ВЛАГОМЕР ЖИДКОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН "ОХНО"

Полезная модель относится к нефтедобыче и может быть использована для измерения плотностей жидкости, воды, нефти и определения содержания воды в жидкости продукции нефтяных скважин, например, при осуществлении оперативного учета дебитов скважин в составе измерительных установок дебита в системах герметизированного сбора.
Известно устройство [1], способное определять содержание воды в жидкости продукции нефтяных скважин при осуществлении оперативного учета дебитов, которое содержит обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчики гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно.
К недостаткам известного устройства относятся: невозможность проводить прямое измерение обводненности и необходимость введения лабораторных данных плотности воды и нефти; непредставительность содержимого резервуара измерительной емкости и вытекающая из этого некорректность замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности), значительная материалоемкость устройства, значительная длительность цикла измерений.
Наиболее близким техническим решением является влагомер жидкости продукции нефтяных скважин в составе устройства "Мера-ОХН" [2],
содержащий систему получения представительной пробы с пробоотборником, уровнемер, например выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть, с вертикальным цилиндрическим резервуаром, обвязанным трубопроводной арматурой, позволяющей осуществлять наполнение, отсечение жидкости в резервуаре уровнемера и ее слив, обеспечивая при этом свободный выход газа в сепаратор измерительной установки, датчики гидростатического и избыточного давлений, термометр, таймер, дозатор подачи химреагентов и систему подогрева содержимого резервуара уровнемера.
К недостаткам известного устройства относятся: невозможность прямого измерения обводненности в стандартных условиях и жесткая привязка к измерительной установке.
Задачей предлагаемого технического решения является: обеспечить возможность прямого измерения обводненности не только в условиях сепаратора измерительной установки (по температуре и давлению), но и в близких к стандартным, повысить автономность и за счет этого повысить потребительские свойства.
Это достигается тем, что влагомер жидкости продукции нефтяных скважин, содержащий систему получения представительной пробы с пробоотборником, уровнемер, например выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть, с вертикальным цилиндрическим резервуаром, обвязанным трубопроводной арматурой, позволяющей осуществлять наполнение, отсечение жидкости в резервуаре уровнемера и ее слив, обеспечивая при этом свободный выход газа в сепаратор, например измерительной установки, датчики гидростатического и избыточного давлений, термометр, таймер, дозатор подачи химреагентов и систему подогрева содержимого резервуара уровнемера, согласно полезной модели, он снабжен системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры, а трубопроводная обвязка резервуара уровнемера
выполнена с возможностью переключения выхода газа с сепаратора, например измерительной установки, на дренаж.
Пробоотборник системы получения представительной пробы, размещен на скважинной линии, после пробоотборника установлен запорный элемент например клапан, и автономный сепаратор, при этом автономный сепаратор обвязан с возможностью его полного опорожнения после каждого измерения.
Система подогрева и охлаждения содержимого резервуара уровнемера выполнена, например, в виде термоизолированного кожуха с тепловентилятором и охладителем, выполненного с возможностью осуществления замкнутого цикла движения воздуха при нагреве резервуара уровнемера и разомкнутого цикла - при охлаждении, причем, наружная поверхность резервуара уровнемера оснащена теплообменными пластинами.
Снабжение влагомера системой охлаждения содержимого резервуара уровнемера до стандартной (двадцать градусов Цельсия) температуры и выполнение трубопроводной обвязки резервуара уровнемера с возможностью переключать выход газа с сепаратора измерительной установки на дренаж позволяет получать значения обводненности не только в условиях сепаратора измерительной установки (по температуре и давлению), но и в близких к стандартным. Размещение пробоотборника системы получения частично отсепарированной представительной пробы на скважинной линии повышает автономность влагомера и его потребительские свойства. Запорный элемент, например клапан, установленный после пробоотборника, и обвязка автономного сепаратора с возможностью его полного опорожнения после каждого измерения обеспечивают наполнение резервуара уровнемера только свежей представительной пробой жидкости и поэтому также повышает независимость влагомера от сепаратора, например, измерительной установки.
На фиг.1 изображена схема предложенного влагомера.
Влагомер содержит уровнемер 1, выполненный с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть,
резервуар 2 уровнемера 1, термоизолированный кожух 3 с тепловентилятором 4 и охладителем 5, переключатель воздушного потока 6 между термоизолированным кожухом 3 и вентиляционным каналом 7, датчик перепада давления 8, датчик избыточного давления 9, датчик температуры 10, насос-дозатор химреагентов 11, переключатель газового потока 12 между сепаратором измерительной установки и дренажной линией, пробоотборник 13, запорные элементы (например клапаны) 14, 15 и 16, теплообменные пластины 17 наружной поверхности резервуара 2 уровнемера 1, автономный сепаратор 18, состоящий из входного завихрителя 19, корпуса 20, внутренней трубы с верхней перфорацией 22 и каплеуловителя 23, соединенного с газовой линией 24 резервуара 2 уровнемера 1. 25 - скважинная линия, 26 - коллектор, 27 - дренажная линия, 28 - вода из состава скважинной жидкости, 29 - граничная зона вода-нефть, 30 - нефть из состава скважинной жидкости, 31 - линия раздела сред жидкость-газ.
Влагомер функционирует следующим образом.
Перед началом процедуры измерения производят «продувку» системы, при этом переключатель газового потока 12 открыт на сепаратор измерительной установки, клапан 14 закрыт, а клапаны 15 и 16 - открыты. Происходит слив остатков жидкости в коллектор 26. Затем открывают клапан 14, закрывают клапан 16, включают насос-дозатор химреагентов 11 для подачи дозы деэмульгатора в поток и в соответствии с показаниями уровнемера 1 или датчика перепада давления 8 производят наполнение резервуара 2 уровнемера 1. По окончании наполнения резервуара 2 уровнемера 1 закрывают клапаны 14 и 15, и если температура жидкости ниже требуемой (например, +50°С), то включают тепловентилятор 4 с активизированным нагревательным элементом.
Продукция скважины отстаивается в резервуаре 2 уровнемера 1 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают до момента
прекращения изменений показаний уровнемера 1, который регистрирует одновременно положение линий раздела сред жидкость-газ 31 и вода-нефть 29. В этот момент измеряют перепад давления столба жидкости и его высоту и определяют плотность жидкости и по расположению линии раздела вода-нефть 29 ее объемную обводненность. Затем приступают к измерению обводненности в условиях, близким к стандартным, для чего выключают нагревательный элемент тепловентилятора 4 и активизируют охладитель 5.
ж
В процессе охлаждения жидкости до стандартной температуры (+20°С) в условиях открытой на дренаж газовой линии 24 резервуара 2 уровнемера 1 происходит выход растворенного газа и изменение показаний уровнемера 1. Снова продолжают отстой до момента прекращения изменений показаний уровнемера 1, а затем снова измеряют перепад давления столба жидкости и его высоту и определяют плотность жидкости ρ и по расположению линии раздела вода-нефть 29 ее объемную обводненность.
в
н
Массовое соотношение вода-нефть W определяют, применяя значения плотности воды ρ и плотности нефти ρ, измеренные в резервуаре 2 уровнемера 1 в процессе его опорожнения при открытых клапанах 15 и 16:
Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара 2 уровнемера 1 путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре 2 уровнемера 1 до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара 2
уровнемера 1 путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту.
В случаях, когда полное расслоение происходит долго, жидкость, содержащуюся в резервуаре 2 уровнемера 1, доводят до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем гидростатического давления и высоты столба жидкости, и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.
Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из резервуара 2 уровнемера 1, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом, в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным
тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
Объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.
Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом, объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика к полному времени истечения жидкости из резервуара уровнемера, причем, в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.
Применение предложенного технического решения позволит проводить прямые измерения в условиях, близких к стандартным, и измерять массовый дебит и массовую обводненность жидкости продукции нефтяных скважин,
например, при осуществлении оперативного учета, при помощи измерительных установок с расходомером объемного типа, а также производить полноценную модернизацию измерительных установок типа «Спутник AM...» до требований стандарта Р 8.615-2005.