Способ определения содержания нефти, воды и газа в скважинной продукции Советский патент 1992 года по МПК E21B43/00 G05D27/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения покомпонентного состава продукции нефтяных, скважин.

Известен диэлькометрический способ определения влагосодержания в потоке сырой нефти и нефтепродуктов путем непрерывного измерения диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси, для чего в поток анализируемой смеси помещают конденсатор, образованный двумя электродами и по изменению емкости конденсатора судят об изменении содержания воды в нефти.

Недостатком способа является то, что. влагосодержание измеряется только в водонефтяной эмульсии, то есть ограниченные пределы измерения содержания воды в нефти.

Известен способ определения воды в продукции нефтяных скважин на нефтяных промыслах при помощи прибора Дина и Старка о Способ основан на испаряемости влаги при нагревании смеси, после чего пары воды конденсируются

vj

VJ

00

ю

V 00

в холодильнике и оседают на дно при емника-традуированной ловушки„ По ко личеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепро- дуктес Но этот способ очень трудоемок, требует применения дополнительных людских ресурсов. Также низка представительность отобранных проб0

Наиболее близким по технической сути к заявляемому является способ оределения количества нефти, воды и газа в продукции скважины, реализуемый путем разделения потока на сос тавляющие с помощью трехфазных сепараторов и раздельного измерения потоков,, В процессе сепарации продукции скважины разделяется на водонефтяную эмульсию, свободную воду и газ,а рас ходы жидкой и газовой фазы измеряются расходомерами„ При этом повышаются требования к разделительным свойствам сепаратора, который должен обепечить четкий раздельный режим про- текания через влагомер эмульсии и свбодной воды, причем емкости и отдельных перегородок зависит от производительности скважин Содержание воды в эмульсии определяется с по- мощью диэлькометрических влагомеров„

Недостатком способа является тр, что его осуществление сопряжено с большими затратами, связанными с сооружением громоздких технологических сепараторов.

Цель изобретения - расширение пределов определения содержания воды в продукции скважины и сокращение затрат .

Поставленная цель достигается тем что в известном способе определения содержания нефти, воды и газа в сква жинной продукции, заключающемся в подаче части скважинной продукции в емкость с отсеками для газожидкостной смеси, нефти и воды, отстаивании перераспределении компонентов по отсекам и измерении их объемов, выводе нефти, газа и воды из емкости„ Часть скважинной продукции подают с установленной частотой и объемом, достаточной определенной достоверностью определить содержание нефти, воды и газа. Измеряют объем выделяющегося газа при его отводе из емкости, непрерывно контролируют объемы нефти и воды в отсеках, затем после установленного времени или по достижении за

10

1520 го 2530

7Я2784

данного объема одного из компонентов, прекращают подачу скважинной продукции в емкость, измеряют объемы в обоих отсеках и определяют объемные соотношения нефти, воды и газа в скважинной продукции о При этом для интенсивного разделения воды от нефти подачу части скважинной продукции в емкость с отсеками производят в зону границы раздела нефти и воды в виде дозированных проб через определенные промежутки времени, а для повышения интенсивности разделения фаз в зависимости от сортности продукции скважины определение покомпонентного состава производят как при рабочем, так и при атмосферном давлении,,

Сопоставительный анализ заявляемо- решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного тем, что в емкость с отсе- кателями подают только часть скважинной продукции, непрерывно контролируют объемы нефти и воды в отсеках, затем после установленного времени или по достижении заданного объема одного из компонентов прекращают подачу

го

ряют объемы жидкости в обоих отсеках, измеряют объем отводимого из емкости газа и определяют объемные соотноше-- ния нефти, воды и газа в скважинной продукции, при этом скважинную продукцию подают в емкость с отсеками в зону границы раздела нефти и воды в виде дозированных проб через определенные промежутки времени Таким образом заявляемый способ соответствует критерию новизна о

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области техники не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию существенные отличия,,

Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена схема возможного устройства для определения покомпонентного состава скважинной продукции. Способ осуществляют следующим образомо Скважинная продукция, покомпонентный состав которой необходимо определить, направляется по трубопроводу Зо Посредством блока программного управления 15 приводят в действие пробоотборник 2, при помощи которого

через заданные промежутки времени отбирают дозированные пробы газожидкосной смеси из трубопровода 3 и периодчески подают их по соединительному трубопроводу А в отсек (а) отстойной емкости 1„ Временные интервалы взя тия пробы выбирают из расчета достижения максимальной достоверности усредненной пробы, формирующейся в отг стойном отсеке (а), и с учетом общег расчетного времени, необходимого для полного разделения нефти, воды и газа, содержащихся в очередной дозе пробы. Причем после образования гра- ницы раздела нефть-вода при отстаивании смеси последующие дозы проб подают в зону границы раздела нефти воды, так как экспериментально установлено, что при этом происходит на- иболее полное и интенсивное разделение нефти и воды, содержащихся в очередной дозе пробыо Кроме того, поступающая газожидкостная смесь подогревается обогревателем 10 до температу

ры в диапазоне 60-80°С в котором, ка установлено опытом, достигается максимальная степень разделения компонентов смеси„ Для этой же цели в трубопровод 3 ниже пробоотборника 2 по потоку вводят деэмульгатор. Выделяющийся газ отводят по линии 5 и измеряют объем проходящего газа газосчетчиком 6„ Вода, у которой удельный вес больше, чем у нефти,отстаиваясь на дне отсека (а) емкости 1, перетекает под перегородкой 7 и,переливаясь через водяную перегородку 8, попадает в отсек для воды (б), а отделяющаяся нефть всплывает и переливается через нефтяную перегородку 9 в отсек для нефти (в)о Объемы жидкости в отсеках (б) и (в) непрерывно контролируются поплавковыми датчиками объема воды 11 и нефти 12, измеряются и после истечения времени или по достижении заданного объема одного из компонентов блок программного управления включает пробоотборник 2 и определяются объемы жидкости в отсеках Таким образом, блок программного управления 15 определяет объемные соотношения нефти, воды и газа Эти объемные соотношения в усредненной пробе, взятой

постоянный объем;

щего количества продукции сквпжиньм определяют количество компонентов - скважинной продукции - нефти, газа и воды по отдельности

После этого посредством блока программного управления 15 производят слив воды и нефти из отсеков (б) и (в) через патрубки с лива воды 13 и нефти 1 и подготовку устройства к анализу продукции следующей скважины.

Определение покомпонентного состава продукции скважины в зависимости от сортности производят как при рабочем давлении в системе сбора, так и при атмосферном давлении, открывая и закрывая соответствующие краны 16 и 17, установленные на газовой линии

Предлагаемое изобретение обладает следующими преимуществами в сравнении с существующими способами:

- не зависит от производительности- скважины, для всех скважин в данной группе часть отобранной пробы имеет

постоянный объем;

-не зависит от степени обводненности продукции скважин, т„е0 способ позволяет непрерывно осуществлять анализ в диапазоне обводненности от

О до 10-0%;

-способствует уменьшению металлоемкости устройства для осуществления способа по сравнению с прототипом;

-снижает трудоемкость по сравне нию с аналогом

Формула изобретения

1 Способ определения содержания нефти, воды и газа в скважинной продукции, заключающийся в непрерывном разделении ее на нефть, воду и газ и затем сепарации и отстоя и непрерыв ном измерении выделившихся компонен- тов, отличающийся тем,

что, с целью сокращения затрат и повышения точности, отбираются пробы про-- дукции, подаются на анализ непрерывно до тех пор, пока отстойная зона отсе- ка емкости не заполнится до заданного уровня, а измерение количества выделившихся компонентов производится по истечении заданного времени или по минимальному уровню одного из жидких

Использование для определения покомпонентного состава продукции нефтяных скважин. Сущность изобретения: пробоотборником через заданные промежутки времени отбирают дозированные пробы газожидкостной смеси из трубопровода и периодически подают их в отстойный отсек емкости0 Причем после образования границы раздела нефть-вода при отстаивании смеси последующие дозы подают в зону границы раздела нефти и водыо Поступающую газожидкостную смесь подогревают до +60 f +80°Св Объемы в отсеках непрерывно контроли1- руются и измеряются Объем выделившегося газа при его отводе из емкости измеряют газосчетчиком0 После истечения установленного времени определяют объемы жидкости в отсеках Из определенных объемов нефти, воды и газа и зная общее количество измеренной жидкости вычисляют объемные соотношения нефти, воды и газа в измеряемой продукции скважины. 2 з„п0 ft-лы, 1 ил. (Л С

из трубопровода, являются показателя м компонентов, определяемому погрешми объемных соотношений нефти, воды и газа в измеряемой продукции скважины.

На основе полученных объемных соотношений компонентов и измеренного обностью и чувствительностью датчико 2 о Способ по ,отличаю щ и и с я тем, что, с целью ускоре разделения скважинной продукции и п

ностью и чувствительностью датчиков 2 о Способ по ,отличаю- щ и и с я тем, что, с целью ускорения разделения скважинной продукции и повышения точности, предварительно дегазированную жидкость подают в зону раздела фаз нефть - вода после предварительного заполнения отстойной зо- ны отсека емкости„

ния точности измерения, дополнительно проводят измерение при атмосферном давлении, определяют разность измеренных значений компонентов и используют ее как поправку в последующих измерениях.