Способ измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии

 

Использование: в системах автоматизации процессов добычи и переработки нефти. Сущность: способ основан на отборе водонефтяной эмульсии в сосуд постоянного уровня, измерении перепада давления, создаваемого столбом водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию. После подстановки известных параметров в формулу

ΔР=Н_вхр_в+(Н_э-Н_в)р_н, (1)

где ΔР - перепад давления столба водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, кг/м²; р_в и р_н - плотность воды и плотность нефти (плотность жидких сред, образующих эмульсию), кг/м³; Н_э и Н_в - уровень водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня (H_э=const) и уровень воды, входящей в состав эмульсии, м; дополнительно подставляют в формулу (1) значения уровня Н_в, последовательно, начиная с минимального значения уровня воды, с заранее выбранным интервалом, вычисляют при каждом значении уровня Н_в значения перепада давления, причем вычисления прекращают, когда вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром перепаду давления, а значение уровня Н_в, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром перепаду давления, используют при определении искомого содержания воды (W, в %) в водонефтяной эмульсии по формуле

где Н_в - значение уровня воды в сосуде постоянного уровня, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром перепаду давления. Технический результат - упрощение аппаратурного и конструктивного оформления приборов, реализующих предлагаемый способ измерения. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, предназначено для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии и может быть использовано в системах автоматизации процессов добычи и переработки нефти, а также при учетных операциях.

Известные приборы, предназначенные для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии в диапазоне от 0 до 100% (см., например, техническое описание и инструкцию по эксплуатации прибора американской фирмы “Агар”, 1999 г.), реализующие способ измерения, основанный на связи между содержанием воды и интенсивностью высокочастотного электромагнитного излучения, не удовлетворительно работают в диапазоне изменения объемного содержания воды в водонефтяной эмульсии (ВНЭ) от 50 до 80%, в которой происходит обращение фаз (ВНЭ типа “нефть в воде” переходит в ВНЭ типа “вода в нефти”, и наоборот), как следствие, происходит резкое изменение (на 1-3 порядка) физико-химических свойств ВНЭ, связанных функционально с измеряемыми электрическими параметрами.

Изменение физико-химических свойств ВНЭ зависит от множества факторов, влияние которых практически невозможно учесть, и это является причиной больших погрешностей измерения приборами-аналогами в вышеуказанном диапазоне измерения содержания воды в ВНЭ.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ измерения, представленный в патенте РФ 2170925 (опублик. 20.07.2001), основанный на отборе водонефтяной эмульсии в сосуд, измерении давления, создаваемого столбом водонефтяной эмульсии в сосуде, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, определении уровня раздела фаз “нефть-вода” в сосуде и вычислении искомого содержания воды по соответствующей формуле.

Недостатком известного способа является сложность аппаратурного и конструктивного оформления устройств при его практической реализации непосредственно на потоке для измерения содержания воды в ВНЭ в производственных условиях.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является упрощение аппаратурного и конструктивного оформления.

Технический результат достигается тем, что в известном способе измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, основанном на отборе ВНЭ в сосуд постоянного уровня, измерении перепада давления, создаваемого столбом ВНЭ в сосуде постоянного уровня, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, в отличие от прототипа после подстановки известных параметров (плотности нефти и воды, уровня водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня) в формулу

ΔР=Н_вхр_в+(Н_э-Н_в)р_н, (1)

где ΔР - перепад давления столба водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, кг/м²; р_в и р_н - плотность воды и плотность нефти (плотность жидких сред, образующих эмульсию), кг/м³; Н_э и Н_в - уровень водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня (Н_э=const) и уровень воды, входящей в состав эмульсии, м;

дополнительно подставляют в формулу (1) значения уровня Н_в последовательно, начиная с минимального значения уровня воды, например с Н_в=0,04 м, с заранее выбранным интервалом, например 0,01 м, вычисляют при каждом значении уровня Н_в значения перепада давления, причем вычисления прекращают, когда вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, а значение уровня Н_в, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, используют при определении искомого содержания воды (W, в %) в водонефтяной эмульсии по формуле

где Н_в - значение уровня воды в сосуде постоянного уровня, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления.

Упрощение аппаратурного и конструктивного оформления достигается вследствие того, что исключается из измерительного процесса измеритель уровня раздела жидких сред “нефть-вода”.

Пример. На чертеже приведена блок-схема устройства для реализации предлагаемого способа измерения. На чертеже обозначены: 1 - сосуд постоянного уровня, в котором постоянство уровня водонефтяной эмульсии обеспечивается путем сброса излишков эмульсии в другой коаксиально расположенный сосуд большего диаметра; 2 - дифманометр с двумя импульсными трубками (применение дифманометра обусловлено необходимостью компенсации давления при работе датчика под давлением); 3 - электронный вычислительный блок (микропроцессорный контроллер с блоком индикации и регистрации); 4, 6 - датчики плотности воды и нефти соответственно; 5, 7 - измерители плотности воды и нефти соответственно.

В изображенной на чертеже блок-схеме устройства для реализации предлагаемого способа измерения информация от измерителей перепада давления 2 (дифманометра), плотности воды 5, плотности нефти 7 поступает в электронный вычислительный блок, где обрабатывается по алгоритму, приведенному в настоящем описании.

Проверку работоспособности способа и оценку его фактических метрологических характеристик производили в следующей последовательности.

Прозрачный сосуд (стеклянную трубу) заполняли исследуемой жидкостью (водонефтяной эмульсией с разным процентным содержанием воды и нефти) и определяли при помощи датчика и электронного функционального вычислительного блока по формулам, приведенным в настоящем описании.

Для оценки погрешности измерений использовали поверочные жидкости с содержанием воды 0% и нефти 100%, с содержанием воды 10% и нефти 90%, с содержанием воды 20% и нефти 80%, с содержанием воды 30% и нефти 70%, с содержанием воды 40% и нефти 60%, с содержанием воды 50% и нефти 50%, с содержанием воды 60% и нефти 40%, с содержанием воды 70% и нефти 30%, с содержанием воды 80% и нефти 20%, с содержанием воды 90% и нефти 10%, с содержанием воды 100% и нефти 0%.

При приготовлении поверочных жидкостей использовали нефть, имеющую плотность р=855 кг/м³ и воду с заданным содержанием хлористых солей в нефти С=25 г/л. Приготовленные поверочные жидкости были аттестованы по процедуре приготовления путем взвешивания компонентов эмульсии на прецизионных весах.

На каждой поверочной жидкости при температуре 20°С производили по 11 измерений. Предел основной абсолютной погрешности измерения не превышал 1,0%, что вполне приемлемо при контроле продукции скважин непосредственно на потоке в промысловых условиях.

Реализация способа позволит повысить точность измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии при упрощении аппаратурного и конструктивного оформления приборной техники, что, в свою очередь, позволит с большей точностью производить контроль за количеством добываемой продукции скважин непосредственно на потоке в промысловых условиях. Кроме того, в пределах одного месторождения плотность нефти и плотность пластовой воды изменяется в течение длительного промежутка времени весьма незначительно, и их можно будет вводить в виде постоянных параметров, что позволит решать измерительные задачи более простыми и дешевыми техническими средствами.

Предлагаемый способ может найти применение в разных отраслях промышленности.

Формула изобретения

Способ измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, основанный на отборе водонефтяной эмульсии в сосуд постоянного уровня, измерении перепада давления, создаваемого столбом водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, отличающийся тем, что после подстановки известных параметров (плотности нефти и воды, уровня водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня) в формулу

Δ Р=Н_в· хр_в+(Н_э-Н_в)р_н, (1)

где Δ Р - перепад давления столба водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, кг/м²;

р_в и р_н - плотность воды и плотность нефти (плотность жидких сред, образующих эмульсию), кг/м³;

Н_э и Н_в - уровень водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня (Н_э=соnst) и уровень воды, входящей в состав эмульсии, м;

дополнительно подставляют в формулу (1) значения уровня Н_в последовательно, начиная с минимального значения уровня воды, например, с Н_в=0,04 м, с заранее выбранным интервалом, например, 0,01 м, вычисляют при каждом значении уровня Н_в значения перепада давления, причем вычисления прекращают, когда вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, а значение уровня Н_в, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, используют при определении искомого содержания воды (W, в %) в водонефтяной эмульсии по формуле

где Н_в - значение уровня воды в сосуде постоянного уровня, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления.

РИСУНКИРисунок 1