравнивает значение(я) доли воды с заданным (например, определяемым пользователем) пороговым значением (значениями), сохраненным в базе 112 данных. Пороговое значение (значения) может определять уровень(ни) обводненности, при котором(ых) флюид может быть сожжен горелкой, и уровень(ни) обводненности, при котором(ых) флюид следует утилизировать иначе, чем путем сжигания.

[75] Если значение (значения) доли воды превышает пороговое значение (значения), приведенный в качестве примера способ 600 включает в себя вывод предупреждения, указывающего, что флюид может быть небезопасным для сжигания без риска повреждения горелки из-за количества воды в флюиде (блок 608). Например, устройство 116 оценки обводненности может дать указание коммуникатору 118 на вывод предупреждения (например, визуального предупреждения, звукового предупреждения) через устройство вывода (например, устройство отображения) для указания того, что флюид неприемлем для сжигания. Если значение (значения) доли воды не превышает пороговое значение (значения), приведенный в качестве примера способ 600 включает в себя вывод индикатора того, что флюид приемлем для сжигания, на основании значения (значений) обводненности (блок 610). Например, устройство 116 оценки обводненности может дать указание коммуникатору 118 на вывод индикатора (например, визуального индикатора, звукового индикатора) через устройство вывода для указания того, что флюид приемлем для сжигания. Выполнение приведенного в качестве примера способа 600, показанного на фиг. 6, заканчивается, когда больше нет значения(й) доли воды для анализа (блоки 612, 614).

[76] Блок-схемы на фиг. 5 и фиг. 6 представляют собой приведенную в качестве примера аппаратную логику, машиночитаемые команды, аппаратно реализованные конечные автоматы и/или любую их комбинацию для реализации анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2. Машиночитаемые команды могут представлять собой исполняемую программу или часть исполняемой программы для исполнения компьютерным процессором, таким как процессор 110, показанный на приведенной в качестве примера процессорной платформе 700, обсуждаемой ниже в связи с фиг. 7. Программа может быть реализована в программном обеспечении, хранящемся на энергонезависимом машиночитаемом носителе данных, таком как CD-ROM, гибкий диск, жесткий диск, DVD, диск Blu-ray или память, связанном с процессором 110, но в качестве альтернативы вся программа и/или ее части могут выполняться устройством, отличным от процессора 110, и/или реализованы в аппаратно-программном обеспечении или специальных аппаратных средствах. Кроме того, хотя приведенная в качестве примера программа описана со ссылкой на блок-схемы, показанные на фиг. 5 и фиг. 6, в качестве альтернативы могут быть использованы многие другие способы реализации приведенного в качестве примера анализатора 110 флюида. Например, может быть изменен порядок выполнения блоков и/или некоторые из описанных блоков могут быть изменены, исключены или объединены. Дополнительно или альтернативно, любые возможные блоки могут быть реализованы с помощью одной или более аппаратных схем (например, дискретных и/или интегрированных аналоговых и/или цифровых схем, FPGA, ASIC, компаратора, операционного усилителя, логической схемы и т. д.), структурированных для осуществления соответствующей операции без выполнения программного обеспечения или аппаратно-программного обеспечения.

[77] Как упомянуто выше, приведенные в качестве примера процессы, показанные на фиг. 5 и фиг. 6, могут быть реализованы с использованием исполняемых команд (например, компьютерных и/или машиночитаемых команд), сохраняемых на энергонезависимом компьютерном и/или машиночитаемом носителе данных, таком как накопитель на жестком диске, флэш-память, постоянное запоминающее устройство, компакт-диск, цифровой универсальный диск, кэш-память, оперативное запоминающее устройство и/или любое другое устройство хранения данных или диск хранения данных, в которых данные сохраняются в течение любого времени (например, в течение длительных периодов времени, постоянно, для кратких примеров, для временной буферизации, и/или для кэширования данных). Используемый в настоящем документе термин «энергонезависимый машиночитаемый носитель данных» четко определен как включающий машиночитаемое устройство хранения данных и/или диск хранения данных любого вида и исключающий распространяемые сигналы и исключающий среды передачи данных.

[78] На фиг. 7 представлена блок-схема приведенной в качестве примера процессорной платформы 700, структурированной для исполнения команд для реализации способов, показанных на фиг. 5 и/или фиг. 6, для реализации анализатора 110 флюида, показанного на фиг. 1 и/или фиг. 2. Процессорная платформа 700 может представлять собой, например, сервер, персональный компьютер, рабочую станцию, самообучающуюся машину (например, нейронную сеть), мобильное устройство (например, сотовый телефон, смартфон, планшет, такой как iPadTM), персональный цифровой помощник (PDA; personal digital assistant), устройство с выходом в Интернет или любой другой тип вычислительного устройства.

[79] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру содержит процессор 110. Процессор 110 по проиллюстрированному примеру представляет собой аппаратные средства. Например, процессор 110 может быть реализован с помощью одной или более интегральных схем, логических схем, микропроцессоров, ГП, DSP или контроллеров любого требуемого семейства или производителя. Аппаратный процессор может представлять собой полупроводниковое (например, кремниевое) устройство. В этом примере процессор реализует вычислитель 114, устройство 116 оценки обводненности и коммуникатор 118.

[80] Процессор 110 по проиллюстрированному примеру содержит локальное запоминающее устройство 713 (например, кэш-память). Процессор 110 по проиллюстрированному примеру поддерживает связь с главным запоминающим устройством, включающим в себя энергозависимое запоминающее устройство 714 и энергонезависимое запоминающее устройство 716 через шину 718. Энергозависимое запоминающее устройство 714 может быть реализовано с помощью синхронного динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (SDRAM; Synchronous Dynamic Random Access Memory), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой (DRAM; Dynamic Random Access Memory), динамического запоминающего устройства с произвольной выборкой фирмы RAMBUS® (RDRAM®; RAMBUS® Dynamic Random Access Memory) и/или запоминающего устройства с произвольной выборкой любого другого типа. Энергонезависимое запоминающее устройство 716 может быть реализовано с помощью флэш-памяти и/или запоминающего устройства любого другого требуемого типа. Доступ к основному запоминающему устройству 714, 716 контролируется с помощью контроллера памяти.

[81] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру также содержит схему 720 интерфейса. Схема 720 интерфейса может быть реализована с помощью интерфейсного стандарта любого типа, такого как интерфейс Ethernet, универсальная последовательная шина (USB; universal serial bus), интерфейс Bluetooth®, интерфейс беспроводной связи ближнего радиуса действия (NFC; near field communication) и/или интерфейс PCI express.

[82] В проиллюстрированном примере одно или более устройств 722 ввода соединены со схемой 720 интерфейса. Устройства(о) 722 ввода дают(ет) пользователю возможность вводить данные и/или команды в процессор 110. Устройство(а) ввода может(гут) быть реализовано(ы), например, с помощью аудиосенсора, микрофона, камеры (фото или видео), клавиатуры, кнопки, мыши, сенсорного экрана, сенсорной площадки, шарового манипулятора, светового пера и/или системы распознавания речи.

[83] Одно или более устройств 724 вывода также соединены со схемой 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру. Устройства 724 вывода могут быть реализованы, например, с помощью устройств отображения (например, светоизлучающий диод (LED; light emitting diode), органический светоизлучающий диод (OLED; organic light emitting diode), жидкокристаллический дисплей (LCD; liquid crystal display), дисплей с электронно-лучевой трубкой (CRT; cathode ray tube display), дисплей с переключением на месте (IPS; in-place switching), сенсорный экран), сенсорное устройство вывода, принтер и/или динамик. Таким образом, схема 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру, как правило, содержит карту графического драйвера, чип графического драйвера или процессор графического драйвера.

[84] Схема 720 интерфейса по проиллюстрированному примеру также содержит устройство связи, такое как передатчик, приемник, приемопередатчик, модем, маршрутизатор, беспроводная точка доступа и/или сетевой интерфейс для реализации обмена данными с внешними компьютерами (например, вычислительными устройствами любого вида) через сеть 726. Связь может осуществляться, например, через соединение Ethernet, соединение по цифровой абонентской линии (DSL; digital subscriber line), соединение по телефонной линии, коаксиальную кабельную систему, спутниковую систему, требующую прямой видимости беспроводную систему, сотовую телефонную систему и т. п.

[85] Процессорная платформа 700 по проиллюстрированному примеру также содержит одно или более устройств 728 массового хранения данных для хранения программного обеспечения и/или данных. Примеры таких устройств 728 массового хранения данных содержат накопители на гибких дисках, накопители на жестких дисках, накопители на компакт-дисках, накопители на дисках Blu-ray, системы с резервным массивом независимых дисков (RAID; redundant array of independent disk) и накопители на универсальных цифровых дисках (DVD; digital versatile disk). В этом примере база 112 данных может быть реализована с помощью энергозависимого запоминающего устройства 714 и/или устройства (устройств) 728 массового хранения данных.

[86] Закодированные команды 732, показанные на фиг. 7, могут храниться в запоминающем устройстве 728 массового хранения данных, в энергозависимом запоминающем устройстве 714, в энергонезависимом запоминающем устройстве 716 и/или на съемном энергонезависимом машиночитаемом носителе данных, таком как CD или DVD.

[87] Ввиду вышеизложенного следует понимать, что были раскрыты приведенные в качестве примера способы, устройства и изделия, которые повышают эффективность и точность определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, по сравнению с известными анализаторами обводненности. В раскрытых в данном документе примерах концентрация воды в нефти рассчитывают без калибровки по свойствам нефти (например, плотности нефти). Таким образом, примеры, раскрытые в данном документе, устраняют необходимость отбора проб вручную и анализа флюида для генерирования данных калибровки, которые могут неточно представлять свойства нефти в условиях трубопровода и/или могут не отражать состав флюида, протекающего через трубопровод для флюида с учетом изменение характера флюида. В некоторых раскрытых в данном документе примерах дополнительно исключается отбор проб вручную воды в флюиде путем автоматического измерения плотности воды с использованием измерителя плотности, соединенного, например, с водопроводной линией сепаратора. Другие раскрытые в данном документе примеры допускают погрешности или расхождения в данных о плотности воды, которые определяются в условиях окружающей среды на основании отбора проб флюида. Примеры, раскрытые в данном документе, обеспечивают повышенную точность анализа концентрации воды в нефти для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, и снижают рабочую нагрузку оператора путем определения концентрации воды в нефти без отбора проб вручную и анализа флюида. В результате раскрытые в данном документе примеры также повышают безопасность оператора путем снижения воздействия на оператора токсичных флюидов.

[88] Вышеизложенное описывает признаки нескольких вариантов реализации таким образом, чтобы специалистам в данной области техники было легче понять аспекты настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники следует понимать, что они могут легко использовать настоящее описание как основу для проектирования или модификации других процессов и конструкций для достижения тех же самых целей или для получения тех же самых преимуществ описанных в данном документе вариантов реализации. Специалистам в данной области техники также следует понимать, что такие эквивалентные конструкции не выходят за пределы сущности и объема настоящего изобретения и что в них могут быть осуществлены различные перемены, замены и изменения без отступления сущности и объема настоящего изобретения.

[89] Приведенное в качестве примера устройство содержит первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида. Первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, причем флюид содержит нефть. Устройство содержит анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида. Анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида. Данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности. Процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды.

[90] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды, плотности флюида и плотности нефти. Процессор выполнен с возможностью дополнительного определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти для определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды и плотности флюида.

[91] В некоторых таких примерах процессор выполнен с возможностью определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти на основании данных об обводненности и заданного значения плотности нефти.

[92] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением обводненности и генерирования предупреждения, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение обводненности, причем пороговое значение обводненности основано на содержании воды для сжигания флюида.

[93] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида сепаратора и дополнительно содержит второй измеритель плотности, соединенный со вторым трубопроводом для флюида сепаратора. Второй измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности воды.

[94] В некоторых примерах данные о плотности воды предоставляются процессору на основании отбора проб воды в флюиде.

[95] В некоторых таких примерах трубопровод для флюида соединен с выпускным отверстием для флюида двухфазного сепаратора.

[96] В некоторых примерах процессор выполнен с возможностью дополнительного определения плотности нефти на основании данных об обводненности и концентрации воды в нефти.

[97] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.

[98] В некоторых примерах пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида, индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.

[99] В некоторых примерах вычислитель выполнен с возможностью определения плотности нефти на основании концентрации воды в нефти.

[100] В некоторых примерах устройство оценки обводненности выполнено с возможностью определения состава флюида на основании концентрации воды в нефти.

[101] В некоторых примерах вычислитель выполнен с возможностью осуществления доступа к данным о плотности воды от измерителя плотности, соединенного с водным трубопроводом сепаратора.

[102] В некоторых примерах данные о плотности флюида представляют собой плотность флюида, содержащего воду и нефть.

[103] Приведенный в качестве примера способ включает в себя измерение плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти. Некоторые или все способы измерения и определения могут выполняться путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором. Например, способ может включать в себя измерение, путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором, плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности; измерение, путем исполнения команды процессором, обводненности флюида для генерирования данных об обводненности; определение, путем исполнения команды по меньшей мере одним процессором, концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности; и определение, путем исполнения команды по меньшей мере процессором, плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.

[104] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя выполнение сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением, при этом пороговое значение включает в себя уровень обводненности для сжигания флюида, и вывод индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.

[105] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя определение концентрации воды в нефти на основании данных о плотности воды.

[106] В некоторых примерах данные об обводненности не откалиброваны по плотности нефти.

[107] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида, и способ дополнительно включает в себя измерение плотности воды, протекающей через второй трубопровод для флюида, отличный от первого трубопровода для флюида.

[108] В некоторых примерах способ дополнительно включает в себя определение состава флюида на основании концентрации воды в нефти.

[109] Другое приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения плотности флюида, содержащего нефть, протекающего через трубопровод для флюида. Средство для измерения плотности выполнено с возможностью генерирования данных о плотности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для измерения обводненности флюида. Средство для измерения обводненности выполнено с возможностью генерирования данных об обводненности. Приведенное в качестве примера устройство содержит средство для определения концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности. Средство для определения выполнено с возможностью определения плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти.

[110] В некоторых примерах средство для измерения плотности представляет собой измеритель плотности Кориолиса.

[111] В некоторых примерах средство для определения выполнено с возможностью дополнительного определения концентрации воды в нефти на основании данных о плотности воды.

[112] В некоторых примерах данные об обводненности не откалиброваны по плотности нефти.

[113] В некоторых примерах трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида, а устройство дополнительно содержит средство для измерения плотности воды. Средство для измерения плотности воды соединено со вторым трубопроводом для флюида, отличным от первого трубопровода для флюида.

[114] В некоторых примерах средство для измерения плотности и средство для измерения обводненности соединены с выпускным отверстием для жидкости сепаратора.

[115] Термины «включающий» и «содержащий» (а также все их формы и времена) используются в данном документе как окончательные термины. Таким образом, всякий раз, когда в пункте формулы изобретения используется любая форма терминов «включать» или «содержать» (например, «содержит», «включает», «содержащий», «включающий», «имеющий» и т. д.) в качестве преамбулы или в любой формулировке пункта формулы изобретения, следует понимать, что дополнительные элементы, термины и т. д. могут присутствовать без отступления от объема соответствующего пункта формулы изобретения или формулировки. Используемое в данном документе выражение «по меньшей мере» использовано в качестве переходного выражения, например, в преамбуле пункта формулы изобретения, оно является не окончательным, как и выражение «содержащий» и «включающий» является не окончательным. Термин «и/или» при использовании, например, в такой форме, как А, В и/или С, относится к любой комбинации или подгруппе А, В, С, такой как (1) только А, (2) только В, (3) только C, (4) A с B, (5) A с C, (6) B с C и (7) A с B и с C. Используемая в данном документе в контексте описания конструкций, компонентов, предметов, объектов и/или вещей фраза «по меньшей мере одно из A и B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Аналогично, в контексте описания конструкций, компонентов, элементов, объектов и/или предметов фраза «по меньшей мере одно из A или B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Используемая в данном документе в контексте описания производительности или выполнения процессов, команд, действий, деятельности и/или этапов фраза «по меньшей мере одно из A и B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного A и по меньшей мере одного B. Аналогично, используемая в данном документе в контексте описания производительности или выполнения процессов, команд, действия, деятельности и/или этапов фраза «по меньшей мере одно из A или B» предназначена для обозначения реализаций, включающих в себя любое из (1) по меньшей мере одного A, (2) по меньшей мере одного B и (3) по меньшей мере одного А и по меньшей мере одного B.

[116] Несмотря на то, что вышеприведенное описание изложено в данном документе со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты реализации, данное изобретение не ограничено раскрытыми деталями; напротив, оно охватывает все функционально эквивалентные конструкции, способы и применения, входящие в объем приложенной формулы изобретения.

Изобретение относится к устройствам для контроля содержания воды в нефти и связанному способу. Устройство содержит первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида. Первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида, причем флюид содержит нефть. Устройство содержит анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида. Анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида. Данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти. Приведенное в качестве примера устройство содержит процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности. Процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды. Причем процессор выполнен с возможностью сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением обводненности и генерирования предупреждения, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение обводненности, причем пороговое значение обводненности основано на содержании воды для сжигания флюида. Технический результат – обеспечение возможности измерения концентрации воды в нефти без использования ручного отбора проб флюида для определения свойств нефти и без необходимости повторного расчета или оценки свойств нефти в условиях трубопровода на основании анализа проб флюида в условиях окружающей среды. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Устройство определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, содержащее:

первый измеритель плотности, соединенный с трубопроводом для флюида, причем первый измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности флюида для флюида, протекающего через трубопровод для флюида;

анализатор обводненности, соединенный с трубопроводом для флюида, причем анализатор обводненности выполнен с возможностью генерирования данных об обводненности для флюида, причем данные об обводненности не откалиброваны по одному или более свойствам нефти; и

процессор, связанный с первым измерителем плотности и анализатором обводненности, причем процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных об обводненности и данных о плотности воды,

причем процессор выполнен с возможностью сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением обводненности и генерирования предупреждения, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение обводненности, причем пороговое значение обводненности основано на содержании воды для сжигания флюида.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что процессор выполнен с возможностью определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды, плотности флюида и плотности нефти, причем процессор дополнительно выполнен с возможностью определения отношения между концентрацией воды в нефти и плотностью нефти для определения концентрации воды в нефти как функции плотности воды и плотности флюида.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что трубопровод для флюида представляет собой первый трубопровод для флюида сепаратора и дополнительно содержит второй измеритель плотности, соединенный со вторым трубопроводом для флюида сепаратора, причем второй измеритель плотности выполнен с возможностью генерирования данных о плотности воды.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что процессор выполнен с возможностью дополнительного определения плотности нефти на основании данных об обводненности и концентрации воды в нефти.

5. Устройство определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, содержащее:

вычислитель, выполненный с возможностью:

- определения отношения между плотностью нефти в флюиде, протекающем через трубопровод для флюида сепаратора, и концентрацией воды в нефти флюида; и

- определения концентрации воды в нефти для флюида на основании данных о плотности флюида, данных о плотности воды, данных об обводненности и отношения между плотностью нефти и концентрацией воды в нефти;

устройство оценки обводненности для выполнения сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением; и

коммуникатор, выполненный с возможностью вывода индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения,

причем пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.

6. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что вычислитель выполнен с возможностью определения плотности нефти на основании концентрации воды в нефти.

7. Способ определения концентрации воды в нефти для флюида, содержащего смесь воды и нефти, включающий:

измерение плотности флюида, протекающего через трубопровод для флюида, для генерирования данных о плотности;

измерение обводненности флюида для генерирования данных об обводненности;

определение концентрации воды в нефти флюида на основании данных о плотности и данных об обводненности;

определение плотности нефти в флюиде на основании концентрации воды в нефти;

выполнение сравнения концентрации воды в нефти с пороговым значением, при этом пороговое значение включает уровень обводненности для сжигания флюида; и

вывод индикатора содержания воды в флюиде на основании сравнения, причем индикатор включает предупреждение, если концентрация воды в нефти превышает пороговое значение.