RU2253099C1 - Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture - Google Patents

Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture Download PDF

Info

Publication number
RU2253099C1
RU2253099C1 RU2003128486/28A RU2003128486A RU2253099C1 RU 2253099 C1 RU2253099 C1 RU 2253099C1 RU 2003128486/28 A RU2003128486/28 A RU 2003128486/28A RU 2003128486 A RU2003128486 A RU 2003128486A RU 2253099 C1 RU2253099 C1 RU 2253099C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
tank
hydrostatic pressure
gas mixture
Prior art date
Application number
RU2003128486/28A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
И.И. Винштейн (RU)
И.И. Винштейн
А.К. Губарев (RU)
А.К. Губарев
Original Assignee
Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" filed Critical Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ"
Priority to RU2003128486/28A priority Critical patent/RU2253099C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2253099C1 publication Critical patent/RU2253099C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: method includes taking sample of water-oil-gas mixture in hermetic tank, exposure thereof and measurement of hydrostatic pressure P1. after exposure and forming of oil-water boundary water is let out and hydrostatic pressure P2 is measured again when oil-water boundary reaches bottom of tank, and mass concentration of water W is determined from formula W=(1-P2/P1). Device has hermetic tank with inlet and outlet branch pipes, temperature detectors and hydrostatic pressure detectors, relay detector of oil-water joint position mounted near tank bottom and blow branch pipe with valve for forcing liquid phase from tank by gas.
EFFECT: higher precision.
2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к измерению концентрации воды в водонефтегазовой смеси и может быть использовано для определения влагосодержания продукции нефтяных скважин.The invention relates to measuring the concentration of water in a water-oil and gas mixture and can be used to determine the moisture content of oil well products.

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].A known method for determining the water content in oil by changing the dielectric constant of the mixture flowing between the plates of capacitors dropped into the analyzed mixture [1. G.S. Lutoshkin. Collection and preparation of oil, gas and water. M., Nedra, 1974, p.30-32, Fig. 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.The method leads to large errors in the measurement of moisture content, since the dielectric constant of mineralized water and anhydrous oil are not constant, but vary over a fairly wide range. In addition, the accuracy of measurements is significantly reduced due to the heterogeneity of the mixture and the phenomenon of flocculation.

Наиболее близким является способ автоматического измерения влагосодержания в продукции скважин, основанный на гидростатическом методе измерении плотности водонефтяной смеси (гидростатическое взвешивание) с последующим пересчетом по формуле, в которой объемная концентрация воды К выражается в виде К=(ρ-ρH)/(ρB-ρH), где ρ, ρH, ρB - плотности соответственно смеси, нефти и воды. При этом плотности воды и нефти считаются известными, а плотность смеси вычисляется по гидростатическому давлению, измеренному при определенных давлении и температуре [2. Нефтепромысловое оборудование, №10/2000, - с.120-121, рис.3].The closest is a method for automatic measurement of moisture content in well production, based on a hydrostatic method for measuring the density of a water-oil mixture (hydrostatic weighing), followed by recalculation according to the formula in which the volumetric concentration of water K is expressed as K = (ρ-ρ H ) / (ρ B -ρ H ), where ρ, ρ H , ρ B are the densities of the mixture, oil and water, respectively. In this case, the densities of water and oil are considered known, and the density of the mixture is calculated by the hydrostatic pressure measured at certain pressure and temperature [2. Oilfield equipment, No. 10/2000, - p.120-121, Fig. 3].

Влагосодержание продукции определяют прибором, состоящим из емкости (корпуса) для отбора пробы и дифференциального манометра для измерения гидростатического давления. Прибор калибруется в соответствии с известной зависимостью (формулой).The moisture content of the products is determined by a device consisting of a container (housing) for sampling and a differential pressure gauge for measuring hydrostatic pressure. The device is calibrated in accordance with a known relationship (formula).

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%.The disadvantages of the method are that the oil density does not remain constant due to changes in its component composition due to phase transitions, and a significant amount of free gas may be contained in the mixture. The error in estimating the volumetric concentration of water in the mixture can reach 10%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности измерения концентрации воды в смеси за счет исключения необходимости использования в расчетах априорного значения плотностей нефти и воды.The technical challenge facing the invention is to increase the accuracy of measuring the concentration of water in the mixture by eliminating the need to use the a priori values of the densities of oil and water in the calculations.

Для решения поставленной задачи в процессе измерения концентрации воды (W) в водонефтегазовой смеси, включающем отбор пробы водонефтегазовой смеси в герметичную емкость, ее отстаивание и измерение начального гидростатического давления (P1), после отстаивания пробы и образования границы раздела нефть - вода отстоявшуюся воду выпускают и вновь измеряют гидростатическое давление (P2) при достижении границей раздела нефть - вода дна емкости, а массовую концентрацию воды определяют по формулеTo solve this problem, in the process of measuring the concentration of water (W) in a water-oil and gas mixture, including sampling a water-oil and gas mixture in a sealed container, settling it and measuring the initial hydrostatic pressure (P 1 ), after settling the sample and forming an oil-water interface, the settled water is released and again measure the hydrostatic pressure (P 2 ) when the oil-water interface reaches the bottom of the tank, and the mass concentration of water is determined by the formula

Figure 00000003
Figure 00000003

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, дополнительно снабжено установленным вблизи дна емкости датчиком-реле положения границы раздела нефть - вода, например, емкостным, реагирующим на разность диэлектрических проницаемостей нефти и воды, и продувочным патрубком с клапаном для вытеснения газом жидкой фазы из емкости.To ensure the possibility of implementing the method, a device designed to measure the concentration of water in a water-gas mixture containing a sealed container with inlet and outlet pipes, pressure, temperature and hydrostatic pressure sensors is additionally equipped with an oil-water interface sensor-relay located near the bottom of the vessel, for example capacitive, responsive to the difference in the dielectric constant of oil and water, and a purge pipe with a valve for gas displacement of the liquid phase from the tank .

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 дана схема устройства для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, а на фиг.2 - положение границ раздела фаз и компонент в момент времени t2.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a diagram of a device for measuring the concentration of water in a water-oil and gas mixture, and figure 2 - the position of the phase boundary and the component at time t 2 .

Устройство, предназначенное для реализации способа, состоит из герметичной измерительной емкости 1, снабженной впускным патрубком 2 с клапаном 3, выпускным патрубком 4 с клапаном 5 и продувочным патрубком 6 с клапаном 7.A device designed to implement the method consists of a sealed measuring tank 1, equipped with an inlet pipe 2 with a valve 3, an outlet pipe 4 with a valve 5 and a purge pipe 6 with a valve 7.

Устройство снабжено датчиком давления 8, датчиком температуры 9, датчиком гидростатического давления 10, подключенным к емкости импульсными трубками 11 и 12, а также установленным в нижней части емкости датчиком-реле положения границы раздела нефть - вода 13 емкостного типа.The device is equipped with a pressure sensor 8, a temperature sensor 9, a hydrostatic pressure sensor 10 connected to the tank by impulse tubes 11 and 12, as well as a capacitive type oil-water interface switch-sensor located at the bottom of the tank.

Кроме того, устройство снабжено электронагревателем 14 для нагрева отбираемой в емкость пробы и дозатором 15 для подачи в нее деэмульгатора.In addition, the device is equipped with an electric heater 14 for heating the sample taken into the container and a dispenser 15 for supplying a demulsifier to it.

Для повышения точности импульсные трубки датчика гидростатического (дифференциального) давления заполнены разделительной жидкостью с малым коэффициентом температурного расширения, например, полиметилсилоксановой жидкостью, а концы импульсных трубок закрыты гибкими мембранами 16 и 17, контактирующими с находящейся в емкости исследуемой смесью. С целью повышения стабильности “нуля” датчика дифференциального давления он размещается в непосредственной близости от крышки емкости 1, и его “минусовая” импульсная трубка 11 располагается горизонтально, а “плюсовая” импульсная трубка 12 - вертикально.To improve accuracy, the pulse tubes of the hydrostatic (differential) pressure sensor are filled with a separation liquid with a low coefficient of thermal expansion, for example, polymethylsiloxane liquid, and the ends of the pulse tubes are closed with flexible membranes 16 and 17 in contact with the mixture under study. In order to increase the “zero” stability of the differential pressure sensor, it is placed in the immediate vicinity of the container lid 1, and its “negative” impulse tube 11 is horizontal and the “positive” impulse tube 12 is vertical.

С целью повышения достоверности измерений за счет повышения представительности пробы водонефтегазовой смеси ее целесообразно отбирать не непосредственно из продуктопровода, а после предварительной сепарации газа.In order to increase the reliability of measurements by increasing the representativeness of the sample of the oil-gas mixture, it is advisable to take it not directly from the product pipeline, but after preliminary gas separation.

Способ может быть реализован следующим образом.The method can be implemented as follows.

Водонефтегазовая смесь от скважины поступает в гидроциклонный сепаратор 18, 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 (корпус) 1 при закрытых клапанах 5 и 7. Набор жидкости прекращается при достижении гидростатическим давлением столба смеси высотой L некоторого заранее задаваемого значения Р, которое измеряется датчиком дифференциального давления 10. После этого клапан 3 закрывают, а продукция скважины, поступающая в гидроциклонный сепаратор 18, подается из него в промысловую систему сбора и подготовки нефти, газа и воды.The water-oil and gas mixture from the well enters a hydrocyclone separator 18, from which, under the influence of gravity, the liquid with the residual fine gas flows down and through the pipe 2 through the open valve 3 enters the measuring tank (body) 1 with the valves 5 and 7 closed. The fluid stops when the hydrostatic pressure of a column of a mixture of height L reaches a predetermined value of P, which is measured by a differential pressure sensor 10. After this, valve 3 is closed, and the well’s output in the hydrocyclone separator 18, is fed from it into the field system for collecting and preparing oil, gas and water.

В смесь, отобранную в емкость 1, из автоматического дозатора 15 вводят деэмульгатор и нагревают ее до заранее задаваемого значения температуры.A demulsifier is introduced into the mixture selected into the container 1 from the automatic dispenser 15 and heated to a predetermined temperature value.

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 датчикам давления 8 и температуры 9.Due to the heating and the action of the demulsifier, the mixture is stratified into gas, oil and water with the formation of a phase boundary (GRF) and a component interface (GRK). The separation process is controlled by pressure sensors 8 and temperature 9.

После завершения процесса разделения в момент t1 измеряют дифференциальное давление P1 датчиком 10. Затем клапаны 5 и 7 открывают, и смесь из емкости вытесняется в коллектор под действием силы тяжести и разности давлений. В процессе вытеснения смеси в момент времени t2, фиксируемый датчиком 13 и соответствующий прохождению через его чувствительный элемент ГРК, дополнительно измеряется значение дифференциального давления Р2.After completion of the separation process at the time t 1 measured by the differential pressure sensor P 1 10. Valves 5 and 7 is then opened and the mixture is displaced from the container into the reservoir by gravity and pressure difference. In the process of displacing the mixture at time t 2 , recorded by the sensor 13 and corresponding to the passage through its sensitive element GRK, the differential pressure P 2 is additionally measured.

Процесс вытеснения жидкой фазы заканчивают в момент t3, фиксируемый достижением минимального значения гидростатического давления Р3 с датчика 10 (Р3<<P1, так как плотность газа, заполняющего в этот момент емкость, много меньше плотностей нефти и воды). Далее клапаны 3 и 7 закрывают, и цикл измерений может быть повторен в новой пробе смеси, набираемой через открытый клапан 3.The process of displacing the liquid phase is completed at time t 3 , fixed by reaching the minimum value of hydrostatic pressure P 3 from the sensor 10 (P 3 << P 1 , since the density of the gas filling the tank at this moment is much lower than the densities of oil and water). Then, valves 3 and 7 are closed, and the measurement cycle can be repeated in a new sample of the mixture collected through open valve 3.

Массовую концентрацию воды определяют по отношению изменения гидростатического давления к начальному гидростатическому давлениюThe mass concentration of water is determined by the ratio of the change in hydrostatic pressure to the initial hydrostatic pressure

Figure 00000004
Figure 00000004

Формула (1) выведена из следующих соображений.Formula (1) is derived from the following considerations.

По определению массовая концентрация воды в смеси W выражается формулой (2)By definition, the mass concentration of water in a mixture of W is expressed by the formula (2)

Figure 00000005
Figure 00000005

где mв, mн, mг - масса воды, нефти и газа в столбе смеси высотой L соответственно.where m in , m n , m g - the mass of water, oil and gas in a column of a mixture of height L, respectively.

При условииOn condition

Figure 00000006
Figure 00000006

формула (2) может быть заменена формулой (4)formula (2) can be replaced by formula (4)

Figure 00000007
Figure 00000007

где m - сумма масс нефти mн и воды mв.where m is the sum of the masses of oil m n and water m in .

Гидростатическое давление в момент t1 выражается формулой (5)The hydrostatic pressure at time t 1 is expressed by the formula (5)

Figure 00000008
Figure 00000008

где ρ1 - средняя плотность смеси в момент t1;where ρ 1 is the average density of the mixture at time t 1 ;

g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity;

Н - положение ГРФ в момент t1.H is the position of the GRF at time t 1 .

По определению плотность ρ1 выражается формулой (6)By definition, the density ρ 1 is expressed by the formula (6)

Figure 00000009
Figure 00000009

где S - площадь поперечного сечения цилиндрической емкости.where S is the cross-sectional area of the cylindrical container.

Подставляя выражение ρ1 из формулы (6) в формулу (5), получим формулуSubstituting the expression ρ 1 from formula (6) into formula (5), we obtain the formula

Figure 00000010
Figure 00000010

Гидростатическое давление в момент t2 выражается формулойHydrostatic pressure at time t 2 is expressed by the formula

Figure 00000011
Figure 00000011

где h - высота столба воды в момент t1.where h is the height of the water column at time t 1 .

По определению плотность нефти ρн выражается формулойBy definition, the density of oil ρ n is expressed by the formula

Figure 00000012
Figure 00000012

Подставляя выражение ρн из формулы (9) в формулу (8), получимSubstituting the expression ρ n from formula (9) into formula (8), we obtain

Figure 00000013
Figure 00000013

Из формулы (10) массу mв можно выразить формулойFrom formula (10), the mass m in can be expressed by the formula

Figure 00000014
Figure 00000014

Подставляя выражение массы m из формулы (7) в формулу (11), получимSubstituting the expression for mass m from formula (7) into formula (11), we obtain

Figure 00000015
Figure 00000015

Из формул (12) и (7) получим формулу (1) для вычисления W:From formulas (12) and (7) we obtain formula (1) for calculating W:

Figure 00000016
Figure 00000016

Claims (4)

1. Способ измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси, включающий отбор пробы водонефтегазовой смеси в герметичную емкость, ее отстаивание и измерение начального гидростатического давления P1, отличающийся тем, что после отстаивания пробы и образования границы раздела нефть-вода отстоявшуюся воду выпускают и вновь измеряют гидростатическое давление Р2 при достижении границей раздела “нефть-вода” дна емкости, а массовую концентрацию воды W определяют по формуле1. The method of measuring the concentration of water in the oil-gas mixture, including sampling the oil-gas mixture in a sealed container, settling it and measuring the initial hydrostatic pressure P 1 , characterized in that after settling the sample and the formation of the oil-water interface, the settled water is released and the hydrostatic is measured again the pressure P 2 when the interface “oil-water” reaches the bottom of the tank, and the mass concentration of water W is determined by the formula
Figure 00000017
Figure 00000017
 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 установленным вблизи дна емкости датчиком-реле положения границы раздела нефть-вода и продувочным патрубком с клапаном для вытеснения газом жидкой фазы из емкости.2. A device for measuring the concentration of water in a water-oil and gas mixture, containing a sealed container with inlet and outlet pipes, pressure, temperature and hydrostatic pressure sensors, characterized in that it is equipped with a sensor-relay of the oil-water interface and a purge pipe installed near the bottom of the tank with a valve for gas displacement of the liquid phase from the tank. 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 закрыты гибкими мембранами.3. The device according to claim 2, characterized in that the impulse tubes of the hydrostatic pressure sensor are filled with a separation fluid with a low coefficient of thermal expansion, and the ends of the impulse tubes are closed with flexible membranes. 4. Устройство по п.2 или 3, отличающееся тем, что “минусовая” импульсная трубка датчика гидростатического давления расположена горизонтально, а “плюсовая” импульсная трубка - вертикально.4. The device according to claim 2 or 3, characterized in that the “minus” pulse tube of the hydrostatic pressure sensor is located horizontally, and the “plus” pulse tube is vertical.
RU2003128486/28A 2003-09-22 2003-09-22 Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture RU2253099C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003128486/28A RU2253099C1 (en) 2003-09-22 2003-09-22 Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003128486/28A RU2253099C1 (en) 2003-09-22 2003-09-22 Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2253099C1 true RU2253099C1 (en) 2005-05-27

Family

ID=35824598

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003128486/28A RU2253099C1 (en) 2003-09-22 2003-09-22 Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2253099C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102495191A (en) * 2011-10-19 2012-06-13 中国石油化工股份有限公司 Buried horizontal oil tank blast accident harm test device
RU2659301C1 (en) * 2017-08-23 2018-06-29 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" Device for determining dripping liquid in hydrocarbon gas stream

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102495191A (en) * 2011-10-19 2012-06-13 中国石油化工股份有限公司 Buried horizontal oil tank blast accident harm test device
RU2659301C1 (en) * 2017-08-23 2018-06-29 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" Device for determining dripping liquid in hydrocarbon gas stream

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2299322C1 (en) Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
JPH02138829A (en) Method and apparatus for measuring liquid containing bubble
GB2319620A (en) Measuring the properties of a multiphase fluid
RU2396427C2 (en) Method for determination of water cuttings of oil well production &#34;ohn++&#34;
CA2293903C (en) Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates
US4549432A (en) Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream
CN107587873A (en) A kind of well head intelligent moisture-content detection means
RU2253099C1 (en) Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture
RU2236584C1 (en) Method and device for measuring oil debit
RU2299321C2 (en) Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
CN108590626B (en) Oil-gas-water three-phase trace automatic metering device and method
RU2340772C2 (en) Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells &#34;охн+&#34;
RU2249204C2 (en) Method and device for measuring content of water in water-oil-gas mixture
RU2220282C1 (en) Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation
RU2733954C1 (en) Method of measuring production of oil well
RU2131027C1 (en) Device for measuring production rate of oil wells
RU2779533C1 (en) Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole
RU2244122C1 (en) Method of measuring liquid flow in gas-liquid mixtures
RU2533745C1 (en) Dialling and calibration method of gas flow meter, and device for its implementation
RU2057922C1 (en) Set for measuring productivity of wells
RU2807959C1 (en) Method for determining water cut in oil well production
RU2763193C1 (en) Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum
RU2355884C1 (en) Method of measuring well production and facility for implementation of this method
US3009359A (en) Automatic well testing system
RU2246614C1 (en) Method and device for measuring liquid flow in gas-liquid mixtures

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20110923