RU2249204C2 - Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси - Google Patents
Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249204C2 RU2249204C2 RU2002134852/28A RU2002134852A RU2249204C2 RU 2249204 C2 RU2249204 C2 RU 2249204C2 RU 2002134852/28 A RU2002134852/28 A RU 2002134852/28A RU 2002134852 A RU2002134852 A RU 2002134852A RU 2249204 C2 RU2249204 C2 RU 2249204C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- pressure
- temperature
- oil
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Использование: для определения обводненности нефтяных скважин. Сущность: способ предусматривает отбор пробы, ее отстаивание и измерение гидростатического давления. Дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды W определяют из зависимости - W=gρвСв(t1-t0)/2ΔP, где: g - ускорение свободного падения; ρв - плотность воды при установившихся температуре и давлении; Св - скорость звука в воде; ΔР - гидростатическое давление; (t1-t0) - измеряемый интервал времени прохождения прямого и отраженного ультразвукового импульса. Способ может быть реализован с использованием устройства, содержащего герметичный корпус (емкость для отбора пробы) с датчиками давления, температуры и гидростатического (дифференциального) давления. В донной части корпуса должен быть установлен акустический преобразователь для излучения и приема ультразвуковых импульсов. Технический результат изобретения заключается в повышении точности измерения концентрации воды. 2 н, 1 з. п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к измерению концентрации воды в смеси и может быть использовано для определения обводненности нефтяных скважин.
Известен способ определения содержания воды в нефти по изменению диэлектрической проницаемости смеси, протекающей между обкладками конденсаторов, опущенных в анализируемую смесь [1. Г.С.Лутошкин. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1974, -с.30-32, рис. 11].
Способ приводит к большим погрешностям при измерении влагосодержания, так как диэлектрические проницаемости минерализованной воды и безводной нефти не являются постоянными, а изменяются в достаточно широких пределах. Кроме того, точность измерений существенно снижается из-за неоднородности смеси и явления флокуляции.
Наиболее близким является способ автоматического измерения обводненности продукции скважин, основанный на гидростатичеком измерении плотности водонефтяной смеси (гидростатическое взвешивание) с последующим пересчетом по формуле, в которой объемная концентрация воды К выражается в виде К=(ρ -ρ н)/(ρ в-ρ н), где ρ , ρ н, ρ в -плотности соответственно смеси, нефти и воды. При этом плотности воды и нефти считаются известными, а плотность смеси вычисляется по измеренному гидростатическому давлению, измеренному при определенных давлении и температуре [2. Нефтепромысловое оборудование, №10/2000, - с.120-121, рис. 3].
Обводненность продукции определяют прибором, состоящим из емкости для отбора пробы и дифференциального манометра для измерения гидростатического давления. Прибор калибруется в соответствии с известной зависимостью.
Недостатки способа связаны с тем, что плотность нефти не остается постоянной из-за изменения ее компонентного состава вследствие фазовых переходов, а в смеси может содержаться значительное количество свободного газа. Ошибка в оценке объемной концентрации воды в смеси может достигать 10%.
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности измерения концентрации воды в смеси за счет исключения необходимости использования в расчетах априорного значения плотности нефти.
Для решения поставленной задачи при измерении концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающем отбор пробы водонефтегазовой смеси, ее отстаивание и измерение гидростатического давления при фиксированных температуре и давлении, предварительно осуществляют сепарацию газа из водонефтегазовой смеси и дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды в смеси определяют из зависимости
W=gρ вCвΔ t/2Δ P = gρ вCв(t1-t0)/2Δ P, где:
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р - гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ t=(t1-t0)- интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);
t0 - момент излучения ультразвукового импульса;
t1 - момент приема ультразвукового импульса.
Для обеспечения возможности реализации способа устройство, предназначенное для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, содержащее герметичную емкость с впускным и выпускным патрубками, датчики давления, температуры и гидростатического давления, снабжено гидроциклонным сепаратором и установленным в донной части емкости акустическим преобразователем для излучения и приема ультразвуковых импульсов.
Для снижения влияния температуры и исключения засорения импульсные трубки датчика гидростатического давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, а концы импульсных трубок, подключающие датчик гидростатического давления к емкости, закрыты гибкими мембранами.
Изобретение поясняется чертежом, на котором дана схема устройства для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси.
Устройство, предназначенное для реализации способа, состоит из герметичной емкости 1, снабженной впускным патрубком 2 с клапаном 3 и выпускным патрубком 4 с клапаном 5.
Устройство снабжено датчиком давления 6, датчиком температуры 7, датчиком гидростатического давления 8, подключенным к емкости импульсными трубками 9 и 10, а также установленным в донной части емкости акустическим преобразователем 11.
Кроме того, устройство снабжено электронагревателем 12 для нагрева отбираемой в емкость пробы и дозатором 13 для подачи в нее деэмульгатора.
Для повышения точности импульсные трубки датчика гидростатического (дифференциального) давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, например полиметил-силоксановой жидкостью, а концы импульсных трубок закрыты гибкими мембранами 14 и 15, контактирующими с находящейся в емкости исследуемой смесью. С целью повышения стабильности “нуля” датчика дифференциального давления он размещается в непосредственной близости от крышки корпуса 1 и его “минусовая” импульсная трубка 9 располагается горизонтально, а “плюсовая” импульсная трубка 10 - вертикально.
С целью повышения достоверности измерений за счет повышения представительности пробы водонефтегазовой смеси ее отбирают после предварительной сепарации газа в гидроциклонном сепараторе 16.
Способ может быть реализован следующим образом.
Водонефтегазовая смесь от скважины поступает в гидроциклонный сепаратор 16, из которого под влиянием силы тяжести жидкость с остаточным мелкодисперсным газом стекает вниз и по патрубку 2 через открытый клапан 3 поступает в измерительную емкость 1 при закрытом клапане 5. Набор жидкости прекращается при достижении гидростатическим давлением столба смеси высотой L некоторого, заранее задаваемого значения Δ Р, которое измеряется датчиком дифференциального давления 8. После чего клапан 3 закрывают, а в смесь из автоматического дозатора 13 вводят деэмульгатор и нагревают ее до заранее задаваемого значения температуры.
Благодаря нагреву и действию деэмульгатора смесь расслаивается на газ, нефть и воду с образованием границы раздела фаз (ГРФ) и границы раздела компонент (ГРК). Процесс разделения контролируется датчиками давления 6 и температуры 7, а также с помощью акустического преобразователя (пьезодатчика) 11, излучающего и принимающего отраженные ультразвуковые импульсы от ГРФ и ГРК.
Появление четких импульсов отражения от ГРК и ГРФ свидетельствует о завершении процесса разделения фаз и компонент.
После завершения процесса разделения измеряются следующие величины:
Δ Р - дифференциальное давление по сигналу с датчика 8 (совпадение измеренных значений Δ Р до и после разделения свидетельствует о герметичности емкости и клапанов 3 и 5);
(t1-t0) - интервал времени прохождения импульса в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы) через слой отстоявшейся воды;
Т и Р - установившиеся значения температуры и давления.
По окончании измерений клапаны 3 и 5 открывают и набранная проба смеси вытесняется в коллектор под действием силы тяжести и перепада давления между гидроциклонным сепаратором и коллектором.
При вычислении массовой концентрации считаются заданными (известными) следующие значения:
ρ г0 - плотность газа в стандартных условиях;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р. Функция ρ в=ρ в (Т, Р, S), где S - общая минерализация воды обычно известна и табулирована;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р. Функция Св=Св (Т, Р, S) - также известна и табулирована.
Массовая концентрация воды W в смеси вычисляется по формуле:
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р -, гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ t=(t1-t0)- интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);
t0 - момент излучения ультразвукового импульса;
t1 - момент приема ультразвукового импульса.
Формула (1) выведена, исходя из следующих соображений.
По определению средняя плотность смеси в емкости ρ (до и после разделения фаз и компонентов) вычисляется по формуле:
где: V - объем цилиндрической емкости высотой L и площадью поперечного сечения S;
mв, mн, mг - массы воды, нефти и газа в емкости, соответственно.
По определению массовая концентрация воды в смеси W выражается формулой:
Выражая общую массу смеси (mв+mн+mг) из формулы (2) и подставляя это выражение в формулу (3), получим формулу:
Масса воды в смеси mв выражается формулой:
где: h - высота положения ГРК.
Подставляя выражение mв в формулу (5), получим формулу:
В соответствии с основной формулой гидростатического метода плотность смеси ρ выражается формулой:
Подставляя выражение ρ из формулы (6) в формулу (7) получим формулу:
Величина h выражается формулой:
Подставляя выражение h из формулы (9) в формулу (8) получим формулу (1):
Claims (3)
1. Способ измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающий отбор пробы водонефтегазовой смеси, ее отстаивание и измерение гидростатического давления при фиксированных температуре и давлении, отличающийся тем, что предварительно осуществляют сепарацию газа из водонефтегазовой смеси и дополнительно измеряют время прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды, а массовую концентрацию воды в смеси определяют из зависимости
W=gρ в· СвΔ · t/2Δ P=gρ в· Св(t1-t0)/2Δ Р, где
g - ускорение свободного падения;
ρ в - плотность воды при температуре Т и давлении Р;
Св - скорость звука в воде при температуре Т и давлении Р;
Δ Р - гидростатическое давление столба смеси в емкости;
Δ t=(t1-t0) - интервал времени прохождения ультразвукового импульса через слой отстоявшейся воды в обоих направлениях (прямой и отраженный импульсы);
t0 - момент излучения ультразвукового импульса;
t1 - момент приема ультразвукового импульса.
2. Устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, содержащее герметичную емкость с впускным и выпускным патрубками, датчики давления, температуры и гидростатического давления, отличающееся тем, что оно снабжено гидроциклонным сепаратором и установленным в донной части емкости акустическим преобразователем для излучения и приема ультразвуковых импульсов.
3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что импульсные трубки датчика гидростатического давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, а концы импульсных трубок, подключающие датчик гидростатического давления к емкости, закрыты гибкими мембранами.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002134852/28A RU2249204C2 (ru) | 2002-12-23 | 2002-12-23 | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002134852/28A RU2249204C2 (ru) | 2002-12-23 | 2002-12-23 | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002134852A RU2002134852A (ru) | 2004-06-27 |
| RU2249204C2 true RU2249204C2 (ru) | 2005-03-27 |
Family
ID=35560771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002134852/28A RU2249204C2 (ru) | 2002-12-23 | 2002-12-23 | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2249204C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474808C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-02-10 | Виктор Иванович Чудин | Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины |
| RU2764609C1 (ru) * | 2021-04-30 | 2022-01-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Акустический влагомер наклонных и горизонтальных скважин |
-
2002
- 2002-12-23 RU RU2002134852/28A patent/RU2249204C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474808C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-02-10 | Виктор Иванович Чудин | Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины |
| RU2764609C1 (ru) * | 2021-04-30 | 2022-01-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Акустический влагомер наклонных и горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0493886B1 (en) | Multiphase flow rate monitoring means and method | |
| US6182505B1 (en) | Method and apparatus for studying the properties of a multiphase fluid under pressure flowing in a duct, such as a petroleum stream | |
| RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
| US5616856A (en) | Device and method for detecting interfaces separating several phases by ultrasonic waves | |
| SU912052A3 (ru) | Устройство дл отбора проб многофазной жидкости | |
| EP2749334A1 (en) | Method and device for determining the liquid volume fraction of entrained liquid | |
| CN106988723A (zh) | 称重法三相计量装置及其测量方法 | |
| CN2651718Y (zh) | 油井油气水三相流量自动计量装置 | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
| CN107587873A (zh) | 一种井口智能含水检测装置 | |
| RU2249204C2 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси | |
| CN211148396U (zh) | 一种原油含水率在线测量装置 | |
| US3359787A (en) | Method and apparatus for monitoring liquids | |
| RU2253099C1 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси | |
| RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
| RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
| CN108590626A (zh) | 一种油气水三相微量自动计量装置及方法 | |
| RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
| Skeie et al. | Level estimation in oil/water separators based on multiple pressure sensors and multivariate calibration | |
| RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
| RU2057922C1 (ru) | Установка для измерения продукции скважин | |
| RU2779533C1 (ru) | Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины | |
| RU2807959C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин | |
| CN2394225Y (zh) | 新型单井自动量油测气装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111224 |