EA024819B1 - Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости - Google Patents
Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- EA024819B1 EA024819B1 EA201400525A EA201400525A EA024819B1 EA 024819 B1 EA024819 B1 EA 024819B1 EA 201400525 A EA201400525 A EA 201400525A EA 201400525 A EA201400525 A EA 201400525A EA 024819 B1 EA024819 B1 EA 024819B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- measuring
- oil
- gas
- pipe
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 28
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 claims description 8
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 43
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 32
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 4
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 4
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 3
- 241000289669 Erinaceus europaeus Species 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N barium titanate Chemical compound [Ba+2].[Ba+2].[O-][Ti]([O-])([O-])[O-] JRPBQTZRNDNNOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002113 barium titanate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000002847 impedance measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/032—Analysing fluids by measuring attenuation of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/34—Generating the ultrasonic, sonic or infrasonic waves, e.g. electronic circuits specially adapted therefor
- G01N29/348—Generating the ultrasonic, sonic or infrasonic waves, e.g. electronic circuits specially adapted therefor with frequency characteristics, e.g. single frequency signals, chirp signals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/024—Mixtures
- G01N2291/02433—Gases in liquids, e.g. bubbles, foams
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многокомпонентной двухфазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока скважинкой жидкости, а также для определения массового и объемного расхода нефти в составе других измерительных систем на объектах нефтедобычи и нефтеподготовки. Заявляется устройство для определения фазового состава скважинной жидкости, включающее отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а так же система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству. Новым является то, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.
Description
Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многокомпонентной двухфазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока скважинной жидкости, а также для определения массового и объемного расхода нефти в составе других измерительных систем на объектах нефтедобычи и нефтеподготовки.
Предшествующий уровень техники
Для обеспечения эффективного контроля и регулирования процесса нефтедобычи необходимо как можно точнее измерять количество нефти, извлекаемой из продуктивного пласта, что позволяет обеспечить оптимальный режим эксплуатации и наибольшую суммарную добычу в течение срока эксплуатации месторождения. Требуется производить измерение продукции отдельных скважин индивидуально, так как, например, резкое увеличение обводненности нефти в отдельной скважине трудно обнаружить при измерении общей добычи из нескольких скважин, и уж тем более из групповых замеров нельзя точно выявить, в какой конкретно скважине произошло увеличение обводнённости, чтобы провести на ней какие-либо работы для сокращения издержек добычи.
Поэтому очень велика потребность в устройстве, удовлетворяющем следующему ряду требований: устройство должно обеспечивать непрерывное определение относительных количеств (концентраций) компонент в скважинной жидкости (вода, нефть и газ) в широком диапазоне значений, поскольку это является важной самостоятельной промысловой информацией;
устройство должно обеспечивать измерение мгновенных удельных расходов газа и жидкости в широком диапазоне значений, т.е. предполагать простое масштабирование или универсальность решения, поскольку типичные месторождения находятся на поздних стадиях эксплуатации и могут иметь существенный разброс продуктивных параметров на соседних скважинах;
устройство должно допускать последовательное включение в трубопроводную систему, не оказывая заметного гидравлического сопротивления потоку скважинной жидкости, поскольку низкодебитные скважины могут быть не в состоянии обеспечить достаточного устьевого давления;
измерительная часть устройства должна иметь простую конструкцию, обеспечивающую надёжность и отказоустойчивость в условиях непрерывного потока скважинной жидкости;
установка устройства должна быть экономически целесообразна из расчёта оборудования ими каждой скважины, а не групповых замеров для целого куста скважин;
обслуживание устройства должно производиться без использования высококвалифицированного персонала со специальными допусками, например, на работу с радиоактивными источниками и т.д., поскольку это приведет к существенному увеличению операционных расходов, неприемлемых для эксплуатации месторождений на поздних стадиях;
от устройства требуется компактность и мобильность, что упрощает транспортировку и установку без применения специальной техники, ввиду недоступности ее на удаленных кустовых площадках и общей труднодоступности нефтегазовых месторождений в течение длительного периода времени года;
от устройства требуется универсальность подключения, допускающая направлять поток скважинной жидкости как в прямом, так и в обратном направлении, что бывает очень важно при коммутации потоков в ходе эксплуатации скважины.
Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте КИ2168011, кл. Е21В 47/10, 2001 г. Установка содержит переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором гравитационного типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер вихревого типа, а на жидкостной линии установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных от плотномера и влагомера для вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. Устройство работает в широком диапазоне расходов, позволяет точно замерять массовые и объемные расходы газа и жидкости, идеально подходит для групповых замеров с целого куста скважин.
Однако известное устройство имеет ряд существенных недостатков.
Во-первых, наличие гравитационного сепаратора предполагает накопительный режим работы, поэтому устройство может выполнять только дискретные замеры, выдавая значения расходов, усредненные за большой интервал времени (соответствует времени сепарации фаз, и для вязких нефтей может исчисляться десятками минут).
Во-вторых, громоздкость устройства осложняет и удорожает доставку на месторождение, сложность и специфичность при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации и требует наличие высококвалифицированных специалистов.
В-третьих, устройство оказывает серьёзное гидравлическое сопротивление потоку и не допускает инверсию направления течения скважинной жидкости.
- 1 024819
Кроме того, стоимость устройства делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров на каждой скважине.
Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте КИ2270981, кл. Е21В 47/10, 2004 г. Установка содержит переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором циклонного (вихревого) типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На обеих линиях установлены однофазные расходомеры кориолисового типа, которые помимо расходов позволяют замерять плотность среды, а в жидкостной линии встроено устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных от плотномера и влагомера для вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. Устройство позволяет точно замерять мгновенные массовые и объемные расходы газа и жидкости, хорошо подходит для групповых замеров с целого куста скважин.
Однако известное устройство также имеет ряд существенных недостатков.
Во-первых, наличие циклонного сепаратора накладывает ограничение на минимально допустимый расход, что исключает его применение для индивидуальных замеров на низкодебитных скважинах.
Во-вторых, громоздкость устройства осложняет и удорожает доставку на месторождение, сложность и специфичность при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации требует наличие высококвалифицированных специалистов.
В-третьих, известное устройство тоже не допускает инверсию направления течения скважинной жидкости.
В-четвертых, известное устройство, как и вышеприведенный аналог, делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров из-за стоимости устройства.
Наиболее близким к заявляемому устройству по технической сущности является устройство, взятое в качестве прототипа, описанное в патенте И84802361, кл. Ο01Ν 33/22, 1989 г. Устройство включает в себя подключаемую в разрыв трубопровода измерительную секцию для прохождения потока нефтеводогазовой смеси, на котором размещены гамма-радиационный плотномер (денситометр) для измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси (рж) и проточный влагомер электромагнитного типа для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (еж). Устройство включает в себя также контроллер, выполненный с возможностью задания значения плотности чистой нефти (т.е. безводной разгазированной нефти), воды и свободного газа, а также определения объемной доли воды путем решения системы из трех уравнений, включающих в себя значения рж и еж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, нефти и газа - в качестве неизвестных в уравнениях указанной системы. Функционально устройство представлено патрубком, на котором установлены две соосных катушки индуктивности, работающих на частоте 400 МГ ц, между которым измеряется разность фаз, связанная с диэлектрической проницаемостью среды и как следствие, с относительным количеством воды в смеси, находящейся в трубе. Далее, на трубе расположены радиоактивный источник С§137, помещенный в свинцовый коллиматор, для создания узкого пучка гаммаквантов и приемник на основе сцинтилляционного преобразователя для регистрации интенсивности потока гамма-квантов, прошедших через смесь, находящуюся в трубе. Таким образом, осуществляется измерение плотности среды, и как следствие коэффициент ее газонасыщенности. Исходные значения коэффициентов газонасыщенности для чистых веществ получаются путем калибровочных замеров на образцовых смесях. Кроме того, на трубе расположен датчик температуры для измерения текущей температуры смеси, находящейся в трубе, поскольку диэлектрическая проницаемость водонефтяной смеси имеет хорошо выраженную температурную зависимость. В одном из вариантов реализации на трубе может быть установлен датчик давления для учета зависимости плотности газа от давления и коррекции расчёта относительного количества газа. Устройство работает в широком диапазоне расходов, позволяет точно замерять мгновенные массовые и объемные расходы газа и жидкости, обладает компактными размерами, оказывает минимальное гидравлическое сопротивление потоку и допускает инвертирование направления скважинной жидкости.
Основным недостатком устройства является наличие радиоактивного источника, что накладывает серьёзные ограничения на эксплуатацию, требует высококвалифицированный персонал со специальными допусками при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации.
Кроме того, известное устройство, как и вышеприведенные аналоги, делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров на каждой скважине месторождения из-за высокой стоимости самого устройства и мер, связанных с обеспечением радиационной безопасности функционирования устройства.
Раскрытие изобретения
Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а именно создание такого устройства, которое бы сочетало в себе компактность прототипа, но имело бы простоту обслуживания, отсутствие необходимости в обеспечении охраны устройства, надежность получаемых результа- 2 024819 тов и их независимость от режимов течения и состава смеси.
Указанная задача в устройстве для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины, включающем отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а так же система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству, решена тем, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.
Поскольку определение компонентного состава газожидкостной смеси без разделения фаз должно быть основано на измерении физических свойств среды, которые существенно отличаются для отдельно взятых компонент, то для определения удельного влагосодержания в заявляемом решении будут измеряться электрофизические свойства среды, наиболее сильно контрастирующие между водой и нефтьюгазом, такие как диэлектрическая проницаемость и электропроводность (электрический импеданс), а для определения удельного газосодержания - акустические свойства среды, наиболее сильно контрастирующие между газом и жидкость, такие как скорость акустических волн и коэффициент затухания акустических колебаний. Акустические свойства среды зависят от плотности, вязкости и теплофизических характеристик среды, поэтому акустические измерения могут определять газ не только в свободном, но и в растворенном виде по изменению вязкости жидкости. Для непосредственного измерения электрофизических свойств скважинной жидкости в заявляемом решении предлагается емкостной датчик проточной конструкции, у которого электрический импеданс зависит от электрофизических свойств протекающей через него газожидкостной среды.
Поскольку электрофизические и акустические свойства компонентов неизвестны априори и, более того, могут варьироваться для разных скважинных жидкостей, то перед измерениями необходимо выполнить калибровку устройства, которая предназначена для определения физических свойств составных частей смеси. По дискретным калибровочным точкам строится простая аналитическая функция, связывающая измеряемые свойства среды с компонентным составом. После чего, определение компонентного состава представляется собой решение обратной задачи по измеренным свойствам среды. Измерения компонентного состава необходимо корректировать с учетом режима течения газожидкостной смеси, поскольку электрофизические и акустические свойства существенным образом зависят не только от компонентного состава, но и степени их смешивания. Принципиально отличие заявляемого решения заключается именно в подходе к измерениям не одной физической характеристики среды, а сразу нескольких, а именно, электрического и акустического импеданса. Традиционные решения, как правило, для определения удельных содержаний компонент используется какой-либо один вид измерений, с большими ограничениями чувствительности в определенных частях диапазона. В заявляемом решении акустические измерения необходимы для определения удельного газосодержания, а электрофизические - для определения удельной доли воды в жидкости, что даёт полный компонентный состав скважинной жидкости. В области вода-в-нефти достаточно измерять абсолютную величину электрического импеданса емкостного сенсора, а при обращении фаз в режим нефть-в-воде, когда сильно падает зависимость импеданса от удельной доли воды, надёжнее всего переключиться на измерение фазового сдвига между током и напряжением на емкостном датчике.
Для определения электрофизических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя диэлектрической проницаемости может быть использован емкостной датчик, выполненный в виде коаксиального конденсатора с одной обкладкой цилиндрической формы и второй обкладкой в виде центрального стержня или в виде цилиндрического конденсатора с обкладками в виде диаметрально расположенных сегментов цилиндра.
Для определения электрофизических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя электропроводности среды может быть использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и к оси трубы или расположенных коаксиально друг к другу и ортогонально к оси трубы.
Для определения акустических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя относительного содержания газа может быть использован ультразвуковой датчик, выполненный в виде одного или нескольких пар пьезокерамических преобразователей источник-приемник, расположенных в поперечном сечении трубы, диаметрально противоположно друг другу.
Для выполнения заявляемого устройства с широкими функциональными возможностями отрезок трубы, внутри которого установлены датчики, выполнен составным из нескольких герметично соединенных между собой секций-модулей, каждая из которых оборудована одним или несколькими типами измерителей. Модульность архитектуры устройства позволяет оперативно менять состав измерительных секций, расширять диапазоны работы устройства при необходимости. Это важно при долговременных работах на реальных нефтегазовых скважинах, когда в процессе эксплуатации режимы течения скважин- 3 024819 ной жидкости могут быть изменены в связи со сменой режимов эксплуатации скважины, применением оптимизирующих операций, таких как гидроразрыв пласта или кислотная обработка, спуск насосов различной конфигурации, изменениями штуцера и прочее. Поэтому работу модулей можно рассматривать независимо друг от друга.
Для уменьшения габаритов устройства при одновременном повышении его быстродействия измерительное устройство выполнено на основе микроконтроллера, оборудованного входным интерфейсом для оцифровки сигналов с датчиков.
Для обеспечения возможности постоянного мониторинга за состоянием скважины, измерительное устройство оборудовано энергонезависимым накопителем для хранения измерений, источником автономного электропитания и внешним интерфейсом, подключенным к модулю радиоканала.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлен вариант реализации заявляемого устройства с емкостным коаксиальным датчиком и одиночным ультразвуковым измерителем скорости распространения и амплитуды акустического сигнала, включающий: отрезок трубы 1, в котором установлен ультразвуковой измеритель, состоящий из источника 2а и приемника 2б, а также емкостной датчик, состоящий из наружной цилиндрической обкладки 3 и центрального стержня 4; датчики давления 5 и температуры 6; контроллер 7 с входным интерфейсом 8; фланцы крепления 9а и 9б.
На фиг. 2а-в представлен вариант реализации заявляемого устройства с емкостным датчиком, выполненным в виде двух пар диаметрально расположенных электродов 10а-10д и двумя диаметрально расположенными ультразвуковыми измерителями 2а-б и 2в-г.
На фиг. 3 представлен вариант реализации заявляемого устройства модульного типа с радиопередающим каналом, состоящий из четырех трубных модулей, соединенных между собой фланцами в единый блок, три модуля из которых оборудованы измерительными датчиками, а четвертый - является резервным. Устройство дополнительно включает: модуль акустических измерителей количества газа 11; модуль термобарометрии 12; модуль диэлькометрических измерителей содержания воды 13; резервный модуль 14; выходной интерфейс контроллера 15 (радиомодуль с антенной); модуль автономного питания 16.
На фиг. 4 представлен еще один вариант реализации модуля диэлькометрического измерителя содержания воды 13, включающий: соосные с трубой катушки 17а и 17б индукционного измерителя электропроводности 18.
На фиг. 5 представлен еще один вариант реализации модуля диэлькометрического измерителя содержания воды 13, включающий: катушки индуктивности 19а и 19б, расположенные на поверхности трубы диаметрально противоположно друг другу.
На фиг. 6 представлены графики зависимостей электропроводности и диэлектрической проницаемости водно-нефтяной смеси от удельной доли воды, где: 21 - зависимость электропроводности воднонефтяной смеси; 22 - зависимость диэлектрической проницаемости водно-нефтяной эмульсии; 23 - область эмульсий типа вода-в-нефти; 24 - область эмульсий типа нефть-в-воде.
На фиг. 7 представлены графики зависимостей амплитуды акустических колебаний после прохождения через газожидкостную смесь и скорости прохождения акустической волны от удельного газосодержания в среде, где 25 - зависимость амплитуды акустических колебаний; 26 - зависимость скорости акустической волны.
Лучший вариант осуществления изобретения
Рассмотрим работу заявляемого устройства, представленного на фиг. 3. Смесь нефти, воды и газа в произвольных пропорциях (скважинная жидкость) поступает внутрь устройства через фланец 9а. Ультразвуковые волны излучаются с одного из диаметрально расположенных пьезокерамических преобразователей 2а проходят через протекающую смесь, изменяя свои характеристики в зависимости от свойств среды, и попадают на точно такой же преобразователь 2б, сигнал с которого поступает в контроллер 7 через входной интерфейс 8, где аналоговый сигнал преобразовывается в цифровой, и контроллер 7 вычисляет его параметры: скорость пробега ультразвуковой волны и ее амплитуду. На стенке трубы установлены датчики гидростатического давления 5 и температуры 6, сигнальные выходы которых так же присоединены к контроллеру 7 через входной интерфейс 8.
Как уже было сказано выше, амплитуда акустической волны и скорость ее пробега зависят от свойств смеси, а главным образом, от ее средней плотности, т.е. соотношения между газовой фракцией и жидкостной. На фиг. 7 представлены качественные графики, отражающие характер поведения зависимости амплитуды акустической волны 25 и скорости распространения волны 26 от относительного содержания газа в жидкости. Из общей теории распространения акустических волн в газовых и жидкостных средах следует, что затухание акустического сигнала зависит множества параметров среды, в частности от ее плотности, вязкости, теплопроводности и т.д., в частности в газовой среде затухание существенно выше, чем в жидкости, график, полученный на экспериментальной установке, подтверждает этот факт, и мы видим значительное падение амплитуды сигнала в приемнике при повышении концентрации газовых пузырьков с жидкости, точка Ь - соответствует нулевому содержанию газа и является максимальной по амплитуде, точка а - наоборот, соответствует амплитуде в чисто газовой среде. Эти точки служат калиб- 4 024819 ровочными параметрами, исходя из которых, мы можем по измеренной амплитуде η определить соотношение между газовой и жидкостной фазами. Точно так же и скорость распространения акустической волны несет информацию о соотношении между газовой и жидкостной фракцией. Далее, смесь попадает в интервал работы измерителя содержания воды 13, который может быть реализован с помощью датчика диэлектрической проницаемости, состоящего из обкладок конденсатора 10а и 10б. Сигнальный выход измерителя так же присоединен к контроллеру 7, где происходит вычисление диэлектрической проницаемости среды, протекающей во внутреннем объеме устройства. Дальнейшая обработка данных заключается в вычислении параметров газонасыщенности по имеющимся калибровочным значениям скорости и амплитуды затухания ультразвукового сигнала с учетом температуры среды и гидростатического давления, вычислении водо-насыщенности жидкой части среды по имеющимся калибровочным значениям измерителя диэлектрической проницаемости (предварительно записанным в память контроллера 7). Заявляемое устройство в таком случае имеет ограничение по диапазону изменения концентрации воды, а именно чувствительность емкостного датчика к количеству воды имеет ограничение - не более 80% воды при нулевом содержании газа. Для преодоления этого ограничения измеритель содержания воды 13 может быть реализован с помощью датчика электропроводности 18 смеси (см. фиг. 4а) чувствительность которого, наоборот, находиться ниже точки обращения эмульсии, а именно при относительных количествах воды более 40%. Таким образом, использование обоих модулей (диэлектрической проницаемости и электропроводности) позволит вычислять электрический импеданс смеси, что при учете газосодержания позволяет достоверно (не хуже 5%) определить относительное содержание воды. Пример такой зависимости можно видеть на фиг. 6, на котором приведены качественные диаграммы диэлектрической проницаемости 22 и электропроводности смеси 21, в зависимости от содержания воды. Из этих диаграмм видно, что в области низкого водосодержания 23 высокой чувствительностью обладает именно емкостной метод вплоть до значений около 40 % воды, далее следует диапазон от 40 до 60% (в зависимости от свойств жидкостей и термобарических условий) в котором и один и другой метод не демонстрируют явных преимуществ, и верхний диапазон содержания воды 24, в котором концентрация капель нефти обуславливает значения удельного электрического сопротивления. Модуль, представленный на фиг. 4, дополнительно может быть введен в состав устройства, представленного на фиг. 3, вместо резервного модуля 14. Таким образом, комбинация этих двух характеристик называемая электрическим импедансом оказывается наилучшим показателем содержания воды во всем диапазоне.
Измерение температуры и давления одновременно с измерениями импеданса позволяет как вводить поправки, обусловленные температурными коэффициентами физических свойств, так и проводить пересчет относительных концентраций компонент к абсолютным значениям при нормальных условиях.
Техническая применимость
Для проверки работоспособности заявляемого устройства была собрана лабораторная установка из измерительной ячейки в виде вертикальной трубы, в которую заливалась испытуемая жидкость. Через нижнюю часть трубы подавался определённый поток воздуха от компрессора, чтобы создать движение пузырьков газа в жидкости с заданной концентрацией. В трубу заливались жидкости с различными электрофизическими свойствами: смеси воды с различными уровнями минерализации и трансформаторного масла для получения различных значений диэлектрической проницаемости и проводимости испытуемой среды. Воздух подавался только в водные растворы с разной минерализацией по причинам пожаробезопасности. Подача воздуха в измерительную ячейку регулировалась с помощью игольчатого клапана от малогабаритного компрессора с ресивером ΡΚΟΚΑΒ, обеспечивающим равномерную подачу воздуха с расходом до 350 л/мин.
Электрические измерения проводились как с серийным диэлькометрическим датчиком ВАД-40 производства НПО Техноком, так и с лабораторной модельной установкой в широком частотном диапазоне с верхней границей 100 МГц. Модельная установка для определения электрофизических свойств представляла собой конденсатор с плоскопараллельными электродами, подключенными к генератору синусоидального напряжения с регулируемой частотой, собранному на частотном синтезаторе ΑΌ9957 (производства Апа1од Иеу1ее8) и токовому сенсору, между пластин которого помещались различные образцовые среды. Сигналы с генератора и токового сенсора подавались для сравнения на фазовый детектор, собранный на контроллере ΑΌ8302 (производства Апа1од Иеу1ее8), а затем на двухканальный быстродействующий АЦП, собранный на контроллере АИ9650 (производства Апа1од Иеу1ее8). В результате сравнения сигналов тока и напряжения на конденсаторе, вычислялись электрический импеданс и сдвиг фазы между током и напряжением на конденсаторе, которые зависят от электрофизических свойств среды, заполняющей пространство между обкладками - проводимости и диэлектрической проницаемости.
Для акустических измерений была взята пара пьезокерамических преобразователей на титанате бария, герметично вмонтированных в стенку трубы диаметрально напротив друг друга в поперечном сечении трубы, сигнал измерялся как в прямом направлении потока, так и в обратном (путём обращения источника в приёмник и наоборот) для компенсации движения самой среды, на частотах ультразвука до 100 кГц. Измерялось как время пробега акустической волны от источника к приёмнику, так и амплитуда акустических колебаний после прохождения через среду. Один из пьезокерамических преобразователей выполнял роль источника ультразвука, на него подавались импульсы заданной частоты от регулируемого
- 5 024819 генератора ультразвуковой частоты (УЗЧ), а второй - роль приёмника ультразвука, преобразующего акустические колебания среды, в электрические импульсы, поступающие для оцифровки на вход АЦП, подключенного к персональному компьютеру (ПК), для последующего анализа. Сравнение данных, полученных с источника и приемника ультразвука, позволяет вычислить как скорость распространения акустической волны, так и затухание амплитуды акустических колебаний. В свою очередь указанные характеристики зависят от плотности, вязкости и теплофизических свойств среды, что позволяет на основании простой физической модели вычислить компонентный состав.
В качестве датчика температуры использовался термопарный преобразователь типа ТП008Е производства Термоавтоматика, подключаемый к низкочастотному многоканальному блоку АЦП Е14-440 производства Ь-Сагб. Для измерения гидростатического давления был выбран малогабаритный датчик давления типа ДМ5007 производства компании Манотомь с цифровым выводом результатов измерений. Акустические и диэлькометрические датчики подключались к блокам АЦП для оцифровки сигналов и передачи по шине И8В в ПК для дальнейших преобразования и вычислений.
Для проверки работоспособности акустического и диэлькометрического измерителей проводились замеры на серии образцовых смесей известного состава. На фиг. 6 показана качественная зависимость проводимости и диэлектрической проницаемости по оси Υ от удельной доли воды в жидкости по оси X, а на фиг. 7 показана зависимость амплитуды акустического сигнала по оси Υ от удельной доли газа по оси X. Качественно с ростом удельной доли воды в жидкости проводимость и диэлектрическая проницаемость возрастают, а с ростом газосодержания падает амплитуда акустического сигнала. На этой же диаграмме приведена зависимость скорости акустической волны в газожидкостной среде от удельной доли газа в жидкости. Для практического определения удельной доли воды в жидкости и газосодержания в смеси требуются калибровочные измерения по эталонным смесям, например, на чистой воде, чистом трансформаторном масле, чистом воздухе, и нескольким смесям с характеристическими составами, по которым строятся аппроксимационные зависимости измеряемых величин от состава смеси. Имея такие зависимости легко решить обратную задачу, т.е. определить компонентный состав по измеренным электрофизическим и акустическим свойствам.
Таким образом, была проверена работоспособность двух методов для определения относительного количества газа в жидкости и количества воды в жидкости, испытания показали, что предложенное техническое решение обеспечивает определение долевого содержания компонентов нефти, газа и воды с точностью не хуже 5%.
Claims (9)
1. Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости, включающее отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а так же система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству, отличающееся тем, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения диэлектрической проницаемости используется емкостной датчик, выполненный в виде коаксиального конденсатора с одной обкладкой цилиндрической формы и второй обкладкой в виде центрального стержня.
3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения диэлектрической проницаемости используется емкостной датчик, выполненный в виде цилиндрического конденсатора с обкладками в виде диаметрально расположенных сегментов цилиндра.
4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения электропроводности среды использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и к оси трубы.
5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения электропроводности среды использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и ортогонально к оси трубы.
6. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве датчика относительного содержания газа использован ультразвуковой датчик, выполненный в виде одной или нескольких пар пьезокерамических преобразователей источник-приемник, расположенных в поперечном сечении трубы, диаметрально противоположно друг другу.
7. Устройство по п.1, отличающееся тем, что отрезок трубы, внутри которого установлены датчики, выполнен составным, состоящим из нескольких герметично соединенных между собой секций-модулей, каждая из которых оборудована одним или несколькими типами измерителей.
- 6 024819
8. Устройство по п.1, отличающееся тем, что измерительное устройство выполнено на основе микроконтроллера, оборудованного входным интерфейсом для оцифровки сигналов с датчиков.
9. Устройство по п.1, отличающееся тем, что измерительное устройство оборудовано энергонезависимым накопителем для хранения измерений, источником автономного электропитания и внешним интерфейсом, подключенным к модулю радиоканала.
- 7 024819
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012000208 | 2012-03-23 | ||
PCT/RU2012/000681 WO2013141748A1 (ru) | 2012-03-23 | 2012-08-20 | Устройство для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201400525A1 EA201400525A1 (ru) | 2014-10-30 |
EA024819B1 true EA024819B1 (ru) | 2016-10-31 |
Family
ID=49223068
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201400525A EA024819B1 (ru) | 2012-03-23 | 2012-08-20 | Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
EA (1) | EA024819B1 (ru) |
WO (1) | WO2013141748A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016094321A2 (en) * | 2014-12-08 | 2016-06-16 | Ardrey William E | System and method for measuring and processing petroleum |
CN105275450B (zh) * | 2015-11-19 | 2018-03-06 | 天津大学 | 油气水三相流流动参数声电传感器组合测量方法 |
CN105756676A (zh) * | 2015-11-19 | 2016-07-13 | 天津大学 | 油气水三相流透射式超声传感器持气率测量方法 |
CN107238658B (zh) * | 2016-03-28 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 超声波测量系统及方法 |
EP3945201A1 (en) * | 2020-08-01 | 2022-02-02 | Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg | Controlling of an oil well based on fluid parameters |
US20230314198A1 (en) * | 2022-03-30 | 2023-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for analyzing multiphase production fluids |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126143C1 (ru) * | 1998-03-02 | 1999-02-10 | Мельников Владимир Иванович | Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды |
RU31401U1 (ru) * | 2003-03-11 | 2003-08-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" | Устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости |
US7276916B2 (en) * | 2002-09-10 | 2007-10-02 | Epsis As | Method and arrangement for measuring conductive component content of a multiphase fluid flow and uses thereof |
RU2334200C1 (ru) * | 2007-02-08 | 2008-09-20 | ОАО "Техприбор" | Система измерения массового расхода компонентов трехкомпонентного газожидкостного потока |
US20100305882A1 (en) * | 2009-05-26 | 2010-12-02 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for monitoring multiphase fluid flow |
US20110138928A1 (en) * | 2009-12-11 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of measuring flow properties of a multiphase fluid |
US20110146413A1 (en) * | 2009-11-27 | 2011-06-23 | Vlastimil Masek | Cyclonic sensor for multiphase composition measurement |
-
2012
- 2012-08-20 EA EA201400525A patent/EA024819B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-08-20 WO PCT/RU2012/000681 patent/WO2013141748A1/ru active Application Filing
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126143C1 (ru) * | 1998-03-02 | 1999-02-10 | Мельников Владимир Иванович | Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды |
US7276916B2 (en) * | 2002-09-10 | 2007-10-02 | Epsis As | Method and arrangement for measuring conductive component content of a multiphase fluid flow and uses thereof |
RU31401U1 (ru) * | 2003-03-11 | 2003-08-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" | Устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости |
RU2334200C1 (ru) * | 2007-02-08 | 2008-09-20 | ОАО "Техприбор" | Система измерения массового расхода компонентов трехкомпонентного газожидкостного потока |
US20100305882A1 (en) * | 2009-05-26 | 2010-12-02 | Expro Meters, Inc. | Method and apparatus for monitoring multiphase fluid flow |
US20110146413A1 (en) * | 2009-11-27 | 2011-06-23 | Vlastimil Masek | Cyclonic sensor for multiphase composition measurement |
US20110138928A1 (en) * | 2009-12-11 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of measuring flow properties of a multiphase fluid |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2013141748A1 (ru) | 2013-09-26 |
EA201400525A1 (ru) | 2014-10-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101810722B1 (ko) | 음향 상분리기 및 다상 유체의 조성 모니터링이 일체화된 장치 및 방법 | |
Meribout et al. | Multiphase flow meters targeting oil & gas industries | |
US10732017B2 (en) | Tomography apparatus, multi-phase flow monitoring system, and corresponding methods | |
US6655221B1 (en) | Measuring multiphase flow in a pipe | |
EA024819B1 (ru) | Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости | |
EP3494278B1 (en) | Monitoring hydrocarbon fluid flow | |
Shi et al. | An electrical and ultrasonic Doppler system for industrial multiphase flow measurement | |
Zhai et al. | The ultrasonic measurement of high water volume fraction in dispersed oil-in-water flows | |
RU129256U1 (ru) | Устройство для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины | |
Zhai et al. | Structure detection of horizontal gas–liquid slug flow using ultrasonic transducer and conductance sensor | |
RU2678955C1 (ru) | Способ измерения влагосодержания и отбора проб в трехкомпонентных смесях из добывающих нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
RU2247947C1 (ru) | Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостно-твердотельного потока и устройство для его осуществления | |
Wang et al. | Methodology for production logging in oil-in-water flows under low flow rate and high water-cut conditions | |
Zhang et al. | Comparison of transverse with axial excitation modes cross correlation flowmeters in high water-cut oil–water flow measurement | |
Goncalves et al. | Development of a multiphase flow metering procedure based on the ultrasonic technique | |
RU2798916C1 (ru) | Устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора | |
RU2326241C1 (ru) | Установка для измерения дебита нефтяной скважины | |
Sharma et al. | Recent advances in water cut sensing technology: Chapter 4 | |
RU2689250C1 (ru) | Ультразвуковой доплеровский расходомер многокомпонентной жидкости | |
Hwili et al. | A single rod multi-modality multi-interface level sensor using an AC current source | |
Yingwei et al. | Sensing characteristics of conductance sensor for measuring the volume fraction and axial velocity in oil-water pipe flow | |
Lingfu et al. | Study on the measurement system of volume fraction and axial velocity in upward vertical pipe of oil-water two-phase flow | |
Al-Lababidi et al. | Transit Time Ultrasonic Modelling in Gas/Liquid Intermittent Flow Using Slug Existence Conditions and Void Fraction Analysis” | |
RU88433U1 (ru) | Мультисенсорный анализатор покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока | |
Ortiz Castro | Development of a multiphase composition measurement method by using capacitive sensor array |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |