Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом является повышение точности измерения для определения параметров нефтегазоводяной смеси. Способ включает разделение содержащейся в измерительном цилиндре нефтегазоводяной жидкости с использованием химреагентов на нефть и воду с выходом газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления, опорожнение измерительного цилиндра, измерение текущих значений перепадов давлений и уровней нефтегазоводяной жидкости, нефтеводяной жидкости, нефти, вычисление плотности нефти, воды. При этом объемное содержание воды вычисляют по математической формуле, а массовое содержание воды - как разницу между значением перепада давления воды в измерительном цилиндре и значением перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре. 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения указанного вертикального сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости [RU 2396427 С2, МПК Е21В 47/10, G01N 3/36 (2006.01)]. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных, строят графики зависимости. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины.

Однако известный способ не обеспечивает требуемую метрологическую точность измерений, так как погрешность межфазного уровнемера (микроволнового) зависит от правильного задания многих параметров (в частности, диэлектрической проницаемости), что усложняет настройку и значительно влияет на погрешность.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, обеспечивающего измерение параметров нефтегазоводяной смеси с учетом современных технологических требований.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности измерений параметров нефтегазоводяной смеси в системах герметизированного сбора.

Указанный технический результат достигается тем, что способ для определения параметров нефтегазоводяного потока, содержащегося в измерительном цилиндре, оборудованном арматурной обвязкой и снабженном дифференциальными датчиками, датчиком избыточного давления, датчиком температуры и микроконтроллером, предусматривает предварительную установку в микроконтроллере необходимого значения уровня нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре, процесс наполнения нефтегазоводяной смесью измерительного цилиндра, вычисление плотности нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре по окончании роста перепада давления нижнего уровня, вычисление текущих значених уровней нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре, сравнение вычисленных текущих значений уровней нефтегазоводяной смеси с заранее установленным, и при равенстве значений текущего уровня и заранее заданного прекращения подачи нефтегазоводяной смеси в измерительный цилиндр для выравнивания плотности нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра осуществляют перемешивание нефтегазоводяной смеси с одновременным процессом выхода пузырькового газа до нахождения в измерительном цилиндре нефтеводяной жидкости, далее осуществляют измерение значения перепадов давления датчиков нижнего и верхнего уровня и при равенстве указанных значений перепадов давления вычисляют плотность и уровень нефтеводяной жидкости, затем осуществляют подачу химреагента и перемешивание нефтеводяной жидкости для ее разделения на нефть и воду, при этом микроконтроллер вычисляет окончание роста и падение перепада датчиков давления нижнего и верхнего уровней, вычисляет и запоминает в памяти плотность воды и нефти в рабочих условиях, после чего осуществляют опорожнение содержимого измерительного цилиндра, микроконтроллером вычисляют плотность текущего уровня нефти и при равенстве этого значения с значением плотности нефти, измеренного в рабочих условиях, прекращают опорожнение измерительного цилиндра, в котором останется нефть в рабочих условиях, вычисляют уровень нефти в измерительном цилиндре, определяют уровень воды как разницу между уровнем нефтеводяной смеси и уровнем нефти, определяют значение перепада давления воды как разницу между значениями перепада давления воды в измерительном цилиндре и перепада давления нефти, при этом объемное содержание воды вычисляется по формуле:

W o = Н в Н ж × 100 % ,

где: Нв - уровень воды в измерительном цилиндре, Нж - уровень водонефтяной жидкости в измерительном цилиндре, а массовое содержание воды вычисляют по формуле:

W = d ρ в d ρ ж ,

где: dρв - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре;

ж - значение перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре.

Заявляемый способ имеет метрологическое преимущество, которое заключается в более точном определении параметров нефтегазоводяной смеси, благодаря применению дифференциальных датчиков давления по сравнению с межфазным уровнемером.

Также погрешность межфазного уровнемера (микроволнового) зависит от правильного задания многих параметров (в частности, диэлектрической проницаемости), что усложняет настройку и значительно влияет на погрешность. С использованием дифференциальных датчиков давления можно измерять как минимальный, так и максимальный уровень с одинаковой минимальной погрешностью (что обеспечивает компактность устройства), а у межфазного уровнемера погрешность зависит от высоты (удовлетворительная погрешность возникает от 2 метров высоты и выше).

На чертеже представлена общая схема для определения параметров нефтегазоводяного потока. Цифрами обозначено: 1 - патрубок, 2 - входная линия, 3 - микроконтроллер, 4 - электромагнитный клапан входной линии 2, 5 - дроссель входной линии 2, 7 - измерительный цилиндр, 8 - поверхность в виде полусферы, установленная вверху измерительного цилиндра 7, 9 - датчик перепада давления, 10 - электромагнитный клапан выходной линии, 11 - дифференциальный датчик давления нижнего 11 уровня, 12 - патрубок, 13 - дозатор подачи химреагента, 14 - насос, 15 - датчик избыточного давления, 16 - дроссель выходной линии 17, 18 - патрубок, 19 - линия (трубопровод), соединяющая верхнюю часть измерительного цилиндра 7 с нижней частью, 20 - дифференциальный датчик давления верхнего уровня, 21 - трубопровод подачи химреагента, 25 - датчик температуры.

Способ осуществляется следующим образом.

По команде "пуск" микроконтроллера 3 открывается клапан электромагнитный 4, при этом клапан электромагнитный 10 закрыт. Нефтегазоводяная смесь от пробоотборника по трубопроводу, соединенному с патрубком 1, по входной линии 2 через клапан электромагнитный 4 через дроссель 5 по подающей линии 6 поступает на поверхность полусферы 8, растекается по ней и стекает вниз по стенкам измерительного цилиндра 7. Это приводит к уменьшению помех, при измерении перепада давления датчиками 9, 11, 20 в процессе наполнения. Дроссель 5 служит для ручной установки скорости наполнения измерительного цилиндра 7 нефтегазоводяной смесью. Патрубок 12 измерительного цилиндра 7 соединен трубопроводом с сепаратором измерительной установки для выравнивания избыточного давления между измерительным цилиндром 7 и сепаратором измерительной установки.

Рост уровня в измерительном цилиндре 7 приводит к росту перепада давления датчика 11. Когда уровень нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7 достигает уровня Н2, рост перепада давления датчика 11 прекращается. Микроконтроллер 3 вычисляет окончание роста перепада давления и вычисляет плотность нефтегазоводяной смеси ρс в измерительном цилиндре 7 по формуле (1):

ρ с = d ρ 2 g H 2 ,

где:

ρс - плотность нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7;

2 - перепад давления датчика 11 уровня Н2 в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н2 - уровень нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7. По окончании измерения плотности нефтегазоводной смеси ρс, вычисленной по формуле (1), микроконтроллер 3 вычисляет текущие значение уровней Н1,2…n нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7 по формуле (2):

H 1,2 n = d ρ 1,2 n g ρ c ,

где:

H1,2…n - текущие значения уровней нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7;

1,2…n - перепады давления датчика 9 уровней H1,2…n в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

ρс - плотность нефтегазоводной смеси в измерительном цилиндре 7, вычисленная по формуле (1).

В микроконтроллере 3 предварительно устанавливается необходимое значение уровня Нn* и сравнивается с текущими значениями уровней H1,2…n нефтегазоводяной смеси, вычисляемых по формуле (2). Когда значение уровней Нn* и Нn будут равны, по команде микроконтроллера 3 закроется клапан электромагнитный 4, который прекратит подачу нефтегазоводяной смеси в измерительный цилиндр 7.

Ввиду того что плотность нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 различна, то при вычислении уровня по формуле (2) возникает ошибка. Для уменьшения ошибки вычисления уровня Нn нефтегазоводяной смеси необходимо, чтобы плотность нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 была одинаковой.

Для выравнивания плотности нефтегазоводяной смеси по высоте измерительного цилиндра 7 по команде микроконтроллера 3 включается насос 14, который перекачивает нефтегазоводяную смесь по линии 19 из верхней части измерительного цилиндра 7 в нижнюю часть. В результате этого происходит перемешивание нефтегазоводяной смеси в измерительном цилиндре 7.

Перемешивание ускоряет процесс выхода пузырькового газа из нефтегазоводяной смеси, и после его выхода в измерительном цилиндре 7 остается нефтеводяная жидкость.

После перемешивания (время перемешивания устанавливается в микроконтроллере 3) по команде микроконтроллера 3 насос 14 останавливается и нефтеводяная жидкость проверяется на однородность плотности по высоте измерительного цилиндра 7.

Для этого измеряются значения перепадов давления датчиков 11 и 20, и если эти значения перепадов давления равны, то вычисляется плотность жидкости ρж, если - нет, процесс перемешивания необходимо продолжать дальше, до тех пор пока значения перепадов давлений датчиков 11 и 20 будут равны. Плотность нефтеводяной однородной жидкости ρж вычисляется по формуле (3):

ρ = ж d ρ 2 ж g H 2 ж ,

где:

ρж - плотность нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7;

- перепад давления датчика 11 уровня H2 жидкости в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

H2 - уровень жидкости в измерительном цилиндре 7.

После вычисления плотности нефтеводяной однородной жидкости ρж микроконтроллер 3 вычисляет уточненный уровень жидкости Н по формуле (4):

H n ж = d ρ n ж g ρ ж ,

где:

Н - уровень нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7;

- перепад давления датчика 9 уровня Н в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

ρж - плотность нефтеводяной однородной жидкости в измерительном цилиндре 7, вычисленная по формуле (3).

После вычисления уточненного уровня по команде микроконтроллера включается устройство 13 дозирования химреагента и по трубопроводу 21 происходит подача дозы химреагента в измерительный цилиндр 7.

Для уменьшения времени разделения нефтеводяной жидкости на нефть и воду ее необходимо перемешать. Для этого по команде микроконтроллера 3 включается насос 14, и происходит перемешивание нефтеводяной жидкости (время перемешивания устанавливается в микроконтроллере 3).

Дальнейшее нахождения перемешанной нефтеводяной жидкости с химреагентом в измерительном цилиндре 7 приведет к разделению жидкости на нефть и воду. Это разделение будет происходить постепенно, вода будет скапливаться внизу измерительного цилиндра 7, а нефть - поверх воды.

Замещение водонефтяной жидкости водой привет к росту величины перепада давления датчика 11, а замещение водонефтяной жидкости нефтью приведет к постепенному падению величины перепада давления датчика 20, и, когда разделение жидкости закончится, закончится рост перепада давления датчиков 11, 20.

Микроконтроллер 3 вычисляет окончание роста и падение перепада датчиков давления 11, 20, вычисляет и запоминает в памяти плотность воды в рабочих условиях ρв при значении температуры T1 датчика 25 и избыточного давления P1 датчика 15.

Плотность воды в рабочих условиях вычисляется по формуле (5):

ρ = в d ρ 2 в g H 2 в ,

где:

ρв - плотность воды в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7;

- перепад давления дифференциального датчика 11 уровня Н в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н - уровень воды в измерительном цилиндре 7. После вычисления плотности воды микроконтроллер 3 вычисляет и запоминает плотность нефти в рабочих условиях по формуле (6):

ρ = н d ρ 2 н g H 2 н ,

где: ρн - плотность нефти в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7;

- перепад давления дифференциального датчика 20 уровня Н в измерительном цилиндре 7;

g - ускорение свободного падения;

Н - уровень нефти в измерительном цилиндре 7.

После вычисления плотности нефти и воды в рабочих условиях по команде микроконтроллера 3 открывается клапан электромагнитный 10, и содержимое измерительного цилиндра 7 через клапан электромагнитный 10, дроссель 16 по выходной линии 17 через патрубок 18 поступает в трубопровод, который соединен с контроллером измерительной установки.

Дроссель 16 служит для ручной установки скорости опорожнения содержимого измерительного цилиндра 7. Уровень нефтеводяной однородной жидкости, вычисленной по формуле (4), будет уменьшаться, также будет уменьшаться уровень воды Нв. Микроконтроллер 3 будет постоянно вычислять плотность уровня H2 по формуле (7):

ρ = d ρ 2 g H 2 .

В памяти микроконтроллера уже есть значения плотности нефти ρн в рабочих условиях, вычисленной по формуле (6). Это значение плотности ρн сравнивается с текущими значениями плотности, вычисляемыми по формуле (7). Когда эти значения плотностей будут равны, микроконтроллер 3 закроет клапан электромагнитный 10, и в измерительном цилиндре 7 останется нефть в рабочих условиях.

Микроконтроллер 3 вычисляет уровень нефти в измерительном цилиндре 7 по формуле: (8)

H н = d ρ н g ρ н ,

где:

Нн - уровень нефти в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

ρн - плотность нефти в рабочих условиях в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

н - перепад давления дифференциального датчика 11 уровня Н2 в измерительном цилиндре 7 после слива воды;

g - ускорения свободного падения.

Уровень воды в измерительном цилиндре 7 вычисляется по формуле (9):

Нвж - Нн,

где:

Нв - уровень воды в измерительном цилиндре 7;

Нж - уровень жидкости, вычисленной по формуле (4);

Нн - уровень нефти, вычисленной по формуле (8).

Объемное содержание воды вычисляется по формуле (10):

W o = Н в Н ж × 100 % ,

где:

Wo - объемное содержание воды жидкости в измерительном цилиндре 7;

Нв - уровень воды в измерительном цилиндре 7, вычисленной по формуле (9);

Нж - уровень жидкости в измерительном цилиндре 7, вычисленной по формуле (4).

Значение перепада давления воды в измерительном цилиндре 7 вычисляется по формуле (11):

d ρ = в d ρ ж d ρ , н

где:

в - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре 7;

ж - значение перепада давления жидкости датчика 9 уровня Нж в измерительном цилиндре 7 (из формулы (4));

н - значение перепада давления датчика 11 уровня Н2 в измерительном цилиндре 7 после слива воды (из формулы (8)).

Массовое содержание воды вычисляется по формуле (12):

W = d ρ в d ρ ж .

Таким образом, предлагаемая полезная модель позволяет осуществить определение параметров нефтегазоводянрго потока.

Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока, включающий разделение содержащейся в измерительном цилиндре нефтегазоводяной жидкости с использованием химреагентов на нефть и воду с выходом газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления, опорожнение измерительного цилиндра, измерение текущих значений перепадов давлений и уровней нефтегазоводяной жидкости, нефтеводяной жидкости, нефти, вычисление плотности нефти, воды и определение объемного содержания воды, при этом объемное содержание воды вычисляют по формуле:
W о = H В H ж × 100% ,
где: Нв - уровень воды в измерительном цилиндре, Нж - уровень водонефтяной жидкости в измерительном цилиндре, а массовое содержание воды вычисляют по формуле:
W = В ж ,
где: dρв - значение перепада давления воды в измерительном цилиндре, dρж - значение перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерительной техники, а именно к способам контроля состояния систем терморегулирования. .

Изобретение относится к бесконтактным средствам измерения объема различных сред, включая агрессивные и сыпучие (грунт). .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в системах измерения массы нефтепродуктов и других жидкостей, в том числе взрывоопасных, при их отпуске, приеме и хранении.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах измерения массы нефтепродуктов и других жидкостей. .

Изобретение относится к способам и устройствам для заправки жидким теплоносителем системы терморегулирования космического аппарата. .

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано в системах контроля объема и уровня жидкости. .

Изобретение относится к измерительной и вычислительной технике, может быть использовано для измерения частоты и периода сигналов от датчиков измерений неэлектрических величин, например, расхода газовой среды.

Изобретение относится к измерительной технике и позволяет повысить надежность и точность устройств. .

Изобретение относится к технике измерения количества (объема, массы) вещества в условиях его произвольного распределения в полости сосуда, например, при наличии ускорений, и других условиях, когда задачу измерения количества жидких и сыпучик веществ невозможно свести к задаче измерения уровня среды в сосуде, Способ состоит в излучении электромагнитных колебаний в пространство, ограниченное металлической оболочкой, и выводе части мощности с регистрацией в измерительной схеме.

Изобретение относится к способу и устройству для контроля давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины в естественном залегании без нарушения герметичности скважины или конструкции скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к использованию оптоволоконных систем измерения температуры и может быть использовано в скважинах с водородной средой. Техническим результатом является обеспечение возможности работы волоконно-оптического датчика в условиях с более высокой температурой и повышение надежности его работы в течении всего срока службы.

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к исследованию скважин, имеющих горизонтальные участки большой протяженности, и может быть применено для доставки прибора. Устройство содержит геофизический кабель с размещенным на нем движителем, выполненным из набора грузов, и закрепленный на конце геофизического кабеля прибор.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям глубоких скважин, в частности к геофизическим исследованиям горизонтальных и пологих скважин. Техническим результатом является получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин (ГС).

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Группа изобретений относится к области газовой промышленности и может быть использована для проведения газогидродинамических исследований движения газожидкостных потоков с включением механических примесей, например, процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ. Техническим результатом является сокращение времени и затрат на проведение исследования скважины. Способ включает спуск в скважину с мутной средой видеокамеры на каротажном кабеле по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Из столба мутной среды посредством пакера и перегородки в подвеске НКТ выделяют зону каротажа, в которой осуществляют гравитационное осаждение взвешенных горных пород. В столбе отслоенной оптически прозрачной жидкости перемещением видеокамеры внутри подвески НКТ проводят визуализированный каротаж. С получением результатов исследования определяют техническое состояние скважины. Зону каротажа при необходимости ограничивают снизу дополнительной перегородкой. Каротажное устройство по первому варианту содержит подвеску НКТ с пакером, разобщающим зону каротажа с надпакерной полостью скважины, каротажный кабель, видеокамеру, подвешенную на каротажном кабеле внутри подвески. К видеокамере цанговым зацепом присоединена перегородка с возможностью посадки ее в гнездо подвески и отцепления при спуске видеокамеры вдоль подвески в зону каротажа. Перегородка и гнездо в подвеске снабжены элементами стопорного устройства. Перегородка выполнена с центральным отверстием, снабженным сальником для скольжения каротажного кабеля, и может содержать фильтровальные ячейки. Перегородка выполнена с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра НКТ. На видеокамере установлены центраторы положения видеокамеры в полости подвески. Каротажный кабель выполнен в полиамидной оболочке на длине каротажа. Второй вариант каротажного устройства содержит подвеску НКТ с пакером, разобщающим зону каротажа с надпакерной полостью скважины, каротажный кабель, видеокамеру, подвешенную на каротажном кабеле внутри подвески. На видеокамере закреплена перегородка с возможностью скольжения периметром по стенке подвески. На видеокамере установлены центраторы положения видеокамеры в полости подвески. По периметру перегородки выполнены сальниковые уплотнения. Перегородка может быть выполнена из фильтрующего материала. Подвеска выполнена с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра НКТ. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх