способ добычи нефти и устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти. Обводненность нефти датчик


устройство для измерения обводненности нефти в скважинах - патент РФ 2225507

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений и может быть использовано для измерения обводненности нефти. Изобретение позволяет упростить устройство для автоматического измерения обводненности нефти при одновременном повышении надежности его работы. Устройство содержит измерительную емкость и датчик измерения давления. Измерительная емкость разделена перегородкой на измерительную и сливную камеры. В верхней части измерительной емкости имеется патрубок для продувания сливной камеры газом, соединенный трубкой с нижней частью сливной камеры. 1 ил. Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к измерению обводненности нефти в скважинах.Наиболее распространенный метод определения обводненности нефти в скважинах, используемый на нефтяных месторождениях, заключается в периодическом взятии проб с последующим анализом их в химической лаборатории. Этот метод основан на том, что при известном объеме масса водонефтяной жидкости прямо пропорциональна ее плотности. Основной недостаток этого метода - это невозможность его автоматизации. Существуют и другие методы измерения плотности жидкости: поплавковые, гидростатические, вибрационные, радиоактивные и др. [1], которые не находят применения в нефтедобывающей промышленности из-за специфических условий производства;- объект измерения - водонефтяная жидкость с растворенным в ней газом очень сложный;- полевые условия работы такого устройства.Из уровня техники известен плотномер сильфонный с унифицированным пневмопреобразователем типа ПЖС-П [1]. В этом устройстве измеряется гидростатическое давление столба жидкости при постоянной его высоте. Жидкость, содержащаяся в измерительной емкости, действует на измерительные сильфоны, разнесенные по высоте и связанные между собой коромыслом. Сильфоны изолированы от жидкости и в них подается воздух. Гидростатическое давление жидкости приводит к неодинаковой деформации измерительных сильфонов. Это перемещение сильфонов передается коромыслу, связывающему измерительные сильфоны, и затем через систему рычагов с помощью унифицированного пневмопреобразователя к пьезометрическому датчику давления.К недостаткам известного устройства [1] следует отнести:- сложность устройства, требующая квалифицированного обслуживающего персонала и исключающая работу в полевых условиях;- наличие сжатого воздуха, которое требует дополнительных затрат;- сложность объекта измерения, непрерывное выделение газовой фазы в замкнутом объеме измерительной емкости.Ближайшим аналогом заявленного является устройство для измерения обводненности нефти, содержащее измерительную емкость и датчик для измерения давления [2].Основным недостатком устройства [2] является его сложность.Задача изобретения заключается в упрощении устройства для автоматического измерения обводненности нефти при одновременном повышении надежности его работы на нефтяных месторождениях.Выполнение задачи достигается тем, что принцип действия устройства непосредственно связан с работой автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), например, типа "Спутник АМ-40", используемой для измерения дебита скважин на нефтяных месторождениях [3]. Следует отметить, что работа АГЗУ типа "Спутник А" не предусматривает измерение другого значимого для разработки нефтяного месторождения параметра - обводненности нефти. Измерение дебита нефтедобывающих скважин с помощью АГЗУ осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель расхода. Циклический метод измерения дебита нефтедобывающих скважин обеспечивает пропускание потока жидкости через счетчик в узком диапазоне изменения расхода, что позволяет проводить измерение дебита скважин в широком диапазоне. Водонефтяная жидкость, прошедшая через счетчик, поступает в измерительную емкость устройства, разделенную перегородкой на две камеры, и перетекает из одной камеры в другую. Прохождение жидкости через счетчик и устройство происходит при закрытом газовом клапане. По завершении цикла измерения расхода с помощью АГЗУ измерительная магистраль перекрывается регулятором расхода и в измерительной камере устройства остается столб жидкости, высота которого определяется высотой перегородки. Завершению цикла измерения дебита соответствует открытие газового клапана, и в верхнюю часть устройства подается газ из сепаратора АГЗУ, который продувает сливную камеру устройства. Измерение гидростатического давления столба жидкости производится с помощью дифференциального манометра при закрытом состоянии регулятора расхода.Сравнение заявляемого решения с другими техническими решениями показывает, что измерение гидростатического давления жидкости по высоте ее столба известно. Однако при использовании заявляемого устройства с АГЗУ, принцип действия которого основан на накоплении жидкости в сепараторе с последующим пропусканием ее через счетчик, позволяет измерять гидростатическое давление после пропускания очередной порции водонефтяной жидкости. Строго фиксированная высота столба жидкости позволяет повысить надежность определения плотности. Это позволяет сделать вывод о соответствии технического решения критерию "существенные отличия".Техническая сущность изобретения поясняется принципиальной схемой устройства, приведенной на чертеже.Устройство для измерения обводненности нефти в скважинах содержит измерительную емкость 1, разделенную перегородкой 2 на две камеры: измерительную 3 и сливную 4. Измерительная камера имеет два патрубка 5 и 6 для присоединения датчика давления 7. В верхней части емкости устройства имеется патрубок 8, соединенный трубкой 9 с нижней частью сливной камеры.Устройство работает следующим образом. Очередная порция водо-нефтяной жидкости поступает от АГЗУ в измерительную камеру 3 устройства и перетекает через перегородку 2 в сливную камеру 4 и далее на выход из устройства. По завершении цикла измерения расхода измерительная магистраль АГЗУ перекрывается и в измерительной камере 3 остается столб жидкости, высота которого определяется высотой перегородки 2. Газ, поступающий в устройство от АГЗУ через патрубок 8, продувает и освобождает от жидкости сливную камеру 4. Трубка 9 необходима для выравнивания давления в верхней части измерительной емкости и нижней части сливной камеры 4. Эта трубка исключает образование газовой пробки в верхней части устройства и, соответственно, перетекание жидкости из измерительной камеры 3 в сливную камеру 4 после прекращения подачи водонефтяной жидкости в устройство. С помощью датчика давления 7, например дифференциального манометра "Сапфир ДД", измеряется гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в измерительной камере 3.Автоматизация процесса измерения обводненности непосредственно связана с работой АГЗУ, которая открывает и закрывает магистраль с турбинным счетчиком объемного расхода жидкости, а также автоматически подключает к сепаратору АГЗУ тестируемые скважины. После протекания очередной порции водонефтяной жидкости через устройство сигнал от датчика давления 7 поступает в контроллер, управляющий работой АГЗУ. Контроллер проводит пересчет давления в плотность, а плотность в коэффициент обводненности. Полученный результат автоматически отправляется в базу данных или другое хранилище.Работа заявляемого устройства для измерения обводненности нефти в скважинах в комплекте с АГЗУ, например, типа "Спутник АМ-40" на нефтяных месторождениях обеспечивает надежное определение воды и нефти в жидкости. Простота устройства не требует квалифицированного обслуживающего персонала, при этом исключается необходимость взятия проб жидкости с последующим их анализом в химической лаборатории. Таким образом, использование устройства для измерения обводненности нефти в скважинах совместно с АГЗУ, измеряющей дебит нефтедобывающих скважин, позволяет автоматизировать процесс измерения обводненности водонефтяной жидкости непосредственно на нефтяных месторождениях.Источники информации1. Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа: Учебник для техникумов. -М.: Недра, 1985.2. Патент США № 5394339 A, кл. G 01 N 9/26, публ. 28.02.1995.3. Исакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. -М.: Недра, 1983, с. 314-344.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Устройство для измерения обводненности нефти в скважинах, содержащее измерительную емкость, датчик измерения давления, отличающееся тем, что измерительная емкость содержит перегородку, разделяющую ее на измерительную и сливную камеры, и в верхней части измерительной емкости имеется патрубок для продувания сливной камеры газом, соединенный трубкой с нижней частью сливной камеры.

www.freepatent.ru

Диэлькометрический датчик для определения содержания воды и нефти в водонефтяной смеси

 

Использование: аналитическое приборостроение . Сущность изобретения: датчик содержит коаксиально расположенные наружный трубчатый электрод и внутренний стержневой электрод, покрытый слоем изоляции. Соотношения диаметров электродов и изоляции внутреннего стержневого электрода определяются неравенством, приведенным в тексте описания. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности в средствах измерения содержания воды и нефти в продукции нефтяных скважин.

На нефтепромыслах в системах сбора, подготовки и учета продукции скважин для определения обводненности добываемой нефти широко применяются диэлькометрические влагомеры, действие которых основано на использовании зависимости диэлектрической проницаемости среды от соотношения содержаний в ней воды и нефти. Они состоят из емкостного преобразователя (датчика), в котором находится испытуемая нефть и изменение влажности последней преобразуется в изменение емкости, и измерительной схемы, воспринимающей изменение емкости и на основании этого выдающей информацию об обводненности нефти. Известно устройство для определения процентного содержания нефти и воды в водонефтяной смеси, в котором реализуется диэлькометрический метод измерения и датчик которого представляет собой систему двух электродов, один из которых выполнен в виде прямого тройника, два выхода которого, расположенные под прямым углом друг к другу, снабжены средствами соединения с трубопроводом, по которому прокачивается контролируемая водо-нефтяная смесь, а второй в виде изолированного стержня, размещенного внутри первого электрода коаксиально с двумя его соосно расположенными патрубками, в который (первый электрод) он входит через третий выход, снабженный соответствующими средствами герметизации [1] В датчике этого влагомера поток контролируемой жидкости резко меняет направление движения на 90о, что ведет к увеличению гидравлического сопротивления потоку и образованию застойной зоны в области патрубка, через который стержневой электрод входит в тройник, а это способствует отложению на электродах смол, асфальтенов, парафина и других загрязнений, что вносит большие погрешности в измерения. В меньшей степени указанные недостатки присущи являющемуся наиболее близким аналогом прямоточному датчику влагосодержания, содержащему коаксиально расположенные наружный трубчатый электрод, включаемый в трубопровод, по которому протекает контролируемая водонефтяная смесь, и внутренний стержневой электрод, покрытый изоляционной (диэлектрической) оболочкой, толщина которой определяется неравенством 0,1 п и диэлектрические проницаемости материала изоляции и измеряемой среды; D, r, d диаметры соответственно внешнего электрода, изоляционной оболочки и внутреннего электрода [2] Благодаря прямолинейному течению жидкости и отсутствию застойных зон этот датчик имеет меньшее гидравлическое сопротивление и менее благоприятные условия для образования на электродах отложений смол, асфальтенов, парафина и других загрязнений, отрицательно влияющих на точность измерений. Кроме того, выбором с использованием приведенного неравенства толщины изоляционного покрытия внутреннего электрода в нем снижено влияние на точность измерений содержания солей в пластовой воде и "сорта" нефти. Однако устранением застойных зон в датчике невозможно полностью исключить образование отложений смол, асфальтенов и парафина на электродах (исследования на скважинах Башкирии, имеющих повышенное содержание в нефти смол и асфальтенов, показали, что при приемлемых для нефтепромысловых систем скоростях потока снизить толщину слоя загрязнений до величин менее 0,1 мм не удается), а так как при измерениях в прямых эмульсиях, когда непрерывной фазой является вода, отложения смол, асфальтенов и парафина на внутреннем электроде оказывают, среди других факторов, наибольшее влияние на точность измерений (в ходе вышеупомянутых исследований установлено, что погрешность за счет отложений смол и асфальтенов может достигать 70% а за счет влияния других факторов не превышает 30%), то снижение влияния на нее содержания солей в пластовой воде и "сорта" нефти в этом случае не ведет к существенному улучшению точности измерения содержания воды в продукции нефтяных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения содержания воды в продукции нефтяных скважин, в особенности при измерениях в прямых эмульсиях. Это достигается тем, что в диэлькометрическом датчике для определения содержания воды и нефти в водонефтяной смеси, содержащем коаксиально расположенные наружный трубчатый электрод и внутренний стержневой электрод, покрытый слоем изоляции, соотношения диаметров электродов и изоляции внутреннего стержневого электрода определяются неравенством п, н, з соответственно диэлектрическая проницаемость материала изоляции, средняя величина диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти и средняя величина диэлектрической проницаемости загрязнений; D, r, d соответственно внутренний диаметр трубчатого электрода, диаметр изоляционного покрытия и диаметр стержневого электрода; n коэффициент размерности длины, при измерениях в м, равный 1, а при измерениях в см 0,1. Приведенное неравенство получено путем вывода в общем виде математической зависимости безразмерного параметра диэлькометрического датчика, характеризующего влияние загрязнения центрального электрода на точность измерения влажности нефти, от соотношения конструктивных и эксплуатационных параметров датчика D, d, r, п, н, з и дальнейшего экспериментального исследования этой зависимости в направлении уточнения предельного значения безразмерного параметра. Исследования подтвердили, что при соблюдении соотношений, устанавливаемых этим неравенством, можно при сохранении в приемлемых пределах влияния на точность измерений солей в пластовой воде и "сорта" нефти свести к минимуму влияние загрязнений центрального электрода, вносящих наибольшие погрешности в измерения, и таким образом существенно повысить точность определения содержания воды в продукции нефтяных скважин, особенно при измерениях в прямых эмульсиях. На чертеже схематически изображен предлагаемый диэлькометрический датчик для определения содержания воды и нефти в водо-нефтяной смеси. Датчик содержит коаксиально расположенные наружный трубчатый электрод 1, включаемый в трубопровод, по которому прокачивается контролируемая среда (не показан), и внутренний стержневой электрод 2, покрытый слоем изоляции 3. Соотношения внутреннего диаметра D трубчатого электрода 1, диаметра d стержневого электрода 2 и диаметра r изоляционного покрытия 3 определяются неравенством п, н, з соответственно диэлектрическая проницаемость материала изоляции, средняя величина диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти и средняя величина диэлектрической проницаемости загрязнений; n коэффициент размерности длины, при измерениях в мм равный 1, а при измерениях в см 0,1. Предпочтительный вариант исполнения датчика при средней величине диэлектрической проницаемости загрязнений з 2,35 и выполнении изоляции внутреннего стержневого электрода из пентопласта имеет следующие размеры: D 50 мм, d 20 мм и r21 мм. При работе влагомера нефть, содержащая воду, проходит между электродами 1 и 2 датчика, при этом в зависимости от содержания воды в нефти меняется диэлектрическая проницаемость среды, разделяющей электроды, и соответственно пропорционально изменяется электрическая емкость датчика. Изменение электрической емкости датчика воспринимается измерительной схемой (не показана), которая на основании этого в том или ином виде выдает информацию о содержании воды в нефти. Благодаря соблюдению соотношений, установленных приведенным неравенством, слой загрязнений, образующийся в процессе работы на внутреннем электроде в основном за счет отложений смол, асфальтенов и парафина, оказывает минимальное влияние на точность измерений, что позволяет с большей точностью определять содержание воды в продукции нефтяных скважин как при измерениях в обратных, так и при измерениях в прямых эмульсиях. П р и м е р. При оптимальных конструктивных параметрах датчика D 50 мм, d 20 мм и при величинах диэлектрической проницаемости н 2,3, п 2,6 (пентопласт) и з 2,35 для различных толщин диэлектрического покрытия (изоляции) стержневого электрода (r Var) рассчитывались значения безразмерного параметра А, определяемого левой частью неравенства, и экспериментальным путем определялась погрешность измерения влажности нефти. Стендовые испытания проводились в эмульсиях типа "нефть в воде" после формирования на поверхности стержневого электрода слоя загрязнений толщиной до 0,3 мм, выделяющихся из нефти. Погрешность измерения определялась путем сравнения результатов измерения влагосодержания с данными, полученными методом лабораторного анализа. Полученные результаты представлены (фрагментарно) в таблице. Из таблицы видно, что загрязнение стержневого электрода датчика не оказывает существенного влияния на погрешность измерения влажности нефти при значениях параметра А меньше 0,25, что соответствует толщине слоя диэлектрического покрытия (изоляции) около 0,5 мм. Как показали исследования, при значениях параметра А значительно меньших 0,25 и, соответственно, толщине диэлектрического покрытия больше 0,5 мм начинает снижаться чувствительность датчика к содержанию воды в нефти, поэтому на практике целесообразно использовать ближайшие к указанному значению величины параметра А. Опытные образцы датчика, изготовленные с размерами вышеупомянутого предпочтительного варианта, при измерениях в обратных эмульсиях имеют абсолютную погрешность не более 2,5% а при измерениях в прямых эмульсиях не более 4,0%

Формула изобретения

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ ДАТЧИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И НЕФТИ В ВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ, включающий коаксиальные наружный трубчатый электрод и внутренний стержневой электрод, покрытый слоем изоляции, отличающийся тем, что отношения диаметров электродов и изоляции внутреннего стержневого электрода определяются неравенством где п, н, з соответственно диэлектрическая проницаемость материала изоляции, средняя величина диэлектрической проницаемости обезвоженной нефти и средняя величина диэлектрической проницаемости загрязнений; D, r, d соответственно внутренний диаметр трубчатого электрода, диаметр изоляционного покрытия и диаметр стержневого электрода; n 1 мм или 0,1 см коэффициент размерности длины.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси

Способ заключается в том, что одновременно измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика. Осуществляют выбор значения содержания воды, измеренного одним из указанных датчиков в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси. Осуществляют передачу средствам представления результатов измерений выбранного значения содержания воды. Изобретение обеспечивает высокую точность измерения обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды, исключение падения точности измерения при изменении типа водонефтяной эмульсии, а также в обеспечении автоматического выбора способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров качества сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании связанной воды в продукции нефтяных скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), заключающийся в том, что измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного (диэлькометрического) датчика и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений значения содержания воды.

Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависят от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти.

Общим недостатком датчиков описанной выше конструкции и соответствующего способа измерения является недостаточная точность при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений. В описанных аналогах с целью решения этой проблемы прибегают к использованию для прямой и обратной эмульсий разных градуировочных зависимостей, по которым и определяют числовое значение содержания воды в контролируемой смеси (SU 1753386 и RU 2065603), или используют два отдельных блока обработки сигналов для прямой и обратной эмульсии, переключение между которыми может осуществляться автоматически по показаниям специального блока определения типа водонефтяной эмульсии (SU 1753386 и RU 2024862) и т.п. Однако даже в случае применения указанных выше технических решений погрешность измерений при обращении эмульсии возрастает в 1,5-2 раза вследствие неконтролируемых изменений электролитических свойств эмульсии, в результате чего ни один из влагомеров емкостного типа не обеспечивает в зоне прямой эмульсии погрешность меньше ±4,5 абс.%, что составляет от 15 до 90% относительной погрешности по определению объемной доли нефти при содержании воды от 70 до 95%. При этом следует отметить, что высокая обводненность характерна для почти 80% добываемой в РФ нефти.

Известен способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), заключающийся в том, что одновременно определяют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью оптического датчика и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений значения содержания воды.

В указанном оптическом датчике (выпускаемый под торговой маркой Red Eye) для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока, отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды). Описанный датчик обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световые потоки после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye.

Таким образом, все способы определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, предусматривающие использование либо емкостного (диэлькометрического), либо оптического датчика, не обеспечивают необходимую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен также способ определения содержания воды в материале, описанный в патенте US 5086279 А, 04.02.1992, заключающийся в том, что с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика одновременно измеряют текущее значение содержания воды в твердом или волокнистом материале, перемещаемом относительно упомянутых датчиков на транспортере, вычисляют среднее значение по двум значениям, измеренным указанными датчиками, и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений вычисленного среднего значения содержания воды.

Показания датчиков усредняют для повышения точности и достоверности результатов измерений в максимально широком диапазоне значений влажности, а также исключения влияния на результаты измерений естественных отклонений физических свойств исследуемых материалов. Использование описанного способа позволяет поднять среднюю точность измерений для всего диапазона значений влажности в целом за счет снижения точности на отдельных его участках, но не решает полностью указанной выше проблемы.

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога изобретения (прототипа) может быть принят упомянутый выше способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, описанный в патенте RU 2024862 С1, 15.12.1994.

Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в создании способа определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси нефтяных скважин, имеющего точность измерения параметра обводненности не хуже ±1,5% в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания эмульсионной воды.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности измерения обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды, исключении падения точности измерения при изменении типа водонефтяной эмульсии, объединении преимуществ емкостного и оптического способов измерения содержания эмульсионной воды в нефти и обеспечении автоматического выбора способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, обеспечивающий достижение указанного технического результата, заключается в том, что одновременно измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика, осуществляют выбор значения содержания воды, измеренного одним из указанных датчиков, в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений выбранного значения содержания воды.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, определяют тип водонефтяной эмульсии, при этом выбор одного из значений содержания воды осуществляют в зависимости от типа водонефтяной эмульсии

При этом, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "вода в нефти" и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "нефть в воде".

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если значение сигнала емкостного датчика ниже упомянутого порогового значения.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если значение сигнала оптического датчика ниже упомянутого порогового значения.

При этом, в частном случае реализации изобретения, пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти".

При этом, в частном случае реализации изобретения, пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде".

Использование емкостного датчика обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5 абс.%) для нефти с низкой и средней обводненностью (до 60% воды), а использование оптического датчика - требуемую точность измерения при больших значениях обводненности (свыше 60% воды), таким образом обеспечивается высокая точность измерения во всем диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды.

Возможность автоматического переключения средств представления с сигнала, соответствующего показаниям одного из датчиков, на сигнал, соответствующий показаниям другого датчика в зависимости от значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси (типа водонефтяной эмульсии), позволяет объединить преимущества емкостного и оптического способов измерения, обеспечив автоматический выбор способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается примером реализации способа, представляющим собой описание конструкции и работы полнодиапазонного поточного влагомера сырой нефти, выполненного в соответствии с заявленным изобретением. Описание сопровождается графическими материалами, на которых изображено следующее.

На фиг.1 изображена измерительная часть влагомера.

На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1.

На фиг.3 изображена принципиальная электрическая схема влагомера.

Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти входит в группу устройств оперативного контроля параметров качества сырой нефти и ориентирован на использование в составе групповых замерных установок типа «Спутник» и т.п. Кроме того, данный прибор также может использоваться в составе блока контроля качества на узлах оперативного учета нефти и в других приложениях.

Влагомер включает в себя измерительную часть 1 с металлическим корпусом 2, выполненным в виде в виде трубы с фланцами 3а и 3b для подключения корпуса в трубопровод. В корпусе 2 размещены два датчика (две измерительные головки): емкостной (диэлькометрический) 4 и оптический 5. Датчики также могут быть размещены в отдельных корпусах, что позволяет подключать их в произвольной последовательности и на разных участках трубопровода для облегчения монтажа, уменьшения гидравлических потерь и т.п.

Влагомер включает в себя также вычислительную часть 6, содержащую блок обработки сигналов датчиков 7, выполненный в едином корпусе (на чертежах не показан) с блоком представления результатов измерений 8. Однако влагомер может включать в себя и два блока обработки сигналов, выполненные аналогично описанному ниже, но управляющие только одним датчиком каждый, с общим для емкостной и оптической частей влагомера выводом на блок представления результатов измерений.

Емкостной датчик 4 предназначен для определения влажности обратной водонефтяной эмульсии ("вода в нефти").

Емкостной датчик включает в себя первый электрод 9, представляющий собой полый цилиндр из токопроводящего материала, размещенный в полости корпуса 2 коаксиально по отношению к нему с помощью двух радиальных винтов 10, закрепленных в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса 2. Винты изолированы от корпуса посредством изолирующих втулок 11, а крепежные отверстия герметизированы с помощью уплотнительных элементов 12, при этом винты изолированы от водонефтяной смеси с помощью втулок 19 из диэлектрического материала.

Емкостной датчик включает в себя трубчатый элемент 13 из токопроводящего материала, размещенный в полости первого электрода 9 коаксиально по отношению к нему. Трубчатый элемент 13 зафиксирован в осевом и радиальном направлениях относительно корпуса посредством расположенных на концах трубчатого элемента кольцевых упоров 14а и 14b с отверстиями 15 для прохода водонефтяной смеси. Упоры 14 обеспечивают электрическую связь трубчатого элемента 13 с корпусом 2, таким образом корпус и трубчатый элемент выполняют функцию второго электрода емкостного датчика и совместно с первым электродом 9 образуют цилиндрический конденсатор, а наличие трубчатого элемента 13 позволяет увеличить емкость этого конденсатора без увеличения габаритов емкостного датчика. Емкость описанного конденсатора будет зависеть от диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси, протекающей между его обкладками, а диэлектрическая проницаемость смеси зависит от соотношения содержаний в ней воды и нефти. Настройка датчика на диэлектрическую характеристику конкретного сорта нефти производится либо при калибровке прибора непосредственно на объекте эксплуатации, либо по усредненной характеристике, занесенной в память при изготовлении влагомера.

Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях со сравнительно высоким уровнем обводненности нефти, то на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9 (при необходимости также на внутреннюю поверхность корпуса 2 и на поверхность трубчатого элемента 13) может быть нанесен слой диэлектрического покрытия, который предотвращает замыкание электродов, когда межэлектродное пространство заполняет пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток. Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях с низким содержанием воды или высоким содержанием тяжелых углеводородов в пластовой жидкости, на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9, трубчатого элемента 13 и внутреннюю поверхность корпуса 2 может быть нанесен слой покрытия, предотвращающего налипание компонентов нефтяной эмульсии.

Один из винтов 10 выполняет функцию электрического вывода, соединяющего первый электрод с частотозадающей цепь автогенератора синусоидальных колебаний напряжения 16, соединенного с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7. Второй вывод емкостного датчика 4 через корпус 2 замкнут на "землю" (на чертеже не показано).

Автогенератор 16 размещен на плате в корпусе вычислительной части влагомера и представляет собой RC-генератор, при этом емкостной датчик включен в цепь автогенератора в качестве одного из конденсаторов. В отличие от примененного в прототипе LC-генератора, выполненного по схеме Клаппа, в RC-генераторах отсутствуют катушки индуктивности, что обеспечивает снижение рабочей частоты и повышение помехоустойчивости, а также уменьшение габаритов и массы электрической части влагомера. При этом в устройстве может быть использована одна из известных схем RC-генераторов, наиболее подходящая для конкретной реализации влагомера.

Частота автоколебаний генератора, в цепи которого один из конденсаторов (емкостной датчик) имеет переменную емкость, будет зависеть от текущего значения емкости этого конденсатора и, соответственно, содержания воды в нефти. При достижении порогового (критического) значения, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в воде", частота автоколебаний резко падает. Это пороговое значение для различных вариантов реализации RC-генератора может изменяться в широких пределах, однако для каждой конкретной реализации генератора пороговая частота будет постоянной и не зависящей от типа нефти. Пороговая частота определяется при калибровке датчика.

Влагомер может быть снабжен дополнительным емкостным датчиком (на чертежах не показан), первый электрод которого представляет собой полый цилиндр, выполненный из токопроводящего материала, и установлен коаксиально по отношению к корпусу 2 влагомера, который выполняет функцию второго электрода дополнительного емкостного датчика, при этом дополнительный емкостной датчик включен в цепь дополнительного RC-генератора синусоидальных колебаний напряжения в качестве конденсатора, связанного с блоком обработки сигналов датчиков 7. Дополнительный датчик предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений, путем сравнения блоком обработки сигналов 7 показаний двух емкостных датчиков. При этом для повышения точности производимого сравнения длина и/или диаметр первого электрода дополнительного емкостного датчика может отличаться от, соответственно, длины и/или диаметра электрода 9, что обеспечивает разницу первоначальных расчетных характеристик датчиков.

Оптический датчик 5 предназначен для определения влажности прямой водонефтяной эмульсии ("нефть в воде").

Оптический датчик включает в себя излучатель 17 и приемник 18 оптического излучения, размещенные в полости корпуса 2, предназначенной для прохода водонефтяной смеси с образованием зазора заданной величины между оптическим выходом источника и оптическим входом приемника излучения.

Излучатель 17 представляет собой светодиод или полупроводниковый лазерный диод и создает излучения в спектральном диапазоне от 300 нм до 1500 нм. Излучатель может быть расположен и вне полости корпуса, в этом случае излучение передают в полость корпуса посредством световода, введенного в указанную полость через специальное окно (на чертеже не показано). Приемник 18 датчика 5 представляет собой фотодиод и электрически связан с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7 через логарифмический усилитель 20.

Для определения обводненности нефти с помощью оптического датчика используется эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Для оптического излучения вода является фактически прозрачной, а нефть - сильный поглотитель (поглощает около 90% испускаемого излучения), поэтому выходной ток приемника оптического излучения, который определяется интенсивностью светового потока, попавшего на фотодиод, будет пропорционален текущему соотношению нефти и воды в зазоре между излучателем и приемником. При этом точность измерения оптического датчика практически не зависит от содержания газа, минеральных солей и мехпримесей в исследуемой водонефтяной смеси.

Влагомер также может быть снабжен дополнительным приемником излучения (на чертежах не показан), расположенным на заданном расстоянии от приемника 18, который предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений, алогично описанному выше для емкостного датчика.

Кроме того, влагомер может быть снабжен одним или несколькими дополнительными оптическими датчиками, аналогичными описанному выше (на чертежах не показаны), при этом излучатели всех оптических датчиков должны создавать излучения с длиной волны, отличающейся от длины волны других излучателей и соответствующей одному из возможных вариантов оптических характеристик нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии, при этом в блоке 7 будет проводиться усреднение показаний датчиков, что в некоторых случаях может обеспечить существенное повышение точности измерений, производимых оптической частью влагомера.

Блок обработки сигналов датчиков 7 содержит логическую микросхему, которая представляет собой программируемую интегральную микросхему, в область перезаписываемой памяти которой введено пороговое значения частоты колебаний напряжения автогенератора 16, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в воде" и определяется для каждого конкретного прибора при его калибровке. Логическая микросхема обеспечивает обработку выходных сигналов датчиков 4 и 5 (ток фотоприемника и частота автогенератора) и формирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения измеряемой частоты автогенератора с пороговым значением. Если измеряемое значение частоты падает ниже пороговой, то на блок представления передается обработанный сигнал оптического датчика, при повышении частоты блок представления переключается на сигнал емкостного датчика.

Момент обращении типа водонефтяной эмульсии также может быть зарегистрирован оптическим датчиком как скачкообразное падение значения выходного тока приемника оптического излучения ниже соответствующего порогового значения, что может быть использовано при автоматическом выборе способа измерения, вместо или параллельно с регистрацией момента обращения типа водонефтяной эмульсии с помощью емкостного датчика, как описано выше.

Так как момент обращения типа водонефтяной эмульсии регистрируют и емкостная и оптическая системы измерения, в случае необходимости, автоматический выбор оптимального способа измерения могут осуществляться по показаниям обоих датчиков, то есть переключение между емкостным и инфракрасным способами измерений будет происходить только когда пороговое значение превысит величину выходного сигнала одного датчика, а величина выходного сигнала другого датчика станет меньше порогового значения или обращение эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти" регистрируется одним датчиком, а обратный переход другим и т.п.

Влагомер может включать в себя специальный блок определения типа водонефтяной эмульсии, который может быть выполнен по любому известному принципу, в том числе отличному от описанных выше. Указанный блок обеспечит формирование сигнала, соответствующего типу эмульсии (например "0" для эмульсии типа "вода в нефти" и "1" для эмульсии типа "нефть в воде"), который будет передан в блок обработки сигналов датчиков 7, а указанный блок сформирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения этого сигнала с заданным значением.

Выходной сигнал блока 7 отображается на цифровом индикаторе блока 8 в виде процента обводненности (влажности) нефти с ценой деления 0,01%. Помимо мгновенного значения обводненности, блоком обработки сигналов датчиков может быть рассчитано и выведено на индикатор блока 8 значение, усредненное по заданному интервалу времени и/или по заданной величине расхода водонефтяной смеси через полость корпуса. Для справки на индикаторе может также отображаться информация, полученная с датчика, не являющегося основным при текущем состоянии водонефтяной эмульсии, и прочая информация. Кроме того, данные из блока 7 могут передаваться на телемеханику данных S 485 (протокол MODBUS RTU) или выводиться самописец.

Основные технические характеристики влагомера:

Диапазон измерения содержания нефти, об.% долей2-100
Диапазон измерения содержания воды, об.% долей0-100

Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти в смеси:

- для диапазона 30-100%±4,5%
- для диапазона 5-30%±14,0%
- для диапазона 2-5%±30%

Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерения содержания воды в смеси:

- для диапазона 0-30%±1%
- для диапазона 30-100%±1,5%

Измеряемая среда - сырая нефть, температура от +5 до +85°С, содержание солей 0,3÷15 массовых % при остаточном содержании газа в водонефтяной смеси до 5 об.% долей.

Как показали лабораторные и промысловые испытания опытного образца влагомера, он сохраняет работоспособность и обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5 абс.%) во всем диапазоне обводненности без дополнительной сепарации свободного газа и воды, также было отмечено малое влияние на работу прибора температуры и уровня содержания солей в водонефтяной смеси.

В таблице представлены сравнительные результаты замеров образцов пластового продукта, сделанных с помощью описанного влагомера заявленным способом и в лаборатории цеха научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) на промысле.

Заявленный способ определения обводненности нефти может быть реализован с помощью устройства, конструкция которого отличается от описанной выше. Кроме того, заявленный способ может быть реализован без применения специального устройства, объединяющего два датчика и средства обработки сигналов датчиков, как описано выше, а с помощью двух независимых датчиков (влагомеров) емкостного и оптического типа, при этом выбор оптимального способа измерений и передача выбранного значения средствам представления результатов измерений будут осуществляться непосредственно оператором по описанным выше принципам.

Таблица
Результаты измерений обводненности скважин, полученных в соответствии с заявленным способом и лабораторным методом
№ замерав соответствии с заявленным способом, %лабораторным методом, %абсолютная погрешность, %
1.91,289,9+1,3
2.94,994,7+0,2
3.98,297,6+0,6
4.98,797,3+1,4
5.8,98,2+0,7
6.18,417,8+0,6
7.13,012,2+0,8
8.25,825,5+0,3

1. Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, заключающийся в том, что одновременно измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика, осуществляют выбор значения содержания воды, измеренного одним из указанных датчиков, в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений выбранного значения содержания воды.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что определяют тип водонефтяной эмульсии, а выбор одного из значений содержания воды осуществляют в зависимости от типа водонефтяной эмульсии.

3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "вода в нефти" и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "нефть в воде".

4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если значение сигнала емкостного датчика ниже упомянутого порогового значения.

5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если значение сигнала оптического датчика ниже упомянутого порогового значения.

6. Способ по п.4 или 5, характеризующийся тем, что пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти".

7. Способ по п.4 или 5, характеризующийся тем, что пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде".

www.findpatent.ru

способ добычи нефти и устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти - патент РФ 2244102

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти предпочтительно в наклонных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах. Техническим результатом изобретения является оперативное получение оптимального количества достоверной информации при минимальных затратах времени и используемого технологического оборудования на скважинах месторождения на протяжении всего межремонтного периода работы скважин и получение информации без подъема приборов и оборудования на поверхность независимо от конфигурации стволов этих скважин с обеспечением безопасности обслуживающего персонала. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину хвостовика с размещенными на хвостовике по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления. Датчики давления применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга. После этого непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта. При этом используют различные комбинации сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида. При абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины. 2 с. и 7 з.п. ф-лы.

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти предпочтительно в наклонных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах.

Известен способ добычи нефти и устройство для его осуществления, в соответствии с которым осуществляют контроль забойного давления путем его расчета по данным, полученным на устье скважины, поддерживание забойного давления в процессе добычи на установленном уровне с помощью устройства в виде регулятора давления, размещенного тоже на устье скважины [1].

Недостатком известного решения является зависимость от условий окружающей среды на устье скважины и недостоверность контроля параметров скважины, ведущего к низким показателям эксплуатации.

Известен способ добычи нефти и устройство для контроля параметров скважины, в соответствии с которым осуществляют подъем нефти с помощью насоса и контроль забойного давления с помощью манометра, который спускают вместе с колонной для подъема нефти [2].

Недостатком этого способа является недостаточный объем информации о состоянии физических параметров добываемого флюида в разных точках ствола скважины по его глубине в процессе добычи нефти и, следовательно, недостоверная информация и невысокая эффективность добычи.

Известен способ добычи нефти, включающий спуск в скважину колонны труб для подъема нефти, оснащенной хвостовиком в нижней части колонны, установку хвостовика против нефтяного пласта, обвязку устья скважины и эксплуатацию скважины с подъемом нефти на устье скважины при контроле затрубного, устьевого и забойного давлений в скважине и регулирование режима работы скважины [3].

Известно устройство для добычи нефти, включающее колонну труб для подъема нефти с хвостовиком в нижней части колонны, обвязку устья скважины и датчики давления [3].

Недостатком известного решения как в части способа, так и устройства является их низкая эффективность, обусловленная недостатком контролируемых параметров как в одной точке скважины, так и в разных точках скважины по ее глубине, недостоверностью измеряемых параметров и трудностью по этой причине поддержания оптимальных параметров условий добычи.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа и оперативное получение оптимального количества достоверной информации по скважинному флюиду при минимальных затратах времени и используемого технологического оборудования в скважине на протяжении всего межремонтного периода работы скважин, и получение информации без подъема приборов и оборудования на поверхность независимо от конфигурации стволов этих скважин с обеспечением безопасности обслуживающего персонала.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ добычи нефти включает спуск в скважину хвостовика с размещенными на нем по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления, по меньшей мере последние из которых применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга, после чего непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида и, при абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов, осуществляют регулирование режима работы скважины.

Кроме того:

в скважину спускают глубинный насос, а хвостовик спускают с глубинным насосом, при этом датчики размещают на хвостовике по его длине и выше приема глубинного насоса;

частное значение плотности добываемого флюида (, г/см3) определяют по соотношению:

где P - разница давлений по глубине скважины между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, г/см3 ;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/сек 2;

Н абс - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

обводненность скважинного флюида (Vв, %) дополнительно контролируют по соотношению:

где Р - разница давления между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, МПа;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/сек2;

Н - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

- угол наклона ствола скважины на участке между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, град;

н, в, ф - плотность соответственно нефти, воды, скважинного флюида, г/см3;

V - объем воды;

данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и, по мере необходимости, передают на поверхность по кабельной линии связи для обработки и визуализации.

Необходимый технический результат достигается и тем, что устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти включает колонну труб для подъема нефти, хвостовик из труб или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта между парами датчиков давления при различных сочетаниях этих пар;

устройство имеет глубинный насос, гидравлически связанный с колонной труб, а хвостовик жестко связан с нижней частью глубинного насоса, при этом датчики размещены на хвостовике и выше приема глубинного насоса на колонне труб для подъема нефти;

устройство снабжено однопроводной кабельной линией с поверхностью;

устройство снабжено электронным блоком памяти для хранения измеренных параметров в виде цифровой информации и интерфейсом для передачи информации на поверхность для ее визуализации и обработки.

Сущность изобретения.

Информация о работе скважин является только тогда достоверной, когда она получена в реальных условиях работы нефтяного пласта в процессе добычи нефти, т.е. при конкретном забойном давлении, температуре и составе скважинного флюида, при этом является непрерывной во времени. Наличие такой информации позволяет принять правильное и своевременное решение о регулировании работы конкретной скважины, отдельного блока или месторождения в целом, оценить, например, состояние разрабатываемой залежи на любой период времени по работе всех скважин и составить полную историю разработки залежи. Полученная таким образом забойная информация не требует пересчета с учетом сложных переходных процессов, как этого требует информация, полученная на устье скважины. При этом отмечается, что приборное обеспечение сведено, по существу, к минимальному количеству видов измерительных датчиков - датчиков давления, температуры и электропроводности скважинного флюида. При этом на основании данных датчиков давления определяют плотность среды, поступающей из продуктивного пласта, например, на прием насоса. Для получения параметра плотности измеряют давление в двух отстоящих друг от друга точках скважины (на паре датчиков, размещенных на хвостовике) и по разности давлений, измеренной в данных точках в стволе скважины, определяют плотность скважинного флюида. При этом гидравлическое сопротивление между точками замера давлений должно быть минимальным. По этой причине датчики размещают на внешней поверхности хвостовика или лифтовых труб, где движение флюида практически отсутствует, или осуществляют кратковременное отключение насоса. Собственно хвостовик выполняют из труб малого диаметра, например, насосно-компрессорных, 1,5-2 дюйма, или кабеля, например, каротажного бронированного, или троса диаметром 3-36 мм. Способ вычисления плотности скважинного флюида по разности давления в столбе жидкости, измеренного в двух разных точках по глубине скважины исключает необходимость применения таких опасных для персонала методов, как гамма-просвечивание или метод замедленных нейтронов. Для повышения достоверности измерения плотности среды в скважине предусматривают применение датчиков давления, в количестве не менее трех. При этом эти датчики рассредоточивают по длине хвостовика на строго фиксированных и выверенных с необходимой точностью расстояниях друг от друга. Разницу давлений по длине хвостовика рассчитывают с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления, установленных в разных точках. Например, если датчики давления устанавливают в трех точках ствола скважины, а именно: нижний - в нижней части хвостовика над кровлей пласта, средний из них - ниже приема насоса, а верхний - на 50-150 м выше приема насоса, то разность давлений определяют при следующих комбинациях пар датчиков:

нижний — средний;

нижний - верхний;

средний - верхний.

При этом измерения осуществляют непрерывно дискретно во времени. Точность измерений с увеличением количества измерений от трех датчиков давления увеличивают в 1,7 раза.

Для определения влияния динамического режима течения нефти параметры (давление) определяют во взаимно перпендикулярных сечениях потока нефти (вдоль потока и перпендикулярно потоку) скважинными приборами, содержащими датчики измерения давления и температуры, где контакт датчиков со скважинным флюидом осуществляют в двух плоскостях под прямым углом. Отклонения плотности и электропроводности скважинного флюида от установленных интервалов его значений, в частности, от среднего значения, в разных точках ствола скважины свидетельствуют либо о его обводнении, либо о разгазировании. Эти данные, полученные в процессе добычи нефти, являются очень ценными, поскольку позволяют при непрерывно поступающей информации обеспечить оптимальный режим работы как данной скважины, так и соседних, а также находящихся рядом скважин для поддержания пластового давления. Это позволяет обеспечить оптимальный режим разработки нефтяной залежи в целом. При обводнении нефти до допустимого показателя в единичных скважинах останавливают работу скважины и устанавливают природу поступающей воды в пласт. После этого проводят мероприятия по отключению водопроявляющих горизонтов. Если вода в нефти является водой осуществляемого при разработке залежи заводнения, то переходят, например, к циклическому режиму разработки залежи, когда ряд скважин временно останавливают на перераспределение потоков в продуктивном пласте.

При забойном давлении в скважине ниже давления насыщения нефти попутным газом происходит разгазирование нефти и образование оторочек свободного газа, что исключает нормальный режим работы скважины с применением насоса. В этом случае изменяют режим работы скважины и повышают забойное давление до давления выше давления насыщения.

При безнасосной (фонтанной) эксплуатации иногда выгодно эксплуатировать скважины в режиме разделения фаз нефти и газа. В любом случае оптимальный режим эксплуатации скважины или разработки залежи можно осуществить только на базе непрерывно поступающей информации с забоя (продуктивного пласта) скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют спуск в скважину колонны труб для подъема нефти. Перед спуском колонну оснащают насосом с хвостовиком, прикрепленным к его нижней части. В процессе спуска колонны труб для подъема нефти к ней крепят каротажный кабель, которым последовательно соединяют автономные приборы с датчиками, жестко закрепленными на трубах и хвостовике. Обвязывают устье скважины. После этого осуществляют эксплуатацию скважины с подъемом нефти на устье скважины. Одновременно осуществляют по кабельной линии связи контроль затрубного, устьевого, забойного давлений в скважине, а также контроль температуры и плотности и электропроводности скважинного флюида. Дополнительно можно контролировать расход и обводненность скважинного флюида другим методом, например, по данным измерений давления. Данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и, при необходимости, по линии связи считывают с приборов и передают на поверхность.

Все эти параметры контролируют непрерывно во времени и на глубине продуктивного пласта в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины (20-600 сут). Для контроля вышеуказанных параметров приборы, оснащенные датчиками, устанавливают на хвостовике и подъемных трубах в количестве не менее трех и рассредоточивают по глубине в стволе скважины на строго фиксированных расстояниях друг от друга. Вычисляют разницу давлений на участке ствола скважины с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления и определяют плотность скважинного флюида в стволе скважины. Фиксируют также абсолютные величины забойного давления, температуры и электропроводности скважинного флюида. При абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значениях плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины.

Устройство для осуществления способа представляет собой, по существу, устройство для контроля забойных термобарических параметров скважины и состава скважинного флюида в процессе добычи нефти. Ввиду простоты устройства оно не требует графического сопровождения.

Устройство включает колонну труб для подъема нефти. На ней установлен глубинный насос с хвостовиком. Он жестко связан с нижней частью насоса и выполнен из труб, или кабеля, или троса. На хвостовике и выше приема насоса, т. е. на трубах для подъема нефти размещены автономные цифровые приборы с датчиками для измерения температуры, давления и электропроводности скважинного флюида. Каждый прибор кабельной линией связи соединен с поверхностью. По меньшей мере датчики давления установлены в количестве не менее трех на внешней поверхности труб для подъема нефти и хвостовике. Они рассредоточены на выверенные расстояния. В принципе, и остальные датчики могут быть установлены в количестве не менее трех. Датчики обеспечивают возможность измерения, в дискретном режиме и в реальном времени в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины, температуры, давления и электропроводности скважинного флюида в точках их установки в скважине. Каждый прибор с датчиком имеет твердотельную энергонезависимую память для накопления и хранения зарегистрированной датчиками информации в цифровом виде и интерфейс для ее передачи по кабельной линии связи на поверхность для ее обработки и визуализации посредством, например, ЭВМ.

Источники информации

1. RU 2018644 С1, 30.08.94.

2. RU 2077735 C1, 20.04.97.

3. RU 2165517 C1, 20.04.2001.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ добычи нефти, включающий спуск в скважину хвостовика с размещенными на нем по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления, по меньшей мере последние из которых применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга, после чего непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида и при абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в скважину спускают глубинный насос, а хвостовик спускают с глубинным насосом, при этом датчики размещают на хвостовике по его длине и выше приема глубинного насоса.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что частное значение плотности добываемого флюида (, г/см3) определяют по соотношению

где P - разница давлений по глубине скважины между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, г/см3 ;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/с 2;

Н абс - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см.

4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что обводненность скважинного флюида (Vв, %) дополнительно контролируют по соотношению

где Р - разница давлений между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, МПа;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/с2;

Н - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

- угол наклона ствола скважины на участке между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, град;

н, в, ф ~ плотность соответственно нефти, воды, скважинного флюида, г/см3,

V - объем воды.

5. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и по мере необходимости передают на поверхность по кабельной линии связи для обработки и визуализации.

6. Устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти, включающее колонну труб для подъема нефти, хвостовик из труб, или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта между парами датчиков давления при различных сочетаниях этих пар.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что оно имеет глубинный насос, гидравлически связанный с колонной труб, а хвостовик жестко связан с нижней частью глубинного насоса, при этом датчики размещены на хвостовике и выше приема глубинного насоса на колонне труб для подъема нефти.

8. Устройство по п.6 или 7, отличающееся тем, что оно снабжено однопроводной кабельной линией с поверхностью.

9. Устройство по одному из пп. 6-8, отличающееся тем, что оно снабжено электронным блоком памяти для хранения измеренных параметров в виде цифровой информации и интерфейсом для передачи информации на поверхность для ее визуализации и обработки.

www.freepatent.ru

СПОСОБ ОЦЕНКИ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти из продуктивных пластов, в частности к методам оценки объемов добычи нефти и воды из скважины. Изобретение предназначено для скважин, оборудованных глубинными электроцентробежными насосами (ЭЦН) и погружной телеметрией.

Разработка нефтяных месторождений основана на поскважинном учете добычи нефти и воды с тем, чтобы контролировать степень нефтеизвлечения как в целом по залежи или месторождению, так и решать эту задачу отдельно по зонам объекта разработки. Традиционная практика оценки степени обводненности нефтедобывающей скважины основана на периодическом отборе проб скважинной жидкости с устьевого пробоотборника, расположенного на выкидной линии скважины. Согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» пробы с трубопровода можно отбирать только в двух случаях: после насоса или перемешивающего устройства (п. 2.13.1.4). Глубинный насос находится на расстоянии нескольких сотен метров от устьевого пробоотборника, а перемешивающее устройство - перед насосом в выкидной линии (ВЛ), как правило, отсутствует. Это приводит к тому, что отбираемая проба может отличаться по составу от скважинной продукции благодаря явлению гравитационного разделения жидкости в ВЛ на прослои с различным содержанием нефти и воды.

С целью повышения точности оценки состава добываемой скважинной жидкости авторами изобретения по патенту РФ №2533468 (опубл. 20.11.2014) предложена скважина, оборудованная с ЭЦН, который можно периодически останавливать и наблюдать за расслоением скважиной продукции, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб, на составные части: воду, нефть и нефтяной газ. По высотам нефтяной и водной части в колоне НКТ можно судить об обводненности добываемой жидкости. Определенным недостатком данного способа является то, что колонну НКТ предварительно оборудуют акустическими датчиками и соответствующими преобразователями-контроллерами, вследствие чего повышается стоимость производимых измерений.

Известно изобретение по патенту РФ №2520251 (опубл. 20.06.2014), согласно которому обводненность продукции нефтедобывающей скважины определяется путем остановки эксплуатации электроцентробежного насоса, ожидания гравитационного разделения газожидкостного состава в колонне лифтовых труб на участки с водой и нефтью, а попутный газ при этом выпускается из колонны труб через лубрикаторное устройство. Для определения границ нефти и воды, а также уровня нефти в колоне НКТ по колонне опускают на геофизическом кабеле измерительный прибор, например резистивиметр или влагомер. Недостатком данной технологии является необходимость остановки работы скважины на длительный период для достижения качественного отстоя скважинной продукции. Вторым недостатком является необходимость проведения спуско-подъемных операций, что также повышает стоимость оценочных работ и увеличивает время простаивания нефтедобывающей скважины. Исследования получаются чрезвычайно дорогими.

Известен принцип работы влагомера по патенту РФ №2396427, в котором доля нефти и воды в герметичном вертикально вытянутом сосуде определяется по давлению в нижней точке сосуда. Недостатком способа является то, что нефть находится в этом сосуде с определенным и неизвестным остаточным содержанием попутного нефтяного газа. Поэтому плотность такой нефти всегда остается величиной, определенной с определенной погрешностью, которая будет влиять и на конечный результат - определение обводненности скважинной продукции.

Технической задачей по изобретению является создание технологии скважинных измерений по оценке обводненности скважинной продукции, проводимых без остановки работы глубинно-насосного оборудования и без спуско-подъемных операций глубинных измерительных приборов. Второй технической задачей по изобретению является повышение точности проводимых измерений благодаря приведению скважинной продукции в детерминированное, то есть известное состояние, и использованию в расчетах надежных исходных данных.

Поставленная задача достигается тем, что по способу оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающемуся в измерении давления, создаваемого столбом скважинной продукции в измерительном устройстве, в скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, при этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Один из датчиков давления располагают на забое скважины - напротив продуктивного пласта, второй - выше на определенном расстоянии от этого датчика. В качестве второго датчика допустимо использовать датчик давления, входящий в комплект стандартного оборудования установки электроцентробежного насоса с внутрискважинной телеметрией типа ТМС, например Электон-ТМС-3 (Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС-3 / Руководство по эксплуатации ЦКД 228 РЭ. - г. Радужный Владимирской обл.: ЗАО «ЭЛЕКТОН», 2013. - 35 с.). Датчик давления в системе ТМС фиксируется, как правило, к нижней части погружного электродвигателя установки ЭЦН.

Благодаря тому, что давления в зонах нахождения верхнего и нижнего по высоте датчиках поддерживаются на время измерения обводненности продукции выше величины давления насыщения нефти газом Рнас, скважинная продукция между двумя датчиками рассматривается как жидкость без свободного газа, так как попутный нефтяной газ будет находиться в жидкостной фазе в растворенном состоянии. В этом случае разность давлений между двумя датчиками можно записать в виде:

где P1 - давление в зоне первого - нижнего датчика, в атм;

Р2 - давление в зоне второго - верхнего датчика, в атм;

h2 - вертикальная глубина первого датчика в призабойной зоне пласта, в м;

Н2 - вертикальная глубина второго датчика, в м;

ρж - средняя плотность жидкости между двумя рассматриваемыми датчиками, в кг/м3.

Плотность двухфазной скважинной продукции при отсутствии свободного попутного нефтяного газа определяется аддитивной формулой:

где ρв - плотность воды, в кг/м3, при среднем давлении ;

ρн - плотность пластовой нефти, в кг/м3, при среднем давлении Рср;

fв - обводненность скважиной продукции, выраженная в долях от единицы.

Используя формулы 2 и 1, выразим искомую обводненность fв:

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на рисунке, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - датчик давления в составе ТМС, 5 - верхний датчик давления, 6 - нижний датчик давления, 7 - станция управления скважиной, 8 - кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 9 - штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления.

Обводненность продукции нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:

1. Скважина с УЭЦН предварительно комплектуется двумя или более датчиками, их на кабеле располагают в зоне от ПЗП до электроцентробежного насоса.

2. С помощью электрочастотного регулятора тока ПЭД глубинный насос на время исследований эксплуатируют с наименьшей производительностью, благодаря этому давление в ПЗП и в зоне расположения датчиков давления повышается и становится выше давления насыщения нефти газом, и становится правомерным определения степени обводненности скважинной продукции fн по формуле (3).

Отметим, что данные по плотностям пластовой воды и нефти при давлениях Р1, Р2 и Рср определяются заблаговременно по пробам нефти и воды, отобранным глубинными пробоотборниками при давлениях выше Рнас и разгазированным до атмосферного давления с получением графика зависимости плотности флюида (нефти и воды) от давления.

В таблице 1 дана необходимая по изобретению исходная информация по нефтедобывающей скважине залежи нефти пластово-сводового типа, расположенной на северо-западе республики Башкортостан.

Давление в зоне верхнего датчика давления поддерживается на время измерений чуть выше давления насыщения нефти газом: Р2>Рнас (51>50), поэтому в зоне между двумя датчиками в нефти будет отсутствовать свободный газ, а плотность нефти будет практически неизменной величиной в этой зоне. По предварительным лабораторным исследованиям глубинных проб нефти определены плотности пластовой нефти и пластовой воды в интервале давлений Р1-Р2. Эти данные приведены в таблице 2.

По формуле (3) находим обводненность по первой скважине:

Рассчитанная по изобретению обводненность скважиной продукции (СП) равна 36,8%. По данным устьевых проб, средняя обводненность СП равна 36,0%.

Расхождение между предложенным способом измерения обводненности и существующим (отбор проб на устье) стал возможным по той причине, что скважинная продукция представляет эмульсионный состав, а это предопределяет гомогенный состав флюидов в зоне устьевого пробоотборника.

Полученная приемлемая сходимость показывает, что предложенный способ сможет стать надежным методом контроля за добычей нефти и воды из скважин. Это особенно важно для тех скважин, где устьевые пробы могут быть не представительными из-за гравитационного разделения скважинной жидкости в выкидной линии скважины в ее устьевой зоне на прослои с различным содержанием нефти и воды.

В открытой печати отсутствует информация по предложенной нами технологии, на наш взгляд, по заявке соблюдены критерии существенного отличия и новизна.

edrid.ru

Инструкция по эксплуатации системы измерения количества и показателей качества нефти ОАО «НАК «Аки-Отыр» ОАО «НК «Русснефть», страница 9

.

4.3.5. Температура нефти.

Температура нефти постоянно определяется преобразователями температуры в блоке качества, на рабочих и (или) резервной измерительных линиях, на выкидном коллекторе, а также контролируется с помощью ртутных термометров типа ТЛ-4 с ц. д. 0,1оС. В любой момент на экране компьютера оператор может видеть мгновенное значение температуры на любом из установленных датчиков. Разность показаний преобразователей температуры и ртутных термометров не должна превышать 0,3 оС. Температура нефти на измерительной линии не должна превышать 40 оС.

Температура нефти БИЛ – контролируется по управляющему компьютеру (или по термометру, установленному на измерительной линии) и регистрируется в журнале регистраций показаний средств измерений через каждые два часа в  четные часы московского времени, а также перед каждой остановкой и после  возобновления сдачи – приема нефти по СИКН. Если разность температур по датчику температуры и термометру превышает +/- 0,4оС, проверяется термометр, при исправном термометре передается заявка в обсуживающей организации, для устранения неисправности датчика температуры и данные по температуре заносятся вручную по показаниям термометра.

4.3.6. Плотность нефти.

В схеме блока качества имеется два поточных плотномера.

Плотность нефти при товарно-коммерческих операциях определяется постоянно поточным плотномеров. Контроль работы плотномеров описан в п. 6.1.4.    настоящей инструкций. Плотность нефти. Измеряется автоматическим плотномером в БИК и сравнивается с лабораторным анализом. (1 раз в 10 дней).

4.3.7. Обводненность нефти.

Обводненность товарной нефти контролируется поточным влагомером “УДВН ПМ». Каждые 2 часа операторами вносятся в Режимный лист показания поточного влагомера.

Контроль показаний поточного влагомера производится 1 раз в сутки методом  их  сличений  на момент отбора с результатами  лабораторного анализа. При отклонении показаний поточного влагомера от результатов лабораторного анализа на величину, превышающую допустимую, производится корректировка вторичного прибора  влагомера на величину полученного отклонения.

Расчет массы нетто нефти за смену производится по результатам лабораторного анализа по ГОСТ 2477-65 по среднесменной объединенной пробе.

4.3.8. Контроль фазового состояния потока нефти.

В нефти должен отсутствовать свободный газ. Контроль за появлением свободного газа в нефти осуществляется индикатором фазового состояния (ИФС).

При срабатывании одного из ИФС внешняя откачка нефти прекращается до выяснения причин срабатывания. Если же причина срабатывания в наличии свободного газа в нефти, то откачку прекращают до его устранения.

После этого составляется двухсторонний акт о причине, повлекшей к попаданию свободного газа в нефть, и о мерах, принятых к ее устранению:

а) проверка давления газа на концевой сепарационной установке (КСУ) – не выше указанного в технологическом регламенте (0,05 кгс/см2), проверка правильности показаний самопишущего прибора.

б) внеочередная проверка работоспособности ИФС согласно инструкции по эксплуатации в присутствии обеих сторон.

в) проведение лабораторных анализов на давление насыщенных паров по ГОСТ 1756-00 и содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83.

г) проверка работоспособности дыхательных клапанов в РВС, участвующих в технологической схеме подготовки товарной нефти.

После восстановления товарных характеристик нефти, поступающей на УУН, по согласованию с принимающей стороной откачка возобновляется, после письменного подтверждения сдающей стороны об отсутствии в нефти газа.

Наличие свободного газа -  контролируется прибором ИФС, регистрируется в журнале регистраций показаний технологического оборудования по мере срабатывания.

Контроль содержания наличия свободного газа по УОСГ проводится в соответствии с утвержденным графиком «Контроля метрологических характеристик СИ»

Выполнение измерений содержания свободного газа

подготовка и выполнение измерений

В исходном состоянии клапаны прибора открыты, и поток исследуемой нефти движется по измерительной камере. Давление в пробоотборной камере равно давлению в трубопроводе.

Перед началом измерений проверяют пробоотборную камеру на герметичность и наличие циркуляции через прибор.

Закрывают пробоотборные вентили на входе и выходе прибора, дают выдержку 15 минут если температура окружающей среды ниже температуры нефти то давление в пробоотборной камере снижается; если выше то давление поднимается, если этого не происходит, то циркуляция через прибор отсутствует, тогда прикрывают секущую задвижку и вновь проверяют наличие циркуляции.

Определяют коэффициенты сжимаемости нефти выполняя следующие операции:

Устанавливают плунжер по лимбу и линейной шкале  в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через термостатирующую рубашку.

Внедрением плунжера проводят сжатие пробы до давления 8 МПа дают выдержку 15 мин затем движением плунжера устанавливают стрелку манометра на ближайшем делении и фиксируют показания Р и ∆V.

Прибор приводят в исходное положение.

По полученным значениям проводят вычисление величины относительного количества свободного газа.

Vk – объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту 10-6 м3;

Р0 – первоначальное избыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;

β – коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере

За результат измерения принимают среднее арифметическое значение двух последовательных измерений.

Результаты измерений оформляют записью в журнале.

4.4 Порядок включения в работу поверочного устройств, обязанности и действия персонала при этом.

          Поверка массомеров производится по МИ 2463 – 98 с использованием поверочного устройства ТПУ Прувер С-300-6,3   1-го разряда, согласно графику поверки. Поверка или контроль МХ ПР по ТПУ осуществляются УОИ автоматически или вручную с клавиатуры рабочей станции оператора (задвижки переключаются вручную).

vunivere.ru

Скважинный расходомер для обводненных нефтяных скважин

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советских

Ссщиалистических

Реслублик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 090181 (21) 3234749/22-03 (51) М. КЛ. с присоединением заявки М9

Е 21 В 47/10

Государственный комитет

СССР о делам изобретений и открытий (23) Приоритет (53) УДК 622.241 (088. 8) Опубликовано 230882 Бюллетень М9 31

Дата опубликования описания 230882

Ъ

В. М. Попов и, ъ т Щ д ф д ( )-". 7У7я.е,.

Т,:)()1кЯ-.))Г),. q т в- .

Всесоюзный научно-исследовательский ° и проектноконструкторский институт геофизических иММКМЫЫий

I геологоразведочных скважин (72) Автор изобретения (71) Заявитель (54) СКВАЖИННЫЙ РАСХОДОМЕР ДЛЯ ОБВОДНЕННЫХ

НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к скважинным геофизическим приборам, а имен но к скважинным расходомерам, предназначенным для измерения расходов нефти и воды в сильнообводненных скважинах или в низкодебитных нефтяных скважинах с застойной водой, в которых наблюдается капельное истечение нефти.

Известны устройства для измерения дебита нефти в скважинах с застойной водой, содержащее абсолютный пакер, датчик положения водонефтяного раздела (BHP), отводную трубу с окнами и привод. В трубе расположен датчик расхода жидкости. Пространство ниже пакера, ограниченное входом отводной трубы и стенками скважины образуют зону, в которой скапливаются капли нефти. Датчик положения ВНР устанавливается в зоне накопления нефти на фиксированном расстоянии от пакера так, что поток жидкости в трубе не влияет на результаты измерения.

Расход нефти определяется по времени заполнения нефтью фиксированного объема, т;е. расход нефти измеряется объемным способом. Для определения расхода всей жидкости в устройстве имеется датчик скорости жидкости.

Устройство позволяет с достаточной степенью точности измерять расход нефти в обводненных низкодебитных скважинах (1)..

Однако точность .измерения расхода всей жидкости и воды низкая, так как расход всей жидкости измеряется датчиком скорости, т.е. расходомерами турбинного типа. Поэтому и точность определения расхода воды по данным измерения нефти и всей жидкости будет весьма низкой.

Целью изобретения является повышение точности определения расхода воды.

Поставленная цель достигается тем, что расходомер снабжен коаксиально установленной на отводной трубе и подвижной в осевом направлении относительно нее дополнительной трубой с кольцевым выступом на внутренней поверхности и окнами под выступом, при этом дополнительная труба связана с управляемым приводом.

На фиг.l изображено предлагаемое устройство при измерении расхода нефти, общий вид; на фиг.2 — второе положение трубы при измерении расхода воды; на фиг.3 — - диаграммы датчиЗО ков положения ВНР при измерении рас953200 хода нефти (a) и воды (6), иллюстрирующие процесс заполнения контролируемого объема нефтью или водой.

Расходомер для обводненных нефтя ных скважин состоит из корпуса 1, абсолютного пакера 2, отводной трубы

3 с окнами 4.и каналом А, трубы 5 с кольцевым выступом б и окнами 7, управляемого привода 8, соединенного с пакером 2 и трубой 5, датчика положения ВНР 9 (например, влагомер или 1р гамма-плотномер) для регистрации изменения состава жидкости вдоль ствола скважины в контролируемом объеме, ограниченном стенкой скважины, отводной трубы 3 и двумя горизонтальными плоскостями (положение

Д и положение E ), расположенными друг относительно друга на расстоянии, равном длине измерительной базы датчика 9 состава. Канал, в котором установлен датчик положения ВНР вверху и внизу имеет отверстия F и Р для сообщения с заполняемым объемом, ограниченной стенкой скважины, отводной трубой 3, нижней частью оболочки абсолютного пакера

2 и горизонтальной плоскостью,. проходящей через окна 7, отводной трубы и представляющим собой камеру для сегретации (разделения)нефти и воды под действием силы тяжести.

Контролируемый объем, в котором датчик состава регистрирует изменение состава жидкости, является частью этой камеры, Отводная труба 3 и труба 5 служат для накопления нефти 35 под полностью раскрытым пакером, для отвода воды, поступающей иэ нижних интервалов и иэ камеры,, эа пакер и вытеснения нефти и воды.

Датчик 9 состава служит для контро- 4р ля заполнения и освобождения нефтью контролируемого объема. Труба 5 с выступом б и отводной трубой 3 образуют кольцевой канал Ж . Выступ.. б поочередно сообщает окна.4 отвод- 45 ной трубы с каналом 7К или окнами 7.

Такое размещение трубы 5 исключает попадение воды в окна 4 при вытеснении нефти из контролируемого объема.

Прибор работает следующим образом.

Расходомер опускают в скважину на глубину, где предполагают проводить исследование. По команде с поверхности раскрывают пакер 2, который перекрывает зазор между стенкой скважины и корпусом прибора.

При этом труба 5 занимает положение, показанное на фиг.1, т.е. окна

4 отводной трубы сообщают нижние ин- 6р тервалы с интервалами, расположенными выше пакера 2.

Так как на кайли нефти, находящиеся в воде, Действует подъемная сила, то они, минуя входные окна 4 отводной трубы 3, накапливаются под раскрытым пакером 2 прибора в камере для сегрегации нефти и воды, а вода, вытесняемая нефтью из этой камеры и поступающая из нижних интервалов по дренажному каналу A через окна

4 и 7, отводится за пакер 2 прибора.

Определяют расход нефти из нижних интервалов, например, по известному способу.

Заполнение камеры нефтью можно определить по прекращению изменения выходного сигнала датчика 9 состава.

После заполнения камеры нефтью трубу

5 перемещают в положение, показанное на фиг.2. Нефть и вода, поступающие из нижних интервалов, вытесняют нефть из камеры. Так как дебит скважины мал, то скорость движения капель нефти примерно, на порядок боль- ше скорости движения воды и равна скорости всплывания капли нефти в неподвижной воде (12-14 см/с). Поэтому в течение времени t перемещения границы раздела нефть-жидкость из нижнего в верхнее положение к ранее накопленной нефти добавится объем нефти QH t, поступающий иэ нижних интервалов. Таким образом, объем вытесняемой нефти равен V о + Q > t, ÝòîT объем вытесняется объемом воды поступившем за это же время. иэ нижних интервалов и объемом нефти

Q —, поступившем в контролируемый объем, но не успевшем к моменту времени достичь верхнего положения границы раздела нефть-жидкость, Соотношение для определения расхода воды будет .I о = "+5v или

Vo (Q = — +Q (1

В t ui V t)( где V — контролируемый объем камео ры

Q Q — соответственно расход воды, нефти; время перемещения границы раздела нефть-жидкость;

I — расстояние между нижним и верхним фиксированными положениями границы раздела нефть-жидкость; скорость движения капель нефти; время,,необходимое для перемещения капель нефти от нижнего до верхнего фиксированного положения границ и раздела нефть-жидкость.

Для сильнообводненных малодебитных скважин, величина Ve

Поэтому можно считать, что

Vo

= — +

6 н

953200

Таким образом, расход воды определяется объемным способом, что и расход нефти. Объемный способ измерения малых расходов значительно точнее других способов (как правило, скоростные используемых в скважин- 5 ной расходометрии.

Величина сигнала И.) указывает, что участок между плоскостями Д и Е заполнен эмульсией типа нефть в воде, а N> указывает, что он заполнен 10 нефтью (фиг.3). Изменение сигнала от

N q до И и наоборот показывает изменение положения BHP между плоскостями Д и Е. Прекращение изменения сигнала датчика положения ВНР свидетель-)5 ствует о том, что контролируемый объем заполнен нефтью (водой). Время заполнения контролируемого объема снимается с диаграммы датчика положения ВНР, записанных при протяжке диаграммной ленты от вспомогательного привода каротажного регистратора.

Использование изобретения позволит повысить точность измерения расхода воды и получать более объективную информацию о характере флюида, 25 насыщающего исследуемый пласт, о величине его расхода, которая необходима при подсчете запасов нефти и контроля за разработкой нефтяных месторождений.. формула изобретения

Скважинный расходомер для обводненных нефтяных скважин, содержащий корпус, пакер, отводную трубу с окнами, датчик положения водонефтяного раздела и управляемый привод, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения расхода воды, он снабжен коаксиально установленной на отводной трубе и подвижной в осевом направлении относительно нее дополнительной трубой с кольцевым выступом на внутренней поверхности и окнами под выступом, при этом дополнительная труба связана с управляемым приводом.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

Р 365460, кл. Е 21 В 47/10, 1970 (прототип) .

И у "л мин

Составитель A. Назаретова

Редактор Л. Филиппова Техред З.Палий Корректор И. Демчик

Заказ б229/55. Тираж 623 Подписное еННННН Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП. Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

    

www.findpatent.ru