ПРОБООТБОРНИК ДЛЯ ОЦЕНКИ ТОЛЩИНЫ СЛОЯ НЕФТИ НАД ВОДОЙ
SAMPLER FOR ASSESSMENT OF OIL LAYER THICKNESS ABOVE WATER

Устройство относится к устройствам для отбора проб жидкости из нефти и воды с технологической емкости или природного водоема, загрязненного нефтепродуктами. Устройство применяется для оценки содержания нефти и воды в продукции высокообводненных скважин, а также для определения масштаба аварийного разлива нефтепродукта над водой.
Известен пробоотборник прямоточного принципа действия, имеющий пробозаборный цилиндр, нижний впускной и верхний выпускной клапаны (а.с. СССР №1693433, кл. G01N 1/10. 1991 г.). Изделие служит для отбора пробы воды с необходимой глубины водоема или емкости, но его конструкция не позволяет отсекать цилиндрический столб жидкости с поверхности водоема для установления толщины загрязненного нефтепродуктами слоя воды.
Известен трубчатый мерный щуп, состоящий из пробозаборной сквозной трубы и направляющей рейки с сырой пластичной глиной на конце, выполняющий роль отсекателя жидкости в трубе (Василевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 1983. - С.104). Устройство требует фиксации направляющей рейки на поверхности водоема, а это усложняет отбор экологических проб, особенно в болотистой местности.
Известно устройство для определения толщины слоя нефти над водой по патенту РФ №2267765, опубл. 10.01.2006. Устройство состоит из цилиндрического тонкостенного корпуса с конусным клапаном в нижней части и механизмом спуска тяжелого шара в верхней части. Наличие шаровых соединений и поплавков усложняет изготовление и эксплуатацию изделия, растет продолжительность отмыва устройства от нефти и подготовки его к следующему замеру. Вторым недостатком является то, что часть нефти при прохождении в устройство снизу вверх остается на внутренней поверхности устройства до седловины клапана.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является пробоотборник для определения толщины слоя нефти над водой по патенту РФ №2452933, опубл. 10.06.2012. Устройство состоит из цилиндрического тонкостенного корпуса с конусным клапаном в нижней части, а положение перекрывающего шара в пробоотборнике регулируется с помощью лески. При отборе слоя нефти с повышенной вязкостью часть нефти будет оставаться на стенках пробоотборника, поэтому анализ пробы по содержанию нефти и воды необходимо проводить в физико-химической лаборатории.
Технической задачей изобретения является создание изделия, которое позволяет получить конечный результат в виде объема отобранной нефти и толщины слоя нефти над водой непосредственно в точке отбора пробы. Для решения такой задачи предложено отсеченный слой нефти разбавить растворителем известного объема, полученную смесь с небольшим объемом нижележащей воды перевести в калиброванную пипетку, то есть реализовать два принципа: отсечь слой нефти ограниченного объема и перевести этот объем в удобное для исследования состояние, в частности снизить его вязкость.
По изобретению техническая задача выполняется тем, что пробоотборник для оценки толщины слоя нефти над водой, содержащий тонкостенный, прозрачный вертикальный корпус из материала, который не смачивается нефтью и нефтепродуктами, выполнен так, что корпус без дна имеет постоянную по высоте площадь внутреннего сечения и острую кромку в нижней части, в верхней части корпус конусообразно сужен и соединен с отводом гибкой формы, к которому соединены два крана: боковой - для пропуска воздуха и центральный - для пропуска жидкостей, к центральному крану присоединена калиброванная пипетка, которая в свою очередь соединена с насосом двухстороннего действия. Для снижения вязкости нефти, отсеченной и находящейся в корпусе пробоотборника, в калиброванную пипетку предварительно помещают фиксированный объем растворителя нефти с последующей подачей с помощью насоса растворителя в нефть. Растворитель не должен вступать в химическую реакцию с нефтью, с тем чтобы объем смеси растворителя с нефтью был равен сумме объемов нефти и растворителя.
Корпус пробоотборника превосходит калиброванную пипетку по площади внутреннего сечения, для того чтобы повысить представительность пробы тонкого слоя нефти над водой при измерении его объема в составе смеси с растворителем и переведенной в измерительную пипетку.
Устройство пробоотборника изображено на прилагаемом к заявке чертеже, где 1 - корпус, как правило, цилиндрической формы, 2 - острая кромка корпуса, 3 - гибкий отвод с двумя кранами, 4 - боковой кран с вертикальным отводом для пропуска воздуха, 5 - центральный кран для пропуска жидкостей, 6 - калиброванная пипетка, 7 - насос двухстороннего действия (поршневой насос), 8 - растворитель нефти фиксированного объема.
Пробоотборник используется следующим образом.
p
1. Кран жидкостной 5 закрывают, в пипетку 6 помещают фиксированный объем растворителя нефти V типа бензина марки БР-1 (2).
2. Поршень насоса 7 отводят в верхнее положение и соединяют с пипеткой 6.
н
3. Боковой (воздушный) кран 4 открывают и пробоотборник медленно и вертикально опускают сквозь слой нефти над водой, отсекая тем самым корпусом 1 ограниченный объем нефти V.
4. Центральный кран 5 открывают и насосом 7 переводят весь растворитель в корпус 1 для смешения с нефтью. Для смешения нефти с растворителем необходимо корпусом 1 сделать несколько круговых движений.
5. После получения однородной и подвижной смеси нефти с растворителем корпус 1 опускают еще ниже с тем, чтобы полученая смесь достигла отвода 3.
6. Боковой кран 4 закрывают.
см
7. С помощью насоса 7 смесь нефти и растворителя с небольшим объемом нижележащей воды переводят в пипетку 6 за счет создания вакуума между насосом и жидкостью. После выдержки в несколько минут объем смеси нефти и растворителя V определяют визуально по верхней кромке смеси и по границе между смесью и водой.
8. Объем нефти, находившийся в корпусе 1, определяется как разница между объемами полученной и измеренной смеси и растворителя:
н
9. Толщина слоя нефти над водой в исследуемой точке определяется как отношение объема нефти V к площади внутреннего сечения F корпуса 1:
10. Пробоотборник извлекают из водоема, промывают чистым растворителем, насухо протирают ветошью и используют повторно для измерения толщины слоя нефти в следующей точке нефтяного пятна или в следующей объемной скважинной пробе.
Полученная информация используется для оценки объема нефти над водой. В частности, при оценке состава добываемой скважинной продукции с помощью пробоотборника оценивают долю нефти и воды. Такая первичная информация всегда важна и для повседневного текущего учета работы скважины и нефтяного пласта, а также позволяет правильно оценить эффективность различных геолого-технических мероприятий.
Нами проведены промысловые испытания предложенного устройства по оценке точности измерений с помощью заявленного пробоотборника. Слой нефти определенной толщины над водной поверхностью создавали путем налива расчетного количества нефти на ограниченную водную поверхность известной площади. В трех опытах фактическая толщина слоя нефти над водой была равна соответственно 2,6 мм; 5,0 мм или 8,2 мм. Во всех трех случаях объем добавляемого растворителя марки БР-1 (2) был одинаковым и равным 15 мл. Полученные в ходе измерений результаты приведены в таблице 1.
Таблица 1
Результаты оценки толщины слоя нефти над водой
Постоянные величины: Объем растворителя V<sub>p</sub>=15 см<sup>3</sup>
Площадь корпуса F=8,38 см<sup>2</sup>
Фактическая толщина слоя нефти δ<sub>ф</sub>, мм
Измеренные в ходе опытов величины
Относительная погрешность измерений ξ, %
Объем смеси нефти и растворителя в пипетке V<sub>см</sub>, см<sup>3</sup>
Объем нефти V<sub>н</sub>, см<sup>3</sup>
Толщина слоя нефти δ<sub>изм</sub>, мм
2,5
32,6
17,6
2,1
16,0
5,0
53,5
38,5
4,6
8,0
8,2
78,7
63,7
7,6
7,3
Средняя погрешность измерений
10,4
Относительная погрешность измерений определяется по формуле
Для оценки степени влияния на вязкостные свойства нефти добавления в нее органического растворителя проведены измерения объема, плотности и вязкости смесей нефти и бензина БР-1 (2) в различном соотношении (табл.2).
Таблица 2
Параметры смесей нефти и растворителя при 20°C
Номер опыта
Объем нефти V<sub>н</sub>, см<sup>3</sup>
Объем растворителя БР-1 (2) V<sub>p</sub>, см<sup>3</sup>
Фактический объем смеси V<sub>см</sub>, см<sup>3</sup>
Плотность смеси, кг/м<sup>3</sup>
Вязкость смеси, сСт
1
100
0
100
880,0
27,97
2
80
20
100
817,9
7,58
3
60
40
100
783,3
2,02
4
50
50
100
776,6
1,86
5
40
60
100
748,4
1,84
6
20
80
100
716,4
0,91
7
0
100
100
685,0
0,80
По данным таблицы 2 видно следующее:
1. Начальная вязкость нефти при добавлении растворителя значительно снижается, в частности, при соотношении объемов 1 к 1 (опыт №4) вязкость снижается в 15 раз с 28 до 1,86 сСт. Эти данные подтверждают необходимость и эффективность применения растворителя в предложенном пробоотборнике для достижения более полного перевода отсеченного корпусом 1 слоя нефти над водой в калиброванную пипетку 6.
2. Фактический объем смеси равен сумме объемов нефти и растворителя, что позволяет определять объем нефти как разницу между объемами полученной смеси и растворителем.
В заявленном изобретении достигнута представительность отбираемой и оцениваемой пробы (средняя относительная погрешность в пределах 10-11%) за счет трех факторов, в совокупности образующих новизну устройства:
- пробоотборник ограничивает слой нефти над водой в ограниченной площади без нарушения его целостности;
- вязкая нефть приводится в более текучее состояние путем добавления растворителя;
- корпус пробоотборника значительно превосходит калиброванную пипетку по площади внутреннего сечения, поэтому даже слой нефти над водой незначительной величины, переведенный в калиброванную пипетку, будет иметь значительную - представительную толщину.
Устройство выполняет поставленную цель - толщина нефти над водой оценивается непосредственно в точке пробоотбора с приемлемой погрешностью.
Технико-экономическая эффективность от применения пробоотборника складывается от возможности своевременного принятия решений по 2-м направлениям:
1. По оценке рентабельности эксплуатации высокообводненных скважин.
2. По оценке объема аварийно излившейся нефти на поверхности природного водоема: реки, озера или морской глади.