Скважинный потенциометрический датчик

 

Изобретение относится к химическому датчику для использования в скважинном анализе текучих сред. Более конкретно, оно относится к скважинному потенциометрическому датчику для анализа pH и содержания ионов вытекающих потоков, добытых из подземных формаций. Техническим результатом является создание датчика и инструмента для выполнения потенциометрических измерений в подземной скважине. Для этого датчик содержит, по меньшей мере, один электрод сравнения, по меньшей мере, один измеряющий электрод и, по меньшей мере, один соединитель между электродом сравнения и измеряющим электродом, при этом указанные электроды и соединитель образуют потенциометрический датчик, который подвергается во время работы воздействию скважинного потока через отверстие или канал для отбора проб, и в котором соединитель способен обеспечивать непрерывный проводящий путь между электродом сравнения и измеряющим электродом в присутствии содержащего углеводород потока. Скважинный инструмент для измерения характерного параметра скважинного потока содержит вышеуказанный датчик. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 15 ил.

Настоящее изобретение относится к химическому датчику для использования в скважинном анализе текучих сред, добытых из подземных (геологических) формаций. Более конкретно, оно относится к скважинному потенциометрическому датчику для анализа рН и содержания ионов вытекающих потоков, добытых из подземной формации.

Анализ проб, представляющих скважинные текучие среды, является важным аспектом определения качества и экономического значения углеводородной (геологической) формации.

В настоящее время анализ скважинных текучих сред обычно осуществляют посредством регистрации показаний опускаемых на канате (кабеле) приборов, используя испытатель пласта, такой как инструмент в виде модульного динамического тестера (МДТ) (фирмы) Schlumberger Oilfield Services. Однако недавно было предложено анализировать скважинные текучие среды посредством датчиков, постоянно или квази-постоянно установленных в скважине, или посредством датчика, установленного на бурильной колонне. Последний способ, если он осуществлен успешно, имеет преимущество получения данных во время бурения, в то время как прежняя установка может быть частью системы управления для скважин и добычи углеводородных соединений из них.

Чтобы получить, хотя и грубую, оценку состава скважинных текучих сред, инструмент MDT использует оптический зонд для оценки количества углеводородов в пробах, отобранных из формации. Другие датчики используют для измерения удельного сопротивления, чтобы отличать различные компоненты текучих сред формаций.

В частности, знание химии воды, (добытой) из формации скважины, необходимо, чтобы сэкономить затраты и увеличить производительность на всех стадиях поисково-разведочных работ и добычи нефти и газа. Представляют интерес следующие применения:

предсказание и оценка минеральных отложений и коррозии;

стратегия для разделения нефти/воды и обратной закачки воды для скважины;

понимание изолированности резервуара/устройств для потока текучих сред;

определение прорыва воды;

отклонение R_w.

Некоторые разновидности химических веществ, растворенные в воде (подобно, например, Сl^- и Na⁺) не изменяют свою концентрацию, когда выносятся на поверхность как часть потока через скважину или как проба, взятая из скважины. Следовательно, информация об их количествах может быть получена из скважинных проб и в некоторых случаях поверхностных проб потока. Однако некоторые разновидности химических веществ, такие как Н⁺(рН log [концентрация Н⁺]) СO₂, H₂S и параметры воды, такие как ОВП (окислительно-восстановительный потенциал) значительно изменяются во время подачи на поверхность. Это изменение происходит, главным образом, из-за огромного различия в температуре и давлении между окружающей средой в скважине и на поверхности. В случае отбора пробы это изменение может также иметь место из-за дегазации образца (нарушение герметизации), минеральных осаждений в склянке для взятия пробы и (особенно в случае Н₂S) химической реакции со склянкой для взятия пробы. Следует подчеркнуть, что рН, Н₂S, СО₃ и ОВП являются одними из наиболее критичных параметров для оценки коррозии и отложений. Следовательно, очень важно иметь точно известные их скважинные значения.

Следовательно, существует и будет оставаться потребность в скважинных химических измерениях. Однако никаких скважинных химических измерений, фактически выполняемых при разработке нефтяных и газовых скважин, пока не было опубликовано.

Чтобы удовлетворить требованиям к химическим измерениям повышенной точности, может показаться очевидным адаптировать инструменты для химического анализа, известные из химической лабораторной практики, к агрессивной окружающей среде подземной буровой скважины. Такие известные инструменты для химического анализа включают в себя, например, различные типы хроматографии, электрохимического и спектрального анализа. В частности, потенциометрический способ широко используют для измерений состава воды (рН, Eh, Н₂S, СО₃, Nа⁺, Сl^- и т.д.) и в лаборатории, и в области контроля качества почвенной воды. Однако до сих пор условия окружающей среды в подземной скважине оставляли попытки выполнить такие измерения в реальных условиях углеводородной скважины чисто теоретическими.

В области высокотемпературной потенциометрии известны (работы): Diakonov I.I., Pokrovski G.S., Schott J., Castet S., и Gout R. J.-C. "An experimental and computational study of sodium aluminum complexing in crustal fluids", Geochim. Cosmochim. Acta, 60 (1996), 197-211 и Midgley D. "A review of pH measurement at high temperatures", Talanta, 37 (1990), 8, 767-781.

Общие инструменты для скважинных измерений для применения на нефтяных месторождениях также известны. Примеры таких инструментов можно найти в патентах США №6023340; 5517024 и 5351532 или в международной публикации WO 99/00575. Примеры пробы для потенциометрических измерений резервуаров с почвенной водой опубликованы в: Solodov, I.N., Velichkin, V.I., Zotov, A.V. и др. "Distribution and Geochemistry of Contaminated Subsurface Waters in Fissured Volcanogenic Bed Rocks of the Lake Karachai Area, Chelyabinsk, Southern Urals" в Lawrence Berkeley Laboratory Report 36780/UC-603 (1994b), RAC-6, Ca, USA.

Техническим результатом настоящего изобретения является создание устройства и способа для выполнения потенциометрических измерений в подземной скважине для поисково-разведочных работ и разработки углеводородных месторождений.

Этот технический результат достигается тем, что скважинный потенциометрический датчик, согласно изобретению, содержит, по меньшей мере, один электрод сравнения, по меньшей мере, один измеряющий электрод и, по меньшей мере, один соединитель между электродом сравнения и измеряющим электродом, при этом указанные электроды и соединитель образуют потенциометрический датчик, подвергаемый во время работы воздействию скважинного потока через отверстие или канал для отбора проб, и в котором соединитель способен обеспечить непрерывный проводящий путь между электродом сравнения и измеряющим электродом в присутствии содержащего углеводород потока.

Соединитель может содержать пористый материал или водный раствор или гель.

Датчик может дополнительно содержать элемент нагнетания, приспособленный для выпуска водного раствора или геля в соединитель. Элемент нагнетания может являться самонагнетающим в скважине или управляемым внешним блоком управления.

Скважинный инструмент для измерения характерного параметра скважинного потока может содержать вышеуказанный датчик.

В вышеописанном потенциометрическом датчике имеется постоянный водный контакт между измеряющим электродом и электродом сравнения. Контакт предпочтительно обеспечивают посредством нагнетания внутреннего раствора из электрода сравнения непосредственно на измеряющую (ионоселективную) мембрану и защищая область свободного переноса электрода сравнения смачиваемым водой пористым материалом, таким как пористое стекло.

В предпочтительном варианте осуществления стабильность сигнала или засорение электрода может быть проверена измерением сигнала с дополнительным сопротивлением и без него.

Потенциометрический способ может быть применен, например, как часть инструмента для регистрации показаний при добыче и испытателя пласта скважины без обсадных труб (модульный динамический тестер -МДТ). В последнем случае способ может обеспечить проверку достоверности скважинных проб воды в реальном времени или измерения рН и H₂S в скважине для предсказания минеральных отложений и оценки коррозии. Предлагается также новый газочувствительный комбинированный потенциометрический датчик для одновременного определения парциального давления ₂S и СО₂ в любой жидкости (нефть, газ, вода).

Эти и другие признаки изобретения, предпочтительные варианты осуществления и его варианты, возможные применения и преимущества очевидны и понятны специалистам из нижеследующего подробного описания и чертежей, на которых

фиг.1 изображает схематическую диаграмму основных элементов известного потенциометрического датчика;

фиг.2 изображает детали электрода сравнения известного потенциометрического датчика;

фиг.3 изображает схему взятия скважинной пробы с известным потенциометрическим датчиком;

фиг.4 изображает схему основных элементов для варианта выполнения потенциометрического датчика в соответствии с настоящим изобретением;

фиг.5А, 5В иллюстрируют варианты выполнения потенциометрического датчика в соответствии с настоящим изобретением;

фиг.6 изображает самонагнетающий электрод сравнения для использования в качестве части потенциометрического датчика в соответствии с настоящим изобретением;

фиг.7, 8 иллюстрируют другие варианты выполнения нагнетающих электродов;

фиг.9 иллюстрирует другой вариант инструмента для анализа как части постоянно установленного в скважине блока контроля потока;

фиг.10 изображает компактный потенциометрический зонд специфического использования для применения в скважине в соответствии с изобретением;

фиг.11 изображает испытатель пласта, удерживаемый на канате (кабеле) в скважине в соответствии с изобретением;

фиг.12 изображает скважину и нижнюю часть бурильной колонны, включающую в себя оборудование низа бурильной колонны, в соответствии с изобретением;

фиг.13 изображает датчик, расположенный ниже по потоку от расходомера Вентури и выполненный в соответствии с изобретением; и

фиг.14 изображает пример непрерывного измерения, которое выполняют в закрытой нефтедобывающей скважине, в соответствии с изобретением.

Теория потенциометрии и ее применение к пробам воды при температуре окружающей среды хорошо разработаны. Способ основан на измерении электродвижущей силы (э.д.с., или Е) в потенциометрическом элементе, который состоит из измеряющего электрода и электрода сравнения (половинные элементы).

Фиг.1 изображает обычные компоненты известного потенциометрического элемента. Измеряющий электрод опускают в раствор. Этот электрод состоит из внутренней половины элемента (например, провод из серебра (Аg), покрытый солью АgСl) в растворе с фиксированным рН (например, 0,1 М НСl в некоторых рН-метрических электродах), и ионоселективной мембраны (подобной стеклянной Н⁺-селективной мембране в стеклянном рН-метрическом электроде). Электрод сравнения также содержит внутреннюю половину элемента (обычно тот же самый AgCl; Ag), опущенную в концентрированный раствор или гель КСl (например, 3 М), насыщенный Ag⁺, который диффундирует (или подается) через область свободного (жидкостного) переноса.

Детали электродов сравнения изображены на фиг.2. Электрод сравнения содержит внутреннюю половину элемента (обычно AgCl; Ag), опущенную в концентрированный раствор или гель KCl (например, 3 М), насыщенный Аg⁺, который диффундирует (или подается) через область свободного (жидкостного) переноса, таким образом поддерживая электрический контакт. Потенциал этого электрода является фиксированным при неизменной температуре, поскольку концентрация хлорид-ионов внутри является постоянной. Важно, что мембрана (ОСП) должна остаться неповрежденной (незакупоренной или незасоренной) и, следовательно, должна быть сплошная водная среда между измеряющим электродом и электродом сравнения.

Ионоселективный электрод измеряет потенциал, который возникает из-за разности концентраций соответствующего иона (Н⁺ случае измерения рН) во внутреннем растворе и в измеряемом растворе. Этот потенциал измеряют для сравнения с потенциалом сравнения на электроде сравнения, который является фиксированным из-за постоянного состава раствора или геля сравнения (фиг.2). Электроды могут быть раздельными (отдельные половинные элементы) и объединенными в один ("комбинированный электрод").

Измеряющий электрод имеет специальную чувствительную ионоселективную мембрану. Потенциал мембраны связан с активностью (концентрацией) данного иона в растворе. Электрод сравнения имеет постоянный потенциал (фиг.2). Измеренная э.д.с (Е, разность потенциалов) является в общем функцией температуры и активности i-го иона, по отношению к которому измеряющий электрод является селективным:

[1] Е=Е⁰+(k*T)*log (a_i),

где Е - измеренная электродвижущая сила (э.д.с) элемента (все потенциалы измеряют в вольтах);

a_i соответствует активности i-го иона и пропорционально его концентрации.

Е⁰ - стандартный (электродный) потенциал (при температуре Т), соответствующий значению Е в растворе с активностью i-го иона, равной единице; член в круглых скобках - так называемый (угловой) коэффициент Нернста для графика Е как функции log (a_i).

Этот коэффициент (или постоянная "k") вместе с постоянной (Е⁰) элемента (электрода) определяют экспериментально с помощью процедуры калибровки, используя стандартные растворы с известными активностями i-го иона. Для неповрежденных электродов хорошего качества этот коэффициент должен быть очень близок к теоретическому, равному (R*T/F*z), где F - постоянная Фарадея (23061 кал/моль), R - газовая постоянная (1,9872 кал/моль*К), z_i - заряд i-го иона. Схематично конструкция потенциометрического элемента показана выше на фиг.1. Заметим, что потенциометрические электроды могут использоваться как отдельные объекты (отдельные, индивидуальные электроды или половинные элементы) или собраны в "комбинированный" электрод (подобно очень популярному комбинированному стеклянному рН-метрическому электроду).

На фиг.3 схематично изображены элементы известного скважинного инструмента для анализа, используемого Солодовым (Solodov) и др. (см. выше). Потенциометрические электроды расположены в нижней части зонда и включают в себя электроды для измерения рН, Eh (или ОВП), Са2⁺, (рСа), Na⁺ (pNa), S^2-(pS), NH⁺₄(pNH₄) и электрод сравнения (ЭС, RE). Парциальное давление Н₂S может быть вычислено исходя из значений рН и рS.

Ниже подробно описаны основные аспекты изобретения. Эти аспекты охватывают три главных области:

адаптация потенциометрического способа к измерениям в нефте/водных смесях, включая однородную нефтяную среду;

использование способа в скважинных инструментах;

конструкция нового газочувствительного комбинированного электрода для одновременного определения парциальных давлений СO₂ и Н₂S.

Первый аспект относится к адаптации потенциометрического способа к измерениям в нефте/водных смесях, включая однородную нефтяную среду.

Такие потенциометрические измерения выполнимы при двух условиях.

Во-первых, мембраны (измеряющие и ОСП) должны остаться неповрежденными без закупоривания или засорения. Второе условие заключается в том, чтобы обеспечить непрерывность водной среды между измеряющим электродом и электродом сравнения.

Обнаружено, что стеклянные мембраны и мембраны на сульфиде серебра не склонны к немедленному засорению нефтью и ее компонентами. Следовательно, согласно изобретению, используют такие устройства, которые устраняют засорение или закупоривание области свободного переноса (ОСП) электрода сравнения. Одновременно с устранением засорения ОСП эти устройства помогают устанавливать устойчивый водный контакт между измеряющим электродом и электродом сравнения, таким образом позволяя осуществлять стабильные измерения в однородной нефтяной среде. Некоторые из предложенных устройств также уменьшают засорение ионоселективных мембран измеряющих электродов.

Все описанные выше результаты достигают, используя пассивный смачиваемый водой защитный слой в области свободного переноса. Защитный слой изготавливают из специальных пористых смачиваемых водой материалов (например, спеченная стеклянная фритта). При использовании в комбинированных электродах со стеклянными мембранами или мембранами из сульфида серебра (или подобными) мембранами, которые не очень подвержены засорению, это устройство позволяет проводить измерения до тех пор пока не происходит засорение стеклянной мембраны, когда она не защищает измеряющий электрод.

Добавляя искусственное нагнетание раствора или геля сравнения непосредственно на измеряющую мембрану измеряющего (ионоселективного) электрода, создается замкнутая электрическая цепь даже в эмульсиях воды в масле (нефти). Эта процедура может быть применена совместно с использованием вышеописанного смачиваемого водой защитного наконечника. Совместно нагнетание и наконечник позволяют осуществлять измерения в нефтяной дисперсионной среде (поддерживая водный слой на измеряющей поверхности и ОСП) и одновременно очищая мембрану посредством искусственного нагнетания жидкости сравнения. Эта жидкость сравнения может также очищать мембрану измеряющего электрода.

На фиг.4 изображен комбинированный рН-метрический электрод, состоящий из стеклянного электрода для измерения рН и окружающего электрода сравнения. Электрод сравнения имеет защитный смачиваемый водой наконечник в области свободного переноса. Наконечник изготовлен из спеченного стекла. Это вещество само может быть или может не быть насыщено гелем сравнения. Защитный смоченный водой наконечник обеспечивает постоянное наличие водного непрерывного слоя на поверхности наконечника и, следовательно, замкнутую электрическую цепь с измеряющей стеклянной рН-метрической мембраной. Гель или раствор КСl или диффундирует сквозь наконечник, или продавливается посредством различных средств для обеспечения электрического контакта. Вода, присутствующая в эмульсии воды в масле, обменивается с водой в поверхностном слое на верхней части этого датчика. Следовательно, измерение подсчитывает любое изменение в потоке, проходящем через датчик (фиг.4).

На фиг.5А и 5В показаны два варианта, имеющие раздельные электрод сравнения и измеряющий электрод. Измеряющую стеклянную мембрану рН-метрического электрода смачивают водой. Электрический контакт в эмульсиях воды в масле обеспечивают непосредственным нагнетанием раствора или геля сравнения на поверхность измеряющей мембраны. Это достигают или посредством диффузии (или искусственным потоком) через смоченный водой защитный наконечник (например, спеченный стеклянный диск) (фиг.5А) или посредством капиллярного контакта (фиг.5В). Раствор или гель сравнения может быть вытеснен из электрода сравнения различными средствами.

Непосредственное нагнетание раствора или геля сравнения достигают посредством вытеснения его из электрода сравнения с помощью следующих элементов:

поршня;

груза, помещенного на верх надувной камеры, заполненной раствором сравнения;

системы плавучести, в которой плавающую камеру, заполненную легким газом, помещают ниже гибкой камеры, заполненной раствором сравнения. Поэтому, эта плавающая камера оказывает давление на гибкий резервуар с жидкостью сравнения;

варианты или комбинации указанных элементов.

Электрод сравнения самонагнетающего типа показан на фиг.6. Электрод сравнения может быть заполнен водным раствором (обычно КСl), гелем или твердым электролитом (или он может содержать твердое микропористое вещество, насыщенное водным раствором или гелем). Искусственное нагнетание электролита сравнения устанавливает водный электрический контакт с измеряющим электродом. Само нагнетание осуществляют, используя самосжимающийся деформируемый электрод сравнения 2.

Мягкий резервуар 2 загружают в натянутом состоянии. Резервуар затем закрывают сальником 3, имеющим центральный канал, заполненный микропористым веществом 4. Сила упругости сжимает мягкий резервуар и вытесняет раствор через вещество 4. В этой конструкции ни скорость, ни время истечения раствора не могут быть управляемыми.

Другие примеры электродов сравнения нагнетающего типа показаны на фиг.7 и 8.

Электрод, изображенный на фиг.1, содержит поршень, оказывающий давление на внутреннюю камеру электрода сравнения. Камера заполнена водным раствором или гелем сравнения. Пористый смачиваемый водой материал наконечника обеспечивает электрический контакт с рН-метрическими мембранами. Во время работы поршень может быть приведен в действие внешним двигателем или гидравлической системой.

В показанном на фиг.8 варианте изображенный на фиг.7 поршень заменяет наполненная газом камера. Раствор сравнения хранят в мягком резервуаре.

Вышеуказанная конструкция датчика может быть усовершенствована внутренним измерением с помощью известного резистора, как показано на фиг.9. Дополнительное сопротивление "R", включенное между измеряющим электродом и электродом сравнения, дает возможность проверить качество электрического контакта, которое должно быть выполнено. Электродная пара может рассматриваться как батарея со своим внутренним сопротивлением "r". Это внутреннее сопротивление образуется электродами и измеряющим раствором.

Сопротивление стеклянных электродов очень высоко (>10 МОм), в то время как сопротивление чистых водных растворов (без масла) и электрода сравнения (Аg, АgСl) очень мало по сравнению с сопротивлением стеклянных электродов. Сопротивление масла может быть сопоставимо с сопротивлением стеклянных электродов. Следовательно, когда пространство между электродами заполнено маслом, масло образует засоряющую пленку на их поверхностях, причем общее сопротивление элемента увеличивается, и сигнал изменяется. Измерение этого сопротивления элемента с помощью сравнительного измерения, выполненного с использованием дополнительного сопротивления "R", указывает качество электрического контакта. Условием для хорошей проводящей электричество цепи является стабильное, постоянное падение напряжения, когда включено дополнительное сопротивление.

Компактный потенциометрический зонд специфического использования для скважинного применения показан на фиг.10. Зонд может быть помещен внутри корпуса модуля или внутри пробоотборной склянки. Система клапанов, трубопроводов и дополнительных резервуаров (не показаны) обеспечивают контакт датчиков зонда с исследуемым потоком. Эта система может также обеспечить подачу растворов для калибровки и очищающих растворов в скважину.

На фиг.11-13 показан датчик для различных возможных скважинных применений.

На фиг.11 показан испытатель 110 пласта, удерживаемый на канате 112 в скважине 114. Испытатель 110 является хорошо известным модульным динамическим тестером (МДТ, марка Schlumberger) как описано в патенте США №3859851, патенте США №3780575 и патенте США №4994671, причем этот известный тестер модифицирован введением потенциометрического инструмента 116 для анализа, как описано подробно выше. Модульный динамический тестер содержит корпус 120 длиной приблизительно 30 м и главную трубопроводную магистраль или трубопровод 122. Инструмент 116 для анализа связан с трубопроводом 122 посредством отверстия 117. В дополнение к новой системе 116 датчика испытатель содержит оптический анализатор 130 текучей среды в нижней части трубопровода 122. Поток текучей среды через трубопровод 122 приводят в движение посредством насоса 132, расположенного ближе к верхнему концу трубопровода 122. Гидравлические кронштейны 134 и противоположные кронштейны 135 присоединены с внешней стороны к корпусу 120 и удерживают наконечник 136 пробоотборника для взятия пробы текучей среды. Основание наконечника 136 зонда изолировано от скважины 114 кольцом 140 или другими герметизирующими устройствами (уплотнителями).

Перед заканчиванием скважины модульный динамический тестер спускают в скважину на канате (кабеле) 112. После достижения проектной глубины, то есть слоя (геологической) формации 142, пробу которой нужно взять, гидравлические кронштейны 134 выдвигаются, чтобы наконечник 136 пробоотборника вошел в контакт с формацией. Кольцо 140 в основании пробоотборника 136 образует затвор между боковой поверхностью скважины 144 и формацией 142, в которую вставляют зонд 136, и предотвращает взятие текучей среды пробоотборником 136 непосредственно из буровой скважины 114.

Как только пробоотборник 136 вставляют в формацию 142, электрический сигнал проходит по кабелю 112 с поверхности так, чтобы активизировать насос 132 и системы 116, 130 датчиков, чтобы начать брать пробы текучей среды из формации 142. Потенциометрический датчик 116 приспособлен для измерения рН и содержания ионов в потоке формации.

Склянка (не показана) в инструменте МДТ-типа может быть заполнена первоначально раствором для калибровки, чтобы обеспечить на месте (в скважине) калибровку датчиков. Модуль МДТ может также содержать резервуар с большим объемом раствора калибровки и/или очищающего раствора, который может периодически прокачиваться сквозь объем датчика для чистки и повторной калибровки.

Потенциометрические зонды в скважинном инструменте МДТ-типа могут быть использованы для абсолютных измерений параметров скважины, которые значительно отличаются от тех, что измерены в пробах на поверхности (такие как рН, Eh, растворенные Н₂S, CO₂). Такая коррекция значений на поверхности важна для проверки правильности модели химии воды.

Следующее возможное применение нового датчика и системы отделения находится в области "измерения при бурении" (ИПБ). Принцип ИПБ известен и раскрыт в большом количестве литературы, включая, например, патент США №5445228 "Method and apparatus for formation sampling during the drilling of a hydrocarbon well".

На фиг.12 изображена скважина 211 и нижняя часть бурильной колонны 212, включающая в себя оборудование 210 низа бурильной колонны (ОНБК). ОНБК имеет на своей вершине буровую коронку 213. Она включает в себя дополнительные утяжеленные бурильные трубы, которые используют, чтобы установить дополнительное оборудование, такое как блок 214 телеметрии и блок 215 датчиков. Блок телеметрии обеспечивает телеметрическую связь с поверхностью, например посредством телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Блок датчиков включает в себя новый потенциометрический блок 216 анализа, описанный выше. Блок 216 анализа отбирает текучие среды из скважины через малый паз 217, защищенный от мусора и других частиц металлической сеткой.

Во время бурения жидкость скважины поступает в паз 217, и затем ее анализируют, используя блок 216 датчиков. Результаты передают от блока сбора данных к блоку 214 телеметрии, преобразуют в сигналы телеметрии и передают на поверхность.

Третье применение проиллюстрировано на фиг.13, изображающей расходомер 310 типа Вентури, также известный в промышленности и описанный, например, в патенте США №5736650.

Установленный на насосно-компрессорной колонне или обсадной трубе 312 скважины, расходомер устанавливают на (нужное) место в скважине 311 с проводным соединением 313 с поверхностью, следуя известным способам, которые раскрыты, например, в патенте США №5829520.

Расходомер состоит, по существу, из сужения или узкого прохода 314 и двух штуцеров 318, 319 измерения давления, расположенных обычно на входе и в месте максимального сужения, соответственно. Обычно (расходомер) Вентури объединен с плотномером 315, расположенным дополнительно выше или ниже по потоку.

Новый потенциометрический блок 316 анализа предпочтительно расположен ниже по потоку от (расходомера) Вентури, чтобы воспользоваться преимуществом эффекта смешивания, который (расходомер) Вентури вызывает в потоке. Паз 317, защищенный металлической сеткой, обеспечивает впускной канал к блоку.

Во время добычи скважинная текучая среда входит в паз 317, и ее затем анализируют, используя блок 316 датчиков. Результаты передают от блока сбора данных на поверхность по проводам 313.

Вышеуказанная система допускает проведение непрерывных измерений в эмульсии воды в масле (нефти), содержащей до 90 об.% сырой нефти. Пример измерения выполняют в закрытой нефтедобывающей скважине и изображен на фиг.14.

Записи № 1 и № 2 были осуществлены с использованием потенциометрического зонда, показанного на фиг.3. Запись имела место после вытаскивания трубопровода в обсаженной скважине (внутренний диаметр кожуха 139,7 мм) в месторождении нефти Казанское, область Суходол, к северо-востоку 120 км от города Самара в России.

Запись № 1 была сделана с отдельными рН-метрическим электродом и электродом сравнения без смачиваемого водой соединения между электродами. Никакого сигнала не было зарегистрировано в нефтяном слое (700-870 м) из-за отсутствия электрического контакта. В нижележащей морской воде был записан стабильный воспроизводимый сигнал. Это имело место из-за смачиваемой водой поверхности стеклянного рН-метрического электрода (без масляного засорения) и непрерывного искусственного нагнетания раствора КСl сравнения из электрода сравнения (без засорения области свободного переноса).

Запись № 2 была сделана с капиллярным контактом между электродом сравнения и стеклянной рН-метрической мембраной ("соединитель"). Раствор КСl непрерывно выдавливают из электрода сравнения. Это обеспечивает непосредственное нагнетание жидкости КСl на стеклянную мембрану, то есть стабильный электрический контакт в нефти. Присутствие соединителя приводит к корректным значениям рН в слое почти чистой нефти (700-870 м) (красные и синие линии). Эти значения грубо соответствуют рН соленой воды непосредственно ниже нефтяного слоя. Можно отметить также хорошее соответствие между верхними и нижними записями, сделанными на различных скоростях в соленой воде.

Стабильность сигнала или засорение электрода проверяют посредством измерения сигнала с дополнительным сопротивлением и без него как функции времени (фиг.9).

Конструкция новых электродов и использование новых комбинаций потенциометрических электродов в нефтеводных смесях.

Предложено новое газочувствительное объединение, которое допускает одновременное определение парциальных давлений CO₃ и H₃S в любой фазе (нефть, газ, вода). Оно является модификацией существующих газочувствительных объединений. Новизна заключается в том, что настоящее изобретение предлагает использование трех электродов (для измерения рН, рS и сравнения) в одном датчике, чтобы одновременно получить парциальные давления для вышеуказанных двух газов.

Выше описаны различные варианты осуществления изобретения. Описания предназначены для иллюстрации настоящего изобретения. Специалистам очевидно, что могут быть осуществлены модификации изобретения без отрыва от объема формулы изобретения.

Формула изобретения

1. Скважинный потенциометрический датчик потока, отличающийся тем, что содержит, по меньшей мере, один электрод сравнения, по меньшей мере, один измеряющий электрод и, по меньшей мере, один соединитель между электродом сравнения и измеряющим электродом, при этом указанные электроды и соединитель образуют потенциометрический датчик, который подвергается во время работы воздействию скважинного потока через отверстие или канал для отбора проб, и в котором соединитель способен обеспечивать непрерывный проводящий путь между электродом сравнения и измеряющим электродом в присутствии содержащего углеводород потока.

2. Датчик по п.1, отличающийся тем, что соединитель содержит пористый материал.

3. Датчик по п.1, отличающийся тем, что соединитель содержит водный раствор или гель.

4. Датчик по п.3, отличающийся тем, что дополнительно содержит элемент нагнетания, приспособленный для выпуска водного раствора или геля в соединитель.

5. Датчик по п.4, отличающийся тем, что элемент нагнетания является самонагнетающим в скважине.

6. Датчик по п.4, отличающийся тем, что элемент нагнетания является управляемым внешним блоком управления.

7. Скважинный инструмент для измерения характерного параметра скважинного потока, отличающийся тем, что содержит потенциометрический датчик, имеющий, по меньшей мере, один электрод сравнения, по меньшей мере, один измеряющий электрод и, по меньшей мере, один соединитель между электродом сравнения и измеряющим электродом, при этом указанные электроды и соединитель образуют потенциометрический датчик, который подвергается во время работы воздействию скважинного потока через отверстие или канал отбора проб, и в котором соединитель способен обеспечивать непрерывный проводящий путь между электродом сравнения и измеряющим электродом в присутствии содержащего углеводород потока.

8. Инструмент по п.7, отличающийся тем, что соединитель содержит пористый материал.

9. Инструмент по п.7, отличающийся тем, что соединитель содержит водный раствор или гель.

10. Инструмент по п.9, отличающийся тем, что дополнительно содержит элемент нагнетания, приспособленный для выпуска водного раствора или геля в соединитель.

11. Инструмент по п.10, отличающийся тем, что элемент нагнетания является самонагнетающим в скважине.

12. Инструмент по п.10, отличающийся тем, что элемент нагнетания является управляемым внешним блоком управления.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12, Рисунок 13, Рисунок 14, Рисунок 15