СКВАЖИННОЕ ФОТОМЕТРИЧЕСКОЕ УСТРОЙСТВО

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для проведения оперативных промыслово-геофизических исследований на действующих скважинах.
Существует довольно высокая точность аппроксимации оптических свойств добываемой нефти с накопленной добычей или коэффициентом нефтенасыщенности коллекторов. Однако выявленные закономерности изменения коэффициента светопоглощения (Ксп) нефти при разработке нефтяного месторождения и корреляции получаются по технологии, при которой предусматривается отбор проб на устье скважины, транспортировка их в лабораторию, тщательное обезвоживание и длительные скрупулезные исследования, на точность которых влияет большое количество субъективных факторов.
Данные процедуры производятся в стандартных, стационарных лабораторных условиях, что препятствует их применению непосредственно на производственных объектах.
Предпосылки для создания полезной модели - скважинного фотометрического устройства определялись необходимостью решения следующих промысловых задач:
- уточнение характера выработки многопластовых объектов;
- получение информации о показателях разработки месторождения;
- автоматизация регистрации оптических параметров добываемой нефти на забое скважины;
- первичная обработка и передача данных в программный комплекс;
- проведение исследования промыслово-геофизического характера;
- повышение точности и надежности оптического метода оперативного исследования параметров и изменение свойств нефти на нефтедобывающей скважине в режиме реального времени.
Известна система регистрации оперативной информации на скважине, содержащая группу наземных датчиков промысловых и каротажных технологических параметров, источники питания, скважинные приборы и персональный компьютер (Патент РФ №2369740, Кл. Е21В 47/12).
Недостатками данной системы являются сложность конструкции, что снижает надежность системы, и невозможность использования ее для измерения оптических свойств 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. Е21В 47/00).
Недостатками известного способа являются сложность и трудоемкость использования, значительные затраты средств и времени, а также невозможность измерения оптических свойств нефти.
Существует регистратор забойных параметров, включающий корпус и установленный в нем электронный блок и блок питания, а электронный блок снабжен датчиками давления, времени и температуры (Патент РФ №69565, Кл. Е21В 47/00). Данный регистратор является наиболее близким техническим решением, принятым нами в качестве наиболее близкого аналога, т.е. прототипа.
Недостатком регистратора является невозможность измерения оптических свойств добываемой нефти.
Целью полезной модели является повышение эффективности и обеспечение возможности автоматизированной регистрации оптических параметров добываемой нефти на забое скважины в заданном интервале длин волн, их первичную обработку и передачу в программируемые системы для автоматизированной аппроксимации с геолого-промысловыми данными.
Поставленная цель решается предлагаемым скважинным фотометрическим устройством.
При механизированном способе эксплуатации устройство устанавливается непосредственно под насосом с помощь переходника. При фонтанном способе эксплуатации скважинное фотометрическое устройство может быть спущено в скважину на каротажном кабеле или колонне труб.
Устройство содержит корпус и включает переходник и следующие основные блоки - приемный, измерительный фотометрический, выкидной блоки, блок хранения данных, блок беспроводного (проводного) канала связи и блок питания.
Блок питания обеспечивает подачу электрической энергии в устройство для его бесперебойной работы и может быть оснащен стабилизатором напряжения, силовым трансформатором, аккумуляторным отсеком с химическими источниками энергии и другими устройствами электрической схемы.
Приемный блок включает фильтр, клапанно-дозирующее устройство, поглотители воды и сепараторы газа, которые могут представлять собой стационарные устройства в виде гидрофобизированных мембран, адсорбентов или других устройств, и отводы для сброса воды и газа. При варианте без обезвоживания и сепарации устройство должно включать систему распознавания фаз и анализа данных, полученных для воды, газа или смеси, например их химического состава.
Новым является то, что устройство содержит измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, первичной обработки и передачи данных на поверхность для аппроксимации с геолого-промысловыми данными.
Новым является то, что приемный блок содержит фильтр с возможностью исключения попадания механических примесей в устройство.
Новым является и то, что в фотометрическом блоке внутренняя поверхность прободержателя выполнена с возможностью предотвращения смачивания скважинной жидкостью.
Новым является и то, что устройство включает термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры.
Предлагаемое скважинное фотометрическое устройство поясняется чертежом на фиг.1.
Устройство (фиг.1) содержит переходник 1 и включает следующие основные блоки - приемный 2, измерительный фотометрический 3, выкидной блок 4, блок хранения данных с аналогово-цифровым преобразователем (АЦП) 5, блок беспроводного (проводного) канала связи 6 и блок питания 7.
В скважинных условиях приемный блок 2 включает фильтр 8, клапанно-дозирующий механизм 9, поглотители воды и сепараторы газа 10, отводы для сброса воды и газа 11. Необходимость незначительного количества обезвоженной нефти для определения Ксп (иногда менее 0,013 грамм) в лабораториях делает эту задачу вполне реализуемой для скважинных условий. Фильтр 8 служит для исключения попадания в устройство механических примесей. Клапанно-дозирующий механизм 9 должен обеспечить дозированную подачу скважинной жидкости в измерительный фотометрический блок 3.
Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения 12 (например, ксеноновую импульсную лампу), монохроматор (призму) 13, прободержатель 14 и фотометрический сенсор (детектор) 15.
Скважинное фотометрическое устройство работает следующим образом.
Устройство спускается в скважину на каротажном кабеле или колонне НКТ, или непосредственно под насос с помощью переходника 1. Продукция из скважины поступает в приемный блок 2, в котором происходит ее подготовка (обезвоживание и сепарация). Затем исследуемая жидкость поступает в измерительный фотометрический блок 3, где происходит собственно измерение необходимых параметров в виде аналогового сигнала. Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения 12, свет которого проходит через монохроматор (призму) 13 для получения светового луча заданной длины волны. Затем пучок света направляется через испытуемую жидкость, заключенную в прободержатель 14 и далее в фотометрический сенсор (детектор) 15. Рабочая длина прободержателя 14 должна автоматически регулироваться вплоть до возможности создания сверхтонкой пленки исследуемой жидкости. Возможность изменения рабочей длины прободержателя, внутренняя поверхность которого не должна смачиваться скважинными жидкостями, имеет значение, поскольку точность определения толщины слоя исследуемой нефти влияет на точность определения оптических свойств. Монохроматический свет, проходя через нефть, частично отражается и частично поглощается. Интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором (детектором) 15. Спектр используемого электромагнитного излучения имеет принципиальное значение. Нефти с низкой плотностью обычно отличаются пониженными значениями Ксп и поэтому их в лабораторных условиях исследуют без разбавления органическими растворителями в спектральном диапазоне 400-900 нм. Нефти с высокой плотностью обычно полностью поглощают свет в интервале длин волн 400-500 нм и поэтому их исследуют в ближней инфракрасной зоне или в инфракрасной зоне. Оптимальным же является наличие источника 12 в широком диапазоне электромагнитного излучения и наличие у устройства функции автоматизированного подбора в тестовом режиме спектрального диапазона и рабочей длины прободержателя 14.
В конструкцию устройства может быть включен термостат (на фигуре не обозначен) для поддержания стандартной температуры измерений или определения текущей температуры исследуемой нефти с целью вычисления поправок на влияние температуры. АЦП в блоке 5 осуществляет перевод аналоговых результатов измерений в цифровой вид для длительного хранения в съемной памяти устройства, а блок 6 обеспечивает передачу полученных данных на поверхность. При этом в зависимости от способа эксплуатации скважины устройство может быть снабжено блоком проводного (скважины, оборудованные электроцентробежными или винтовыми насосами) или беспроводного (например, в случае оборудования штангово-глубинными насосами, фонтанной эксплуатации, газлифт) канала связи 6. Беспроводной способ передачи данных может осуществляться по импульсам давления или по гидравлическому, акустическому или электромагнитному каналам.
Оптические данные в режиме реального времени должны поступать в программный комплекс их хранения и обработки, содержащий также постоянно-обновляющиеся показатели работы скважин и другие показатели разработки месторождения. Программный комплекс должен обеспечивать комплексную геолого-промысловую интерпретацию, например корреляцию оптических данных с накопленной добычей для подсчета остаточных запасов нефти. Работа устройства контролируется внутренним (встроенным) и внешним программным обеспечением. Встроенное программное обеспечение должно обеспечивать работу устройства в тестовом режиме для выбора наиболее оптимального спектра электромагнитного излучения и рабочей длины прободержателя 14. В автоматизированном режиме должны устанавливаться параметры работы устройства - ширина полосы светового излучения и ее дискретность, фотометрический диапазон, рабочая длина и осуществляться распознавание фаз. Внешнее программное обеспечение необходимо для автоматизированной корреляции измеренных свойств нефти в выбранном спектральном диапазоне с показателями работы скважин, определения параметров точности аппроксимации данных и осуществления обратной связи с устройством, находящимся в скважине, для коррекции режима и параметров его работы.
Устройство позволяет проводить непрерывные исследования пластовых флюидов непосредственно в скважинной среде, исключить субъективные факторы за счет автоматизации исследований, получить надежные данные о запасах и изменениях свойств коллектора и флюидов в режиме реального времени, производить контроль и оценку эффективности проведения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и других геолого-технических мероприятий (ГТМ).