Способ определения содержания нефти, воды и газа в скважинной продукции

(51)5 3/00,с 27/ Я ПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕВТОРСНОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ тяных скважин. Сущность изобретения:пробоотборником через заданные проме"жутки времени отбирают дозированныепробы газожидкостной смеси из трубо"провода и периодически подают их вотстойный отсек емкости. Причем послеобразования границы раздела "нефть"вода" при отстаивании смеси последующиедозы подают в зону границы разделанефти и воды. Поступающую гаэожидкост"ную смесь подогревают до +60 -: +80 С.Объемы в отсеках непрерывно контроли"руются и измеряются. Объем выделивше-гося газа при его отводе из емкостиизмеряют гаэосчетчиком. После истече" ания установленного времени определяютобъемы жидкости в отсеках. Из определенных объемов нефти, воды и газа изная общее количество измеренной жид"кости вычисляют объемные соотношениянефти, воды и газа в измеряемой про"дукции скважины. 2 э.п. Ф"лы, 1 ил. Ганееворант нефтяной М,: Недра,Вопросыводы за рубМ.: ВНИИОЭ(54) СПОСОНЕФТИ, ВОДЫПРОДУКЦИИ ора судят обды в нефти.является то,еряется только, то есть ограния содержания тедобыбыть ис омпо" тяныхнию емкости, конденсат изменении содержания во Недостатком способа что влагосодержание изм в водонефтяной эмульсии ниченные пределы измере воды в нефти. Известен способ опре в продукции нефтяных ск тяных промыслах при пом Дина и Старка. Способ о ряемости влаги при нагр после чего пары воды коделения важин н ощи при снован евании нефспа" нденсир ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(71) Октябрьский филиал Всесоюзногонаучноисследовательского и проектнконструкторского института комплексной автоматизации нефтяной и газовойпромышленности(57) Использование для определенияпокомпонентного состава продукции н Изобретение относится к неф вающей промышленности и можетпользовано для определения пок нентного состава продукции неф скважин,Известен диэлькометрический спо" соб определения влагосодержания в потоке сырой нефти и нефтепродуктов пу" тем непрерывного измерения диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси, для чего в поток анализируемой смеси помещают конденсатор, образо" ванный двумя электродами и по иэмене 1778278 А 1в холодильнике и оседают на дно при"емника"градуированной ловушки. По ко" личеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепро" дукте, Но этот способ очень трудо" емок, требует применения дополни-." тельных людских ресурсов. Также йиэ" ка представительность отобранныхпроб 10Наиболее близким по технической сути к заявляемому является способ оп" ределения количества нефтю, воды и газа в продукции скважины, реалиэуе" мый путем разделения потока на составляющие с помощью трехфазных сепа" раторов и раздельного измерения пото" ков. В процессе сепарации продукции скважины разделяется на водонефтяную эмульсию, свободную воду и гаэ,а рас" 20 ходы жидкой и газовой Фазы измеряют" ся расходомерами. При этом повышают" ся требования к разделительным свойствам сепаратора, который должен обес" пецить четкий раздельный режим про" 25 текания церез влагомер амульсии и свободной воды, причем объем емкости иотдельных перегородок зависит от про",изводительности скважин. Содержаниеводы в эмульсии определяется с помощью диэлькометрических влагомеров.Недостатком способа является тд,цто его осуществление сопряжено сбольшими затратами, связанными с со" оружением громоздких технологическихсепараторов.Цель изобретения - расширение пре" делов определения содержания воды впродукции скважины и сокращение зат"рат, 40Поставленная цель достигается тем,что в известном способе определениясодержания нефти, воды и газа в сква"жинной продукции, заключающемся вподаче части скважинной продукции вемкость с отсеками для газожидкост"ной смеси, нефти и воды, отстаивании,перераспределении компонентов по от"секам и измерении их объемов, выводенеФти,.газа и воды из емкости. Часть .скважинной продукции подают с установленной частотой и объемом доста"Рточной определенной достоверностьюопределить содержание нефти, воды игаза. Измеряют объем выделяющегосягаза при его отводе из емкости, не" прерывно контролируют объемы нефти и воды в отсеках, затем после установ" ленного времени или по достижении за" данного объема одного из компонентов, прекращают подачу скважинной продукции в емкость, измеряют объемы в обо" их отсеках и определяют объемные соотношения нефти, воды и газа в сква" жинной продукции, При этом для интенсивного разделения воды от нефти подачу части скважинной продукции в емкость с отсеками производят в зону границы раздела нефти и воды в виде дозированных проб через определенные промежуткивремени, а для повышения интенсивности разделения Фаз в зави-. симости от сортности продукции скважины определение покомпонентного состава производят как при рабочем, так и при атмосферном давлении,Сопоставительный анализ заявляемо го решения с прототипом показывает, цто заявляемый способ отличается от известного тем, что в емкость с отсе" кателями подают только часть скважинной продукции, непрерывно контролируют объемы нефти и воды в отсеках, за" тем после установленного времени или по достижении заданного объема одно" го из компонентов прекращают подачу скважинной продукции в емкость, изме" ряют объемы жидкости в обоих отсеках, измеряют объем отводимого из емкостигаза и определяют объемные соотноше"ния нефти, воды и газа в скважиннойпродукции, при этом скважинную продук-цию подают в емкость с отсеками в зону границы раздела нефти и воды в виде дозированных проб через определен" ные промежутки времени. Таким образом, заявляемый способ соответствует кри" терию "новизна".Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной об" ласти техники не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию"существенные отличия".- Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена схема возмож" ного устройства для определения по- компонентного состава скважинной про" дукции, Способ осуществляют следующим образом. Скважинная продукция, покомпонеитный состав которой необходимо определить, направляется по трубопро" воду 3, Посредством блока программно" го управления 15 приводят в действие пробоотборник 2, при помощи которого78278 бщего количества продукции скважиныопределяют количество компонентовскважинной продукции - нефти, газа иводы по отдельности.5После этого посредством блока про"граммного управления 15 производятслив воды и нефти из отсеков (б) и(в) через патрубки слива воды 13 инефти 14 и подготовку устройства канализу продукции следующей скважины.Определение покомпонентного состава продукции скважины в зависимостиот сортности производят как при рабо"чем давлении в системе сбора, так ипри атиосфернои давлении, открывая изакрывая соответствующие краны 16 и17, установленные на газовой линии.Предлагаемое изобретение обладает 20 следующими преимуществами в сравнениис существующими способами:- не зависит от производительностискважины, для всех скважин в даннойгруппе часть отобранной пробы имеет 25 йостоянный объемне зависит от степени обводнен"ности продукции скважин, т.е, способпозволяет непрерывно осуществлятьанализ в диапазоне обводненности от 30 0 до 100;" способствует уменьшению иеталлоемкости устройства для осуществленияспособа по сравнению с прототипом;" снижает трудоемкость по сравне" 35 нию с а налогом,5 17 через заданные промежутки времени от" бирают дозированные пробы газожидкостой смеси из трубопровода 3 и периодиески подают их по соединительному трубопроводу 4 в отсек (а) отстойной емкости 1. Временные интервалы взя" тия пробы выбирают из расчета дости" жения максимальной достоверности усредненной пробы,.формирующейся в от .т стойном отсеке (а), и с учетом общего расчетного времени, необходимого для полного разделения нефти, воды и га" за, содержащихся в очередной дозе пробы. Причем после образования гра" ницы раздела "нефть"вода" при отстаивании смеси последующие дозы проб подают в зону границы раздела нефти и воды, так как экспериментально уста" новлено, что при этомпроисходит на - иболее полное и интенсивное разделе" ние нефти и воды, содержащихся в очередной дозе пробы. Кроме того, поступающая газожидкостная смесь подогре" вается обогревателем 10 до температуры в диапазоне 6080 С в котором, как установлено опытом, достигается мак" симальная степень разделения компо" нентов смеси. Для этой же цели в тру" бопровод 3 ниже пробоотборника 2 по потоку вводят деэмульгатор, Выделя" ющийся гаэ отводят по линии 5 и изме" ряют объем проходящего газа газосчет"чиком 6. Вода, у которой удельный вес больше, чем у нефти, отстаиваясь на дне отсека (а) емкости 1, перетекает под перегородкой 7 и,переливаясь че" рез водяную перегородку 8, попадает в отсек для воды (б), а отделяющаяся нефть всплывает и переливается через нефтяную перегородку 9 в отсек для нефти (в). Объемы жидкости в отсеках (б) и (в) непрерывно контролируются поплавковыми датчиками объема воды 11 и нефти 12, измеряются и после истечения времени или по достижении заданного объема одного из компонентов блок программного управления включает пробоотборник 2 и определяются объемы жидкости в отсеках, Таким образом, блок программного управления 15 определяет объемные соотношения нефти, воды и газа, Эти объемные соотношения в усредненной пробе, взятой из трубопровода, являются показателя,ми объемных соотношений нефти, воды и газа в измеряемой продукции скважины.На основе полученных объемных соот" ношений компонентов и измеренного об" Формула и зобретения 1. Способ определения содержания 40 нефти, воды и газа в скважинной про"дукции, заключающийся в непрерывном разделении ее на нефть, воду и гаэ и затем сепарации и отстоя и непрерывном измерении выделившихся компонен тов, о т л и ч а ю щ и й с я тем,что, с целью сокращения затрат и повы" шения точности, отбираются пробы про" дукции, подаются на анализ непрерывно до тех пор, пока отстойная зона отсе" 50 ка емкости не заполнится до заданного уровня, а измерение количества вы" делившихся компонентов производится по истечении заданного времени или по минимальному уровню одного иэ жидких Ы компонентов, определяемому погрешностью и чувствительностью датчиков.2, Способ по и. 1, о т л и ч а ю"щ и й с я тем, что, с целью ускорения разделения скважинной продукции и по"17787. 78 ель В,- , МоргеВфефвфВЮВВФ 6 ста роб тал оровавюфеЮфефефефефе Т орректор А.Козоризееф ЮЮюююфеююЮ Подписноениям и открытиям прая наб., д. 4/5 ственного комитета по изоб 113035, Москва, Ж, Ра ГКНТ СС Произв енно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул, Гагарина,10 вышения точности, предварительно дегазированную жидкость подают в зону раздела фаз нефть ю вода после предварительного заполнения отстойной зо" 5 ны отсека емкости.3. Способ по и. 1, о т л и ч а ющ и й с я тем, цто, с целью повыше-.,Редактор Н. ЕЕфвфе Вефвфефе ВЕЮВЕЗаказ 4170ВНИИПИ Госуда ния точности измерения, дополнительнопроводят измерение при атмосферномдавлении, определяют разность измеренных значений компонентов и используют ее как поправку в последующихизмерениях.