УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРЕЛОМЛЕНИЯ И ДИСПЕРСИИ НЕФТИ НА УСТЬЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для геолого-промыслового контроля разработки нефтяного месторождения оптическими методами и исследования нефтедобывающих скважин, и касается измерения показателей преломления и дисперсии добываемых жидкостей, дебита по нефти и воде и обводненности непосредственно на устье добывающей скважины в режиме реального времени.
Известно, что нефть характеризуется сильной неоднородностью по физико-химическим свойствам, в том числе плотности и особенно оптическим характеристикам. Оптические свойства нефти сопоставляются с содержанием в нефти асфальтно-смолистых углеводородов влияющих на плотность, вязкость и иные физические характеристики и параметры нефти.
Известен способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления, содержащее автономный скважинный прибор, включающий корпус с отсеками, в которых размещены датчики измерения и регистрации (Патент РФ №2172826, Кл. E21B 47/00).
Недостатками известного способа является сложность и трудоемкость использования, так как применяется спускаемый прибор для осуществления исследования действующих скважин, что ведет к значительным затратам средств и времени, а также отсутствие мобильности прибора.
Существует автоматический рефрактометр, содержащий источник света, формирующую линзу и измерительную призму, причем в рефрактометр введен узел, состоящий из концентрирующей линзы и рассеивающего матового стекла и преобразующий отраженный модулированный световой поток, при этом концентрирующая линза предназначена для сбора отраженного модулированного светового потока на рассеивающее матовое стекло и в рефрактометре предусмотрен фотодиод, воспринимающий яркость свечения матового стекла (заявка на изобретение №2002130730/28, Кл. G02B 17/00).
Недостатком данного рефрактометра является то, что он не предназначен для определения дисперсии добываемой жидкости, а отсутствие разделения светового потока по волнам препятствует определению показателей преломления светового излучения.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому устройству является мобильное устройство автоматизированного измерения оптических свойств нефти на устье нефтедобывающей скважины, содержащее цилиндрический корпус, разделенный на блоки, запорную арматуру и соединительные элементы, при этом цилиндрический корпус выполнен термостойким с возможностью поддержания стандартной температуры измерений, а приемный блок оснащен клапанно-редукторным механизмом, служащим дозатором, с возможностью автоматического регулирования давления и расхода газожидкостной смеси, подаваемой в устройство, при этом приемный блок разделен на водяную и газовую камеры и снабжен соответственно поглотителями воды и газа, а также клапанными узлами для организации регулируемого поступления жидкости и газа в камеры (Патент РФ №123455, Кл. E21B 47/00).
Вышеуказанное устройство не отвечает требованиям измерения и исследования показателей преломления и дисперсии нефти.
Целью полезной модели является создание устройства для увеличения надежности. контроля разработки нефтяного месторождения, повышения точности и достоверности оптического метода оперативного исследования параметров и изменений свойств нефти на устье добывающей скважины в режиме реального времени.
Заданная цель решается предлагаемым устройством для исследования показателей преломления и дисперсии нефти на устье добывающей скважины.
Устройство для исследования показателей преломления и дисперсии нефти на устье добывающей скважины содержит теплоизоляционный корпус, разделенный на приемный, питания, измерительный, фотоэлектрический, преобразования, хранения и передачи данных, выкидной блоки и соединительные элементы.
Новым является то, что устройство выполнено в виде блоков (съемных модулей), заключенных каждый в собственный корпус с возможностью из комплектования в зависимости от задач и назначения в накопитель, расходомер или устьевой пробоотборник, а измерительный блок оснащен съемными измерительными призмами, выполненными с возможностью исследования непрозрачной нефти или непрозрачной жидкости с газом одной из призм на отраженном свете, а прозрачных сред другой из призм на преломленном свете, при этом измерительный блок содержит фоточувствительные стекла и термопластины, а фотоэлектрический блок включает фотометрические сенсоры, усилители и счетчики сигналов с возможностью определения относительного дебита по нефти и воде и обводненности добываемой продукции.
Полезная модель поясняется чертежом, на котором представлено заявляемое устройство.
Устройство включает корпус 1 и следующие основные блоки (или съемные модули) - приемный 2, питания 3, измерительный 4, фотоэлектрический 5, преобразования, хранения и передачи данных 6 и выкидной 7.
Корпус 1 может быть изготовлен из теплоизоляционного материала или иметь теплоизоляционный кожух 8 для снижения теплообмена между внутренним пространством устройства и внешней средой с целью уменьшения влияния неблагоприятных внешних температур на результаты измерений.
Приемный блок 2 служит для приема и подготовки скважинной жидкости к измерениям, а также отбора контрольных проб. Включает переходное устройство (муфту) 9 для присоединения к отводу отбора проб нефти на выкидной линии скважины (на фигуре не обозначен), клапанно-редукторный механизм 10 автоматического регулирования давления и расхода жидкости, подаваемой в устройство. Включает также поглотители газа 11 и воды 12 и водяную 13 и газовую 14 камеры. Клапанные узлы 15 и 16 служат для регулирования давления поступления жидкости и газа в камеры, а краны 17 и 18 для отбора контрольных проб.
Блок питания 3 может комплектоваться съемным источником питания 19 и (или) иметь разъем для подсоединения к внешнему источнику питания 20. Служит для генерации и подачи электрического тока в источник светового излучения 21, блок преобразования, хранения и передачи данных 6, электрическую цепь, обеспечивающей синхронную работу клапанов и других узлов.
Измерительный блок 4 служит для непосредственного измерения показателей преломления и дисперсии добываемых жидкостей и дебита по нефти и воде и обводненности продукции скважины. Включает источник светового излучения 21, монохроматор 22, прободержатель 23, съемные измерительные призмы 24 и 25, фоточувствительные стекла 26 и 27 с известной площадью активной поверхности. При необходимости блок 4 может комплектоваться термопластинами 28 и 29 для компенсации влияния температуры на результаты измерений или термодатчиком 30, в случаях, если возникает необходимость изучения влияния температуры на результаты измерений или необходимости определения показателей средней дисперсии и преломления среды при заданной температуре. Клапанно-выпускной механизм 32 обеспечивает выпуск жидкости по отводной трубке 31 из измерительного 4 в выкидной блок 7 после окончания измерений.
Фотоэлектрический блок 5 включает фотометрические сенсоры 33 и 34, усилители 35 и 36, служащие для преобразования яркости свечения фоточувствительных стекол 26 и 27 в электрические сигналы и их усиления, а также счетчики сигналов 37 и 38 для определения относительного дебита по нефти и воде и обводненности продукции.
Блок преобразования, хранения и передачи данных 6 включает аналогово-цифровой преобразователь 39, съемную память 40 и устройство передачи данных 41. Блок преобразует аналоговые измерения в цифровой вид для их длительного хранения в съемной памяти 40 и (или) передачи проводными и беспроводными методами в электронную базу данных, содержащую постоянно обновляющиеся сведения по показателям работы скважин и другие показатели разработки месторождения.
Выкидной блок 7 включает накопитель 42 и кран для слива или отбора контрольных проб нефти 43.
Устройство может быть использовано в качестве расходомера, позволяющего определить относительный дебит скважины по нефти и воде и обводненность продукции. Все измерения проводятся в непрерывном режиме с заданной дискретностью в требуемом промежутке времени эксплуатации скважины. Физический принцип измерений основывается на явлениях отражения и преломления светового излучения. Устройство может служить в качестве устьевого пробоотборника. Отбор скважинной пробы производится с разделением на фазы, может отбираться как при атмосферном, так и при устьевом давлении.
При модульном исполнении каждый из блоков устройства представляет собой съемный модуль, заключенный в собственный корпус. В зависимости от назначения может комплектоваться необходимыми модулями, соединенными в единое устройство резьбовыми соединениями. Комплектация самих модулей также определяется решаемыми задачами и назначением устройства.
Устройство работает следующим образом.
Устройство монтируется на устьевой арматуре скважины и присоединяется к отводу для отбора устьевых проб с помощью переходной муфты 9. Посредством клапанно-редукторного механизма 10 осуществляется автоматическая с заданной дискретностью подача необходимого объема нефти в приемный блок 2 устройства. Добываемая скважинная жидкость проходит через поглотители газа 11 и воды 12. Газ поступает в газовую камеру 14, вода в водяную камеру 13. Клапанные узлы 15 и 16 регулируют поступление жидкости и газа в камеры. Для отбора пробы газа используется кран 17, воды 18, нефти 43. В камеры 14 и 13 контрольные пробы газа и воды могут поступать и сохраняться при устьевом давлении и в таком виде доставляться в лабораторию для дальнейших исследований их физико-химических свойств и корреляции их с показателями преломления и средней дисперсии добываемой нефти и с другими показателями работы скважины или месторождения в целом. Отбор пробы нефти возможен только при атмосферном давлении. В случае добычи безводной продукции, состоящей из нефти, ее предварительная подготовка, заключающаяся в обезвоживании и дегазации, не требуется. В этом случае приемный блок 2 может быть исключен из конструкции устройства. При модульном исполнении, приемный блок 2 может использоваться как самостоятельный модуль-пробоотборник. Приемный модуль (блок) 2 может быть исключен из конструкции также в случаях его использования в качестве расходомера. При этом измерительный блок 4 непосредственно подсоединяется к отводу для отбора проб через клапанно-редукторный механизм 10 и скважинная жидкость непосредственно поступает в измерительный блок 4.
Продукция скважины (или предварительно подготовленная сырая нефть) поступает в измерительный блок 4 в прободержатель 23, включающий две измерительные съемные призмы 24 и 25, которые непосредственно контактируют с нефтью. Прободержатель 23 имеет переменное сечение, в том числе функцию создания сверхтонкой пленки, что особенно актуально для тяжелой нефти с большим содержанием смол и асфальтенов и поэтому не прозрачной. Отметим, что для проведения однократного исследования требуется незначительное количество жидкости - не более 1-2 капель. Для исследования непрозрачных сред, например, тяжелой непрозрачной нефти, используется измерительная съемная призма 24. В этом случае измерения проводятся для отраженного света. Для исследования прозрачных сред, например воды или легкой нефти, может использоваться измерительная съемная призма 25 и в этом случае измерения проводятся для преломленного света. Съемное исполнение измерительных призм 24 и 25 позволяет производить периодическую очистку их поверхностей специальными чистящими растворами, не допускающими их царапания или разрушения.
Свет от источника 21 попадает в монохроматор 22, который позволяет получить монохроматический свет, т.е. излучение с определенной длиной волны, который затем направляется на съемные измерительные призмы 24 и 25. Это позволяет сканировать нефть в широком интервале длин волн излучения и изучить влияние длины волны на показатели преломления и средней дисперсии среды, поскольку известно, что с увеличением длины волны показатели преломления сред уменьшаются. Спектральный диапазон исследований определяется типом используемого источника.
Тяжелую нефть лучше сканировать в отраженном свете или в проходящем (преломленном) свете в интервале длин волн ближней ультрафиолетовой зоны спектра.
Легкую прозрачную нефть можно исследовать как в отраженном, так и в преломленном свете. Свет, отраженный на контакте исследуемой среды с поверхностью съемной измерительной призмы 24 направляется на фоточувствительное стекло 26. Свет, преломленный на границе исследуемой жидкости со съемной измерительной призмой 25, направляется на фоточувствительное стекло 27. На поверхности фоточувствительных стекол при этом возникают светотени, граница раздела между освещенной и неосвещенной частью. Освещенная часть стекол начинает светиться, так как стекла 26 и 27 покрываются фоточувствительным веществом. Положение границы светотени, интенсивность свечения и спектральная яркость фоточувствительных стекол 26 и 27 будут определяться показателем преломления исследуемой среды. Показатель средней дисперсии определяется обычно по разнице показателей преломления для синей и красной частей спектра. Так как устройство работает в широком диапазоне излучения, средняя дисперсия может быть определена на любом другом спектральном диапазоне, так, чтобы достигнуть наилучшей корреляции с геолого-промысловыми данными.
Спектральная яркость фоточувствительных стекол 26 и 27 определяется как отношение интенсивности свечения к площади поверхности стекол. Яркость свечения стекол воспринимается фотометрическими сенсорами 33 и 34 и преобразуется в электрические сигналы, которые затем поступают в усилители 35 и 36. Счетчики сигналов 36 и 37 вычисляют количество сигналов, соответствующих по уровню показаний нефти или воде, по которым затем в автоматическом режиме вычисляются относительный дебит скважины по нефти и воде.
Обводненность продукции определяется по отношению количества сигналов по воде к общему количеству регистрируемых сигналов за единицу времени. Уровень сигналов, соответствующих воде и нефти, определяется на этапе настройки и калибровки устройства путем заполнения прободержателя 23 эталонными жидкостями. Показатели преломления среды будут вычисляться автоматически по величине продуцируемого тока. При калибровке устройства также определяется зависимость между величиной спектральной яркости фоточувствительных стекол 26 и 27, зависящей от преломления среды и величиной тока. В конструкцию модуля 4 возможно включение термометаллических пластин 28 и 29, соединяющих съемные измерительные призмы 24 и 25 и фоточувствительные стекла 26 и 27 и предназначенные для учета влияния температуры на результаты измерения. Термопластины 28 и 29 растягиваются или сжимаются в зависимости от температуры, плавно передвигая оптическую систему в зависимости от ее изменения. Длина термопластин 28 и 29 и величины их сжатия и растяжения определяются на этапе их калибровки. В случае же необходимости изучения влияния температуры на результаты измерения в конструкцию устройства может быть включен термодатчик 30, монтируемый на входе в прободержатель 23. При этом термопластины 28 и 29 могут быть исключены из конструкции устройства, а определение показателей преломления и дисперсии сред при стандартной температуре (или необходимой температуре) будет производиться автоматически.
Аналогово-цифровой преобразователь 39 преобразует аналоговые результаты измерений в цифровой формат, которые могут непосредственно храниться в съемной памяти 40 устройства. В случаях, если устройство смонтировано на устье скважины на определенный период в блок 6 включают устройство передачи данных 41 проводными или беспроводными методами в режиме on-line в постоянно обновляемую электронную базу.
Блоки 3, 4, 5 и 6 могут быть исполнены как самостоятельный модуль-расходомер, при этом из конструкции исключаются приемный 2 и может быть исключен выкидной 7 блоки. В случае исключения выкидного блока 7, клапанно-выпускной механизм 32 соединяется с емкостью (амбаром или желобом (на фигуре не показан)) для слива жидкостей. После окончания измерений нефть поступает в выкидной блок 7. Кран 43 может быть использован для отбора контрольных проб нефти для лабораторных исследований и сравнения лабораторных и промысловых исследований, исследования других физико-химических свойств нефти и корреляции их с показателями преломления и дисперсии нефти. Выкидной блок 7 также может использоваться как самостоятельный модуль-накопитель для отработанных или высвобождающихся при любых других операциях на устье скважины жидкостей для предотвращения попадания их на земную поверхность, тем самым обеспечивая выполнение условий охраны окружающей среды.
Программное обеспечение устройства может включать 4 уровня программных продуктов.
Первый уровень - встроенная программа, обеспечивающая синхронную работу клапанов, измерительных устройств, термометра, аналогово-цифрового преобразователя с заданной дискретностью, а также операции по калибровке устройства и внутренние автоматизированные расчеты и операции и их сохранение во встроенной памяти.
Второй уровень - программный продукт для экспорта полевых данных из устройства в компьютер.
Третий уровень - программный продукт для постобработки данных, построения полученных корреляций и любых других геолого-промысловых данных.
Четвертый уровень - программные продукты моделирования и электронные базы комплексного использования геолого-промысловых и технико-технологических данных по месторождению (по предприятию) в целом.
Предлагаемое устройство характеризуется следующими преимуществами.
Комплексный характер устройства позволяет использовать его для измерения показателей преломления и средней дисперсии сырой нефти, расходомера, пробоотборника или обычного сборника (накопителя) или в различных сочетаниях, в зависимости от решаемых задач. Возможность модульного исполнения, когда комплектация отдельных модулей и их количество определяется назначением устройства.
Измерение свойств сырой нефти (неизмененной в процессе транспортировки и хранения в лаборатории) непосредственно на устье скважины.
Возможность одновременного исследования среды в отраженном и преломленном свете и в широком спектральном диапазоне, что не ограничивает возможности использования устройства в зависимости от плотности, прозрачности, других физико-химических свойств нефти.
Возможность сканирования нефти в широком спектральном диапазоне длин волн или определения показателя преломления для излучения заданной длины волны. Это позволяет определить и использовать затем в геолого-промысловых целях показатели преломления для светового излучения той длины волны, которые наилучшим образом коррелируются с геолого-промысловыми данными скважины или месторождения в целом.
Возможность одновременного определения показателей преломления и средней дисперсии исследуемой среды, а также возможность определения средней дисперсии в заданном интервале длин волн светового излучения. Это позволяет использовать в геолого-промысловых целях показатели средней дисперсии такого интервала длин волн светового излучения, которые наилучшим образом коррелируется с геолого-промысловыми данными скважины или месторождения в целом.
Возможность получения данных с заданной дискретностью в заданном интервале времени исследования добывающей скважины, что позволяет получить наиболее достоверные сведения об изменении свойств жидкостей в процессе эксплуатации скважины.
Возможность получения данных в режиме on-line для дальнейшей корреляции их с другими геолого-промысловыми данными.
Возможность использования устройства в качестве расходомера для определения относительного дебита скважины по нефти, воде и определения обводненности продукции.
Устройство может быть использовано для исследования плотности и других физико-химических свойств добываемой нефти и их изменения во времени, для оценки эффективности применения различных видов геолого-технических мероприятий, в том числе направленных на повышение нефтеотдачи пластов. Исследования добывающих скважин с использованием устройства в комплексе с геофизическими и гидродинамическими методами исследований скважин значительно увеличит надежность контроля разработки нефтяного месторождения.