Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины и устройство для его осуществления
Владельцы патента RU 2568662:
Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении исследований для определения состава продукции отдельных пластов и в целом скважины. Техническим результатом является повышение точности определения содержания воды в восходящем потоке водонефтяной смеси в стволе скважины. Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины путем измерения величины электрической емкости датчика, состоящего из центрального электрода, покрытого диэлектриком, и струенаправляющей трубы, служащей в качестве второго электрода. При этом измерения величины электрической емкости датчика осуществляют с остановками в каждой точке в двух режимах, один из которых при протекании восходящего потока водонефтяной смеси через кольцеобразное пространство, образованное между электродами датчика, а другой - в процессе гравитационного разделения отдельных компонентов в пробе водонефтяной смеси, заключенной в измерительной полости датчика путем закрывания окон для пропуска потока водонефтяной смеси через датчик. Также предложено устройство для осуществления способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при проведении исследований для определения состава продукции отдельных пластов и в целом скважины.
Известен способ определения содержания воды водонефтяной смеси в стволе скважины (Белышев Г.А., Бернштейн Д.А., Габдуллин Т.Г., Жувагин И.Г. и Труфанов В.В. «Скважинный влагомер». Авт. св. СССР №713994, кл. Е21В 47/00) путем измерения электрической емкости двух последовательно соединенных конденсаторных датчиков, образованных из двух изолированных центральных электродов, подсоединенных через экранированные провода к частотозадающему контуру измерительного генератора влагомера, и металлической обсадной колонны скважины.
Недостатком данного способа является отсутствие гарантийной точности измерения из-за отсутствия в потоке равномерно перемешанной смеси, близкой по структуре к эмульсии типа «вода в нефти» (гидрофобной эмульсии), т.к. диэлькометрические влагомеры надежно работают только при наличии в датчике гидрофобной водонефтяной эмульсии.
В качестве прототипа принят способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины путем измерения электрической емкости конденсаторного проточного датчика, состоящего из центрального электрода и струенаправляющей трубы, служащей вторым электродом, при прохождении потока водонефтяной смеси через полость, образованную между электродами (Лукьянов Е.П., Габдуллин Т.Г., Свинцов А.Г., Кочетов Б.П., Слесарев А.П., Арзамасцев Ф.Г. «Глубинный влагомер». Авт. св. СССР №201737, кл. G01k 19/04).
Для образования в полости датчика равномерно перемешанной водонефтяной смеси датчик снабжен пакером с электромеханическим приводом (для направления всего потока жидкости через полость датчика) и форкамерой со специальными решетками (для образования вихрей в потоке).
Недостатком данного способа является зависимость образования равномерно перемешанной водонефтяной смеси, близкой по структуре к эмульсии, от скорости потока водонефтяной смеси в стволе скважины и, следовательно, большие погрешности, зависящие от этого фактора.
Цель изобретения - повышение точности (достоверности) определения содержания воды в восходящем потоке водонефтяной смеси в стволе скважины, т.к. измерения осуществляются в двух режимах, что позволяет изменять метод определения содержания воды в водонефтяной смеси в зависимости от типа эмульсии (гидрофобная, гидрофильная).
Поставленная цель достигается тем, что измерение величины электрической емкости датчика диэлькометрического влагомера в измеряемой точке осуществляется после остановки движения прибора в скважине в двух режимах, один из которых при протекании восходящего потока водонефтяной смеси через кольцеобразное пространство, образованное между электродами датчика, а другой - в процессе гравитационного разделения отдельных компонентов (воды и нефти) в пробе водонефтяной смеси, заключенной в измерительной полости датчика путем закрывания окон для пропуска потока водонефтяной смеси через датчик. Причем измерение во втором режиме производится до полного завершения процесса разделения компонентов, признаком которого является наступление стабильности показаний прибора.
Устройство для осуществления способа определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины содержит управляемые пакер для направления потока водонефтяной смеси в измерительную полость и фиксатор, который обеспечивает два фиксированных положения внешнего подвижного стакана пакерующего устройства: а) раскрытое положение пакера, при котором поток водонефтяной смеси протекает через полость датчика; б) закрытое положение пакера и входных и выходных окон струенаправляющей трубы датчика. Для этого на внешнем подвижном стакане пакерующего устройства, к которому прикрепляются своими верхними концами упругие ленточные пружины пакера, выполнены окна для пропуска потока водонефтяной смеси в полость датчика, которые в раскрытом положении пакера и протекании потока водонефтяной смеси через полость датчика совпадают с входным и выходным окнами струенаправляющей трубы датчика, и в корпусе прибора установлен фиксатор, удерживающий внешний подвижный стакан при раскрытии пакера в крайнем нижнем положении. А при освобождении фиксатора происходит резкое перемещение внешнего подвижного стакана вверх и закрытие входных и выходных окон.
Прибор для определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины показан на фиг.1 - в режиме, когда водонефтяной поток протекает через кольцеобразное пространство, образованное между электродами емкостного датчика, и на фиг.2 - в режиме гравитационного разделения воды и нефти в пробе, заключенной в датчике.
Предлагаемый прибор содержит: 1 - корпус, 2 - ленточные упругие пружины, 3 - уплотнитель, 4 - фиксатор, 5 - внешний подвижный стакан, 6 - струенаправляющая труба.
При работе прибора в режиме протекания потока водонефтяной смеси через полость датчика А (см. стрелки Б и В) пакер, состоящий из ленточных упругих пружин 2 и уплотнителя 3 в виде полотняных клиньев раскрыт, а колонна скважины перекрыта пакером и поток водонефтяной смеси направляется в полость датчика. При этом фиксатор 4 своим концом удерживает внешний подвижный стакан 5 пакера в крайнем нижнем положении и окна Г и Д на внешнем подвижном стакане 5 и окна Г′ и Д′ на струенаправляющей трубе 6 датчика совпадают друг с другом, что позволяет водонефтяной смеси беспрепятственно проходить через прибор как при спуске, так и при его остановках.
При работе прибора в режиме гравитационного разделения отдельных компонентов водонефтяной смеси происходит следующее.
Происходит срабатывание фиксатора 4 (по специальной программе или по команде оператора), при котором (механизм работы фиксатора 4 не показан) происходит втягивание конца фиксатора 4 и внешний подвижный стакан 5 под действием упругих сил ленточных пружин 2 пакера резко перемещается в крайнее верхнее положение (до упора о корпус 1 прибора), при котором происходит закрытие окон Г, Д и Г′, Д′ измерительной полости А прибора.
Определение содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины проводится в следующей последовательности.
При раскрытом пакере весь поток водонефтяной смеси проходит через окна Г, Д и Г′, Д′, образуя эмульсию за счет завихрений при высокой скорости движения водонефтяной смеси. Диэлектрическую проницаемость эмульсии при этом определяют по величине емкости конденсатора, образованного центральным электродом и стенкой струенаправляющей трубы 6, между которыми находится движущийся поток эмульсии. Если эмульсия гидрофобная, то измеренная емкость определяет содержание воды в эмульсии. После ее инвертирования, т.е. перехода в режим «нефть в воде» (гидрофильная эмульсия), электроды конденсатора замыкаются через соленую воду, оставляя между собой слой изолятора (на чертеже не обозначен), которым покрыт центральный электрод. При этом емкость конденсатора определяется только слоем изолятора и не зависит от диэлектрической проницаемости эмульсии. В этом случае подается сигнал на срабатывание фиксатора 4, он втягивается во внутрь прибора, в результате чего внешний подвижный стакан 5 пакера под действием ленточных упругих пружин 2 перемещается вверх, перекрывая окна Г′, Д′. В результате проба водонефтяной смеси, оставшаяся в изолированном от внешней среды объеме между центральным электродом и стенкой струенаправляющей трубы 6 прибора, подвергается гравитационному разделению на нефть и воду. Измеряемая при этом емкость конденсатора изменяется прямо пропорционально уровню нефти в данном известном замкнутом объеме.
В момент полной стабилизации гравитационного разделения воды и нефти берут отсчет емкости и по нему определяют уровень нефти в объеме пробы, что позволяет вычислить ее процентное содержание в потоке водонефтяной смеси.
Данное техническое решение обеспечивает повышение точности (достоверности) определения содержания воды в восходящем потоке водонефтяной смеси в стволе скважины независимо от структуры эмульсии, т.к. измерения осуществляются в двух режимах, при открытых окнах - протекании потока водонефтяной смеси через полость измерительного датчика и при закрытых окнах - в процессе гравитационного разделения отдельных компонентов (воды и нефти) в пробе водонефтяной смеси, что позволяет изменять метод определения содержания воды в водонефтяной смеси в зависимости от типа эмульсии (гидрофобная, гидрофильная).
Высокоточное определение наличия и степени содержания воды и нефти в водонефтяной смеси существенно в нефтяной промышленности, в частности, при решении основных задач контроля за разработкой нефтяных месторождений: определения состава эмульсии в стволе скважины, выявления интервалов притока нефти, воды и газа в эксплуатационной скважине, изучения технического состояния скважины (выявления притока в местах негерметичности колонны), а также выбора оптимального режима работы скважины. Более точное решение этих задач приводит к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, а, значит, к увеличению их нефтедобычи и, следовательно, к повышению рентабельности эксплуатации нефтяных скважин.
1. Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины путем измерения величины электрической емкости датчика, состоящего, например, из центрального электрода, покрытого диэлектриком, и струенаправляющей трубы, служащей в качестве второго электрода, отличающийся тем, что измерения величины электрической емкости датчика осуществляют с остановками в каждой точке в двух режимах, один из которых при протекании восходящего потока водонефтяной смеси через кольцеобразное пространство, образованное между электродами датчика, а другой - в процессе гравитационного разделения отдельных компонентов в пробе водонефтяной смеси, заключенной в измерительной полости датчика путем закрывания окон для пропуска потока водонефтяной смеси через датчик.
2. Устройство для осуществления способа по п.1, отличающееся тем, что на внешнем подвижном стакане пакерующего устройства прикреплены верхними концами упругие ленточные пружины пакера, а вторые концы неподвижно закреплены на корпусе прибора, выполнены окна для пропуска потока водонефтяной смеси в полость датчика, которые в раскрытом положении пакера и протекании потока водонефтяной смеси через полость датчика совпадают с входными и выходными окнами струенаправляющей трубы датчика, а в закрытом положении, к которому приводит упругость ленточных пружин пакера, перемещающая внешний подвижный стакан при освобождении фиксатора, удерживающего внешний подвижный стакан в открытом положении пакера, происходит закрытие входных и выходных окон.
