Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин Российский патент 2025 года по МПК G01N1/10 E21B49/00 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины.

Известно устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин (патент RU № 2818613, МПК G01N 1/02, E21B 47/10, E21B 49/00, опубл. 03.05.2024 Бюл. № 13), включающее полый вертикальный цилиндр, который выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом труб, одна из которых оснащена выемками для кольцевых электродов с выводами, последовательно соединенными попарно по высоте с соответствующими парными кабелями с измерительным устройством, при этом на внешней поверхности внутренней трубы выполнены симметрично относительно продольной оси цилиндра два продольных паза для соответствующего кабеля каждый, причем полый вертикальный цилиндр расположен коаксиально внутри вертикального герметичного корпуса, оснащенного входным и выходным патрубками, которые соединены последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин, а кольцевые выборки выполнены на внутренней поверхности внутренней диэлектрической трубы под электроды, откалиброванные по высоте относительно корпуса, при этом выходной патрубок сообщен с полостью цилиндра сверху, а входной патрубок – снизу через корпус.

Недостатками данного устройства являются сложность и монолитность конструкции, что усложняет его изготовление и ремонт, а при выходе из строя одного из элементов необходима замена всего устройства в сборе, при этом невозможность получения сопоставимых результатов из-за нестабильности температуры внутри корпуса.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии и плотности нефти, входящей в состав эмульсии (патент RU № 2170925, МПК G01N 1/02, опубл. 20.07.2001 Бюл. № 20), содержащее пробозаборный цилиндрический сосуд, нагреватель, приспособление для измерения уровня расслоившейся воды и нефти, причем в нижней части пробозаборного сосуда дополнительно размещаются датчик давления и датчик для измерения электрической проводимости, электрически связанные через соответствующие преобразовательные блоки с вычислительным блоком, который электрически связан через преобразователь с приспособлением для измерения уровня расслоившейся воды и нефти.

Недостатками данного устройства являются сложность и монолитность конструкции, что усложняет его изготовление и ремонт, а при выходе из строя одного из элементов необходима замена всего устройства в сборе, при этом невозможность получения сопоставимых результатов из-за нестабильности температуры внутри не теплоизолированного корпуса.

Техническим результатом является создание простого в изготовлении и обслуживании устройства для определения обводненности продукции нефтяных скважин, позволяющего производить замену вышедшего из строя конструктивного элемента по отдельности.

Техническим решением является устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающее пробозаборный цилиндрический корпус с днищем, крышкой, входным патрубком и нагревателем и датчики измерения параметров жидкости внутри корпуса, функционально связанные с блоком управления.

Новым является то, что корпус изготовлен вертикальным и теплоизолированным по наружной поверхности, также как днище и крышка, причем днище внутри оснащено теплопроводящей герметичной камерой под нагреватель, соединенный с блоком управления для поддержания оптимальной температуры внутри корпуса для работы датчиков, которые выполнены в виде датчиков температуры и плотности и установлены соосно корпусу у его днища через крышку, которая дополнительно оснащена воздушным клапаном для стравливания воздуха при заполнении корпуса и обратным клапаном для пропуска воздуха снаружи внутрь при сливе жидкости из корпуса, при этом входной патрубок сообщен с корпусом соосно через днище и изготовлен с возможностью переключения на слив через расходомер протекающей жидкости для последующего определения количества воды в продукции скважин, кроме того днище выполнено с возможностью разъединения от корпуса для установки и/или извлечения нагревателя при его замене.

На фиг. 1 изображен общий вид устройства.

На фиг. 2 изображен вид сверху устройства.

На фиг. 3 изображен разрез А-А фиг. 1.

Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин включает в себя пробозаборный цилиндрический вертикальный корпус 1 (фиг. 1 и 3) с днищем 2 (фиг. 3), крышкой 3 (фиг. 1–3), входным патрубком 4 и нагревателем 5 (фиг. 3), датчики измерения параметров жидкости в виде объединённых датчиков 6 температуры и плотности жидкости внутри корпуса 1, функционально связанные через кабель 7 с блоком управления (не показан). Корпус 1, днище 2 и крышка 3 изготовлены теплоизолированными по наружной поверхности (например, двухслойными с изоляционным материалом 8 внутри). Днище 2 корпуса внутри оснащено теплопроводящей герметичной камерой 9 под нагреватель 5, соединенный при помощи питающего кабеля 10 (фиг. 1 и 2) с блоком управления для поддержания оптимальной температуры внутри корпуса 1 для работы датчиков 6, которые установлены соосно корпусу 1 у его днища 2 со входом через крышку 3. Входной патрубок 4 сообщен с корпусом 1 соосно через днище 2 и изготовлен с возможностью переключения на слив жидкости через расходомер (не показан, любой известной конструкции – автор на это не претендует) протекающей жидкости для последующего определения количества воды в продукции скважин.

Для стравливания воздуха при заполнении корпуса 1 продукцией нефтяных скважин крышка 1 оснащена воздушным клапаном 11 (фиг. 1 и 2), пропускающим воздух изнутри наружу и закрывающимся при подходе жидкости, а для пропуска воздуха снаружи внутри при сливе жидкости из корпуса 1 – обратным клапаном 12 (фиг. 1 и 2). На конструкции клапанов 11 и 12 автор не претендует.

Для удобства установки и/или извлечения нагревателя 5 корпус 1 может быть изготовлен сборным в районе герметичной камеры 9, состоящим из верхней и нижней частей (днища 3), соединяемых, например, при помощи резьбы, муфты, фланцев или т.п. Автор на конструкцию соединения не претендует.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на объяснение работоспособности устройства для определения обводненности продукции нефтяных скважин, на чертежах (фиг. 1-3) не показаны или показаны условно.

Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин работает следующим образом.

Устройство в сборе доставляют к добывающей скважине (не показана) и подключают к на ее устье (не показано) входным патрубком 4 (фиг. 1-3) через регулируемую блоком управления задвижку (не показана) к выкидной линии погружного насоса (не показаны). После подачи сигнала с блока управления задвижка открывается и жидкость (продукция нефтяной скважины) поступает по входному патрубку внутрь корпуса 1 (фиг. 1 и 3) с днищем 2 (фиг. 3) и крышкой 3, из которого воздух стравливается через воздушный клапан 11 (фиг. 1 и 2). После заполнения корпуса 1 (фиг. 1) воздушный клапан 11 закрывается, и внутри корпуса 1 начинает расти температура, что фиксируется датчиком 6 (фиг. 3) и по кабелю 7 передается на блок управления, который перекрывает задвижку и подает сигнал по кабелю 10 (фиг. 1 и 2) на нагреватель 5 (фиг. 3) в герметичной камере 9 для поддержания оптимальной температуры (берется из паспорта заводов изготовителей датчиков 6, обычно 20ºС±5%) внутри корпуса 1 для работы датчиков 6. При приближении температуры внутри корпуса 1 к верхней границе (например, 21ºС) блок управления отключает питание от нагревателя, а к нижней (например, 19ºС) – опять включает, не позволяя температуре внутри корпуса 1 выйти за допустимые пределы оптимальной температуры. При этом теплоизолированные корпус 1, днище 2 и крышка 3 (например, за счет уплотнителя 8) не допускает резких изменений температуры внутри. После достижения оптимальной температуры внутри корпуса 1 его ославляют на технологическую выдержку для гравитационного расслоения (отстоя) продукции скважины на воду и нефть, которую определяют технологи в лабораторных условиях для данного месторождения нефти (автор на это не претендует). В период отстоя входной патрубок 4 снаружи задвижки переключают через расходомер (автор на их конструкцию не претендует) к сливному трубопроводу. По завершении отстоя блок управления открывает задвижку для слива жидкости из корпуса 1 и через кабель 7 по датчику 6 контролирует плотность жидкости, протекающей из корпуса 1 в входной патрубок 4 при открытом обратном клапане 12 (фиг. 1 и 2). При первом уменьшении плотности жидкости на границе вода-нефть, определенного датчиком 6 (фиг. 3), блок управления фиксирует первичный объем жидкости, прошедший через расходомер (V₁), при повторном на границе нефть-воздух – вторичный объем (V₂), также общий объем жидкости, прошедший через расходомер (V_общ).

Разница между объемами общим (V_общ) и вторичном (V₂) показывает объем жидкости между датчиком 6 и расходомером:

, (1)

где ΔV – объем жидкости между датчиком 6 и расходомером, м³;

V_общ – общий объем жидкости (продукции скважины в устройстве), прошедший через расходомер, м³;

V_{2 –} вторичный объем, прошедший через расходомер, при втором сигнале с датчика 6, м³.

Для определения объема, отстоявшийся воды (V_в) из продукции скважины, необходимо первичный объем жидкости, прошедший через расходомер (V₁) и полученный при первом сигнале с датчика 6 сложить с объемом жидкости между датчиком 6 и расходомером:

(2)

где V_в – объем, отстоявшийся воды из продукции скважины, м³;

V₁ – первичный объем, прошедший через расходомер, при первом сигнале с датчика 6, м³;

ΔV – объем жидкости между датчиком 6 и расходомером, м³.

Для определения обводненности продукции скважины необходимо количество (объем) выделившейся воды (V_в) разделить на общее количество (объем) жидкости (продукции скважины) и перевести в проценты:

(3)

где w – обводненность продукции скважины, %;

V_в – объем, отстоявшийся воды из продукции скважины, м³;

V_общ – общий объем жидкости (продукции скважины в устройстве), прошедший через расходомер, м³.

Эти расчеты могут проводиться автоматически в блоке управления и выводится на внешний носитель (в блок памяти, на дисплей или т.п.).

Так как в устройстве нет движущихся и сложных конструктивных элементов, то надежность его зависит только от надежности датчиков 6 и нагревателя 5, которые легко извлекают из крышки 3 и днища 2 соответственно при отсоединении от корпуса 1 и заменяются. После чего устройство готово к работе в обычном режиме. Так как нагреватель 5 находится в герметичной камере 9, то у него отсутствует контакт с жидкостью, находящейся в корпусе, что делает его выход из строя очень маловероятным (примерно одна поломка на 12-14 поломок датчиков 6).

Предлагаемое устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин простое в изготовлении и обслуживании из-за отсутствия подвижных сложных конструктивных элементов, при этом позволяет производить замену вышедшего из строя конструктивного элемента по отдельности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины. Технический результат заключается в простоте изготовления и обслуживания устройства. Заявлено устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающее пробозаборный цилиндрический корпус с днищем, крышкой, входным патрубком и нагревателем и датчики измерения параметров жидкости внутри корпуса, функционально связанные с блоком управления. При этом корпус изготовлен вертикальным и теплоизолированным по наружной поверхности, так же как днище и крышка. Днище внутри оснащено теплопроводящей герметичной камерой под нагреватель, соединенный с блоком управления для поддержания оптимальной температуры внутри корпуса для работы датчиков температуры и плотности, установленных соосно корпусу у его днища через крышку. При этом крышка дополнительно оснащена воздушным клапаном для стравливания воздуха при заполнении корпуса и обратным клапаном для пропуска воздуха снаружи внутрь при сливе жидкости из корпуса. Входной патрубок устройства сообщен с корпусом соосно через днище и изготовлен с возможностью переключения на слив через расходомер протекающей жидкости для последующего определения количества воды в продукции скважин. Кроме того, днище выполнено с возможностью разъединения от корпуса для установки и/или извлечения нагревателя при его замене. 3 ил.

Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающее пробозаборный цилиндрический корпус с днищем, крышкой, входным патрубком и нагревателем и датчики измерения параметров жидкости внутри корпуса, функционально связанные с блоком управления, отличающееся тем, что корпус изготовлен вертикальным и теплоизолированным по наружной поверхности, так же как днище и крышка, причем днище внутри оснащено теплопроводящей герметичной камерой под нагреватель, соединенный с блоком управления для поддержания оптимальной температуры внутри корпуса для работы датчиков, которые выполнены в виде датчиков температуры и плотности и установлены соосно корпусу у его днища через крышку, которая дополнительно оснащена воздушным клапаном для стравливания воздуха при заполнении корпуса и обратным клапаном для пропуска воздуха снаружи внутрь при сливе жидкости из корпуса, при этом входной патрубок сообщен с корпусом соосно через днище и изготовлен с возможностью переключения на слив через расходомер протекающей жидкости для последующего определения количества воды в продукции скважин, кроме того, днище выполнено с возможностью разъединения от корпуса для установки и/или извлечения нагревателя при его замене.