Способ определения содержания нефти, воды и газа в скважинной продукции

 

Использование для определения покомпонентного состава продукции нефтяных скважин. Сущность изобретения: пробоотборником через заданные промежутки времени отбирают дозированные пробы газожидкостной смеси из трубопровода и периодически подают их в отстойный отсек емкости0 Причем после образования границы раздела нефть-вода при отстаивании смеси последующие дозы подают в зону границы раздела нефти и водыо Поступающую газожидкостную смесь подогревают до +60 f +80°Св Объемы в отсеках непрерывно контроли1- руются и измеряются Объем выделившегося газа при его отводе из емкости измеряют газосчетчиком0 После истечения установленного времени определяют объемы жидкости в отсеках Из определенных объемов нефти, воды и газа и зная общее количество измеренной жидкости вычисляют объемные соотношения нефти, воды и газа в измеряемой продукции скважины. 2 з„п0 ft-лы, 1 ил. (Л С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5I)5 Е 21 В 43/00, С 05 D 27/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H АВТОРСКОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ тяных скважин. Сущность изобретения: пробоотборником через заданные промежутки времени отбирают дозированные пробы газожидкостной смеси из трубо" провода и периодически подают их в отстойный отсек емкости. Причем после .образования границы раздела "нефть"вода" при отстаивании смеси последующие дозы подают в зону границы раздела нефти и воды. Поступающую гаэожидкостную смесь подогревают до +60 -: +80 С.

Объемы в отсеках непрерывно контроли" руются и измеряются. Объем выделивше- гося газа при его отводе из емкости измеряют гаэосчетчиком. После истече" ния установленного времени определяют объемы жидкости в отсеках. Из определенных объемов нефти, воды и газа и зная общее количество измеренной жидкости вычисляют объемные соотношения нефти, воды и газа в измеряемой про" дукции скважины. 2 э.п. Ф-лы, 1 ил. и (57) Использование для определения покомпонентного состава продукции неф"

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) (21) 4861305/26 (Z2) 07.06.90 (46) 30.11.92. Бюл. Р 44 (71) Октябрьский филиал Всесоюзного научно»исследовательского и проектноконструкторского института комплекс.ной автоматизации нефтяной и.газовой промышленности (72) В.Т. Дробах и Ф.К. Ганеев (56) И.С. Боровая, Лаборант нефтяной и газовой лаборатории. И.: Недра, 1968.

Вопросы подготовки нефти, газа и воды за рубежом. Обзорная информация, М.: ВНИИ(}ЭНГ, 1978, с. 31"35. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ, НЕФТИ, ВОДЬ3 И ГАЗА В СКВАЖИННОЙ;.

ПРОДУКЦИИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть ис" пользовано для определения покомпо" нентного состава продукции нефтяных 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,, Ы,, 1778278 А1 нию емкости . конденсатора судят o6 " 4 изменении содержания воды в нефти. 00

Недостатком способа является то, что влагосодержание измеряется только в водонефтяной эмульсии, то есть ограниченные пределы измерения содержания воды в нефти.

Известен способ определения воды в продукции нефтяных скважин на неф" тяных промыслах при помощи прибора

Дина и Старка. Способ основан на испа" ряемости влаги при нагревании смеси, после чего пары воды конденсируются 177н278 в 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 трудоемок, требует применения дополни-. тельных людских ресурсов. Также йиэ" ка представительность отобранных проб. 30

Наиболее близким по технической сути к заявляемому является способ on" ределения количества нефти, 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" печить четкий раздельный режим про" 25 текания через влагомер амульсии и свободной водй, причем объем емкости и отдельных перегородок зависит от про", изводительности скважин. Содержание воды в эмульсии определяется с по- Q0 мощью диэлькометрических влагомеров.

Недостатком способа является тд, что его осуществление сопряжено с большими затратами, связанными с со" оружением громоздких технологических сепараторов.

Цель изобретения - расширение пре" делов определения содержания воды в продукции скважины и сокращение зат" рат. 40

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения содержания нефти, воды и газа в сква" жинной продукции, заключающемся.в подаче части скважинной продукции в емкость с отсеками для газожидкост" ной смеси, нефти и воды, отстаивании, перераспределении компонентов по от" секам и измерении их объемов, выводе неФти,.газа и воды из емкости. Часть .скважинной продукции подают с установленной частотой и объемом доста"

У

: точной определенной достоверностью определить содержание нефти, воды и газа. Измеряют объем выделяющегося газа 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 скважинной 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 s виде дозированных проб через определенные промежутки .времени, 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

ro решения с прототипом показывает, что 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 емкости газа и определяют объемные соотноше - ния нефти, воды и газа в скважинной продукции, 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, заявляемйй 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 покомпонентного 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 которого

78278 б щего количества продукции скважины I определяют количество компонентов скважинной продукции - нефти, газа и воды по отдельности.

После этого посредством блока про" граммного управления 15 производят слив воды и нефти из отсеков (6) и (в) через патрубки слива воды 13 и нефти 14 и подготовку устройства к анализу продукции следующей скважины. !

Определение покомпонентного состава продукции скважины в зависимости от сортности производят как при рабо" чем давлении в системе сбора, так и при атмосферном давлении, открывая и закрывая соответствующие краны 16 и

17, установленные на газовой линии.

Предлагаемое изобретение обладает

20 следующими преимуществами в сравнении с существующими способами:

- не зависит от производительности скважины, для всех скважин в данной группе часть отобранной пробы имеет

25 постоянный объем; не зависит от степени обводнен" ности продукции скважин, т.е. способ позволяет непрерывно осуществлять анализ в диапазоне обводненности оТ

30 0 до 1004;

" способствует уменьшению металлоемкости устройства для осуществления способа по сравнению с прототипом, " снижает трудоемкость по сравне"

5 17 через заданные промежутки времени отбирают дозированные пробы газожидкост ой смеси из трубопровода 3 и периоди ески 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 ra"" за, содержащихся в очередной дозе пробы. Причем после образования гра" ницы раздела "нефть"вода" при отста" ивании смеси последующие дозы проб подают в зону границы раздела нефти и воды, так как экспериментально уста" новлено, что при этом происходит на— иболее полное и интенсивное разделе" ние нефти и воды, содержащихся в очередной дозе пробы. Кроме того, поступающая газожидкостная смесь подогре" вается обогревателем 1О до температуры в диапазоне 60"80 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 продукции, заключающийся в непрерывном разделении ее на нефть, воду и гаэ и затем сепарации и отстоя и непрерывном измерении выделившихся компонен45 тов, отличающийся 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" шийся тем, что, с целью ускорения разделения скважинной продукции и по1778778

Соста вит ель В. - Дробах

Редактор Н. Егорова Техрер М, Моргентал Корректор д.Козориз

° а@евв ааае4еаа еваееееееееввееювввееюеееееееееевваееевеееаааеваеаевевавевеееааее еввааааей пмв еиов е мм- ему

Заказ 4170 Тираж Подписное

ВНИИПИ

ИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г.Ужгород, ул. Гагарина, 101 вышения точности, предварительно дегазированную жидкость подают в зону раздела Фаз нефть вода после предварительного заполнения отстойной зо" ны отсека емкости.

3. Способ по и. 1, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повыше-., ния точности измерения, дополнительно проводят измерение при атмосферном давлении, определяют разность измеренных значений компонентов и используют ее как поправку в последующих измерениях.