Устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости

Устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть иснользована для определения содержания нефти в скважинной жидкости.
Измерение параметров вещества в сверхвысокочастотном диапазоне можно разделить на две группы - методы измерения параметров специальных образцов и методы измерения параметров и свойств вещества в непрерывных технологических потоках. Методы первой группы основаны на измерениях действительной и мнимой частей диэлектрической проницаемости 8 специально изготовленных образцов веществ. В методах второй группы для определения параметров вещества используются измерения поглощения или набега фазы при прохождении излученных передающей антенной волн через объем вещества. В ряде случаев в методах второй группы параметры вещества можно определить и по коэффициенту отражения волн.
Известен влагомер (А.с. СССР 402792, МКИ GO In 27/22, опубл. 19.10.73). Устройство содержит емкостный датчик, включенный в колебательный контур, питаемый генератором высокой частоты, частотный симметричный детектор. С целью повышения надежности и стабильности работы, он снабжен индуктивно связанными с колебательным контуром и включенными на входы симметричного детектора двумя аналогичными контурами: рабочим, содержащим емкостный датчик и подстроечный конденсатор, и компенсационным, содержащим конденсатор установки нуля. Недостатком этого устройства является, недостаточная точность измерения, низкая стабильность частоты, так как конденсатор включается в час2003106618
lllllljllllpl|lllllllllll liilll lilillli
МКИ: E21B47/00,
G01N23/24, GO IK,
G01N27/22 тотно-задаюшую цепь генератора высокой частоты, большую зависимость колебательных контуров от температуры окружающей среды, большую погрешность преобразований на выход симметричного детектора. Наиболее близким к заявляемому является устройство - электронный влагомер (А.с. СССР 167651, МКИ GO Ik, опубл. 1965), в котором для непрерывного автоматического сравнения емкостей эталонного конденсатора и измерительного конденсаторного датчика применяется электронный коммутатор. В основе данного электронного влагомера применяется традиционная схема задаюш,его генератора синусоидального сигнала, где частотно задающей цепью в контуре резонанса является конденсатор, который попеременно коммутатором переключается с эталонного к измерительному. Фактически блок управления является вторым частотным генераторами, который фазой (+ или -) управляет конденсаторами, а сигналы выделяются на частотных детекторах, где по разности напряжений сигналов получают процентное содержание воды. Недостатком этого устройства является, недостаточная точность измерения, низкая стабильность частоты, высокая погрещность измерений. Диапазоны частот на которых происходит поглощение звука в воде простирается от 1 до 200 МГц при коэффициенте поглощения df  О сек /см и диапазон частот 100 МГц не может перекрыть весь диапазон. Нри низкой стабильности частоты задающего генератора порядка 10 МГц, что делает бессмысленным применение частотных детекторов из-за большой погрешности определения результатов. Нри частном детектировании необходима стабильность не ниже  МГц. Нредлагаемой полезной моделью решается задача повышения точности измерения, стабильности частоты, уменьшения погрешности измерений. Для достижения названного технического результата предлагается устройство для определения содержания нефти в скважинной жидкости, содержащее высокочастотный кварцевый генератор, измерительный конденсаторный датчик, помещаемый в измеряемую среду, эталонный конденсатор, сравнивающее устройство, отличающееся тем, что в качестве эталонного конденсатора иснользован конденсатор, емкость которого эквивалентна безводной нефти, причем выход высокочастотного кварцевого генератора соединен со входами эталонного конденсатора и измерительного конденсаторного датчика, выходы которых соединены со входом сравнивающего устройства и введен преобразователь напряжение-частота, вход которого соединен с выходом сравнивающего устройства, а его выход с наземным пультом. Сравнивающее устройство выполнено в виде дифференциально-емкостного моста, в качестве емкостей использованы эталонный конденсатор и измерительный конденсаторный датчик, входы которых являются диагональю дифференциально-емкостного моста.
Предлагаемая полезная модель иллюстрируется чертежами, на которых изображены:
на фиг. 1 - приведена блок-схема устройства для определения содержания нефти в скважинной жидкости;
на фиг.2 - приведена блок-схема дифференциально-емкостного моста.
Предлагаемое устройство состоит (фиг.1) из высокочастотного кварцевого генератора 1, выход которого соединен со входами измерительного конденсаторного датчика 2 и эталонного конденсатора 3. Выходы измерительного конденсаторного датчика 2 и эталонного конденсатора 3 соединены со входом сравнивающего устройства 4, выход последнего соединен со входом преобразователя напряжение-частота 5, соединенного в свою очередь с наземным пультом 6. Сравнивающее устройство 4 выполнено в виде дифференциально-емкостного моста (фиг.2).
Устройство работает следующим образом. С генератора 1 подается частота fo, выбранная из условия максимального значения поглощения звука в нефти в диапазоне давления и температуры, соответствующем скважинным условиям, на измерительный конденсаторный датчик 2 и эталонный конденсатор 3. Затем функция измеренной диэлектрической проницаемости 8i с каждого конденсатора на частоте воздействия fo подается на сравнивающее устройство 4, которое выполнено в виде дифференциально-емкостного моста, в качестве емкостей которого использованы эталонный конденсатор 3 и измерительный конденсаторный датчик 2. Выход высокочастотного кварцевого генератора 1 соединен в первую диагональ моста со входами эталонного конденсатора Зи измерительного конденсаторного датчика 2. Со второй диагонали дифференциально-емкостного моста разностный сигнал, представляющий собой усиленный сигнал разности потенциалов ДУвых (s), подается на преобразователь напряжение частота 5, где производится его преобразование, и далее на наземный пульт 6, в котором может быть получена количественная информация о содержании нефти в составе скважинной жидкости.
Величина усиленного разностного сигнала может быть представлена следующим выражением:
АУвых(в)  КАУзх(8),
где К - коэффициент усиления;
AVex (s) - разностный сигнал дифференциально-емкостного моста.
Полученный в результате измерений разностный сигнал пропорционален измеренной разности диэлектрической проницаемости между обкладками измерительного и эталонного конденсатора, который, в свою очередь, соответствует процентному содержанию нефти в скважинной жидкости.
Использование предложенного устройства позволит повысить точность измерения, стабильность частоты, уменьщить погрешность измерений состава жидкостей, находящихся в скважине, представляющих собой многокомпонентную среду, а также выделить различные фазы скважинной жидкости.