Способ измерения концентрации воды в водо-нефтегазовой смеси

Изобретение может быть использовано для определения обводненности продукции нефтяных скважин. Техническим результатом является повышение точности измерения массовой концентрации воды в жидкости за счет исключения влияния качества сепарации газа. Способ измерения массовой концентрации воды в водо-нефтегазовой смеси включает отбор пробы водо-нефтегазовой смеси в герметичный цилиндрический сосуд с заданными объемом V и высотой Н и измерение гидростатического давления P₁ при фиксированных значениях температуры Т и давления Р_а в сосуде. После измерения гидростатического давления уменьшают объем полости сосуда до полного растворения газа и вновь измеряют гидростатическое давление P₂, a массовую концентрацию воды W в водо-нефтегазовой смеси определяют из зависимости -

где g - ускорение свободного падения. 1 ил.

 

Изобретение относится к измерению концентрации воды в смеси и может быть использовано для определения обводненности продукции нефтяных скважин.

Известен способ определения содержания воды в нефти по изменению диэлектрической проницаемости смеси, протекающей между обкладками конденсаторов, опущенных в анализируемую смесь [1. Г.С.Лутошкин. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1974, - с.30-32, рис.11].

Способ приводит к большим погрешностям при измерении влагосодержания, так как диэлектрические проницаемости минерализованной воды и безводной нефти не являются постоянными, а изменяются в достаточно широких пределах. Кроме того, точность измерений существенно снижается из-за неоднородности смеси и явления флокуляции.

Наиболее близким является способ измерения обводненности продукции скважин, включающий отбор пробы водо-нефтегазовой смеси и измерение гидростатического давления при фиксированных значениях температуры и давления. Способ основан на гидростатическом измерении плотности водонефтяной смеси (гидростатическое взвешивание) с последующим пересчетом по формуле, в которой объемная концентрация воды К выражается в виде К=(ρ-ρ_н)/(ρ_в-ρ_н), где ρ, ρ_н, ρ_в - плотности соответственно смеси, нефти и воды, при этом плотности воды и нефти считаются известными [2. Нефтепромысловое оборудование, №10/2000, - с.120-121, рис.3].

Недостаток способа связан с тем, что в жидкости остается мелкодисперсный (окклюдированный) нефтяной газ из-за несовершенства сепарации. Это приводит к неустранимой методической погрешности, так как концентрация газа в водонефтяной жидкости остается неизвестной.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности измерения массовой концентрации воды в жидкости за счет исключения влияния качества сепарации газа.

Для решения поставленной технической задачи в процессе измерения массовой концентрации воды в водо-нефтегазовой смеси, после отбора пробы водо-нефтегазовой смеси в герметичный цилиндрический сосуд с заданными объемом V и высотой Н и измерения гидростатического давления P₁ при фиксированных значениях температуры Т и давления Р_а в сосуде, уменьшают объем полости сосуда (и соответственно отобранной в него пробы) на величину ΔV до полного растворения газа и вновь измеряют гидростатическое давление Р₂, а массовую концентрацию воды W в водо-нефтегазовой смеси определяют из зависимости -

где P₁, P₂ - значения гидростатического давления в сосуде при значениях объема смеси V и (V-ΔV) соответственно;

ρ_в, ρ_н, ρ_г - плотность воды, нефти и газа соответственно при измеренных значениях абсолютного давления Р_а и абсолютной температуры Т в объеме сосуда V;

g - ускорение свободного падения.

Изобретение поясняется чертежом, на котором дана схема устройства для измерения концентрации воды в водо-нефтегазовой смеси согласно способу.

Устройство содержит герметичный цилиндрический сосуд (корпус) 1, снабженный впускным патрубком 2 с управляемым клапаном 3 и выпускным патрубком 4 с управляемым клапаном 5. В полости сосуда 1 установлены датчик гидростатического давления 6, датчик абсолютного давления 7 и датчик абсолютной температуры 8.

В полость сосуда 1 одним концом введен поршень 9, второй конец которого связан с приводом 10, обеспечивающим возможность возвратно-поступательного движения поршня 9.

Способ реализуется следующим образом.

Водо-нефтегазовая смесь от скважины предварительно поступает в гидроциклонный сепаратор 11, из которого под влиянием силы тяжести жидкость с остаточным мелкодисперсным газом через открытый клапан 3 по патрубку 2 поступает в измерительную полость (объем V и высота Н) сосуда 1.

При этом клапан 5 закрыт, а поршень 9 находится в нижнем положении, когда верхний его торец совпадает с дном сосуда 1.

После заполнения сосуда 1 смесью клапан 3 закрывают, и фиксируют датчиком 6 значения гидростатического давления P₁, датчиком 7 - абсолютного давления Р_а и датчиком 8 - абсолютной температуры Т.

Затем с помощью привода 10 поршень 9 вдвигают в сосуд 1, уменьшая объем его полости до скачка роста абсолютного давления в сосуде, то есть до полного растворения газа в жидкости, при этом объем сосуда V уменьшается на величину ΔV.

После этого датчиком 6 фиксируется значение гидростатического давления P₂.

По измеренным значениям P₁, P₂, Р_а и Т по формуле (1) определяется массовая концентрация воды W.

Для проведения следующего замера поршень 9 опускают в исходное положение, клапаны 3 и 5 открывают. Смесь из сосуда сливается, и устройство готово к набору новой порции водо-нефтегазовой смеси.

Формула (1) выведена следующим образом.

Известно, что массовая концентрация воды в водонефтяной жидкости (при отсутствии газа) определяется выражением (2):

где m_в, m_н - массы воды и нефти соответственно;

ρ_ж - плотность водонефтяной жидкости.

Параметры ρ_н и ρ_в - известны, а параметр ρ_ж определяется согласно предлагаемому способу.

В цилиндрическом сосуде объемом V и высотой Н содержится смесь воды, нефти и газа с массами m_в, m_н и m_г соответственно. Известным гидростатическим методом измеряется плотность этой смеси ρ₁ по формуле (3):

Далее объем сосуда принудительно уменьшается на величину ΔV до полного растворения газа в нефти. Вновь гидростатическим методом определяется плотность смеси ρ₂ в новом объеме (V-ΔV) по измеренному значению гидростатического давления Р₂.

Из (3) и (4) определяется ΔV:

Плотность жидкости до сжатия определялась формулой (6):

где m=m_в+m_н+m_г - масса водо-нефтегазовой смеси;

ρ_г - плотность газа до сжатия смеси при абсолютном давлении Р_а и абсолютной температуре Т в сосуде, определяемая из уравнения состояния.

Подставив выражение ΔV из (5) в (6) с учетом, что ρ₂/ρ₁=P₂/P₁, получим (7):

Подставив ρ_ж из (7) в (2), получим формулу (1).

Способ измерения концентрации воды в водо-нефтегазовой смеси, включающий отбор пробы водо-нефтегазовой смеси в герметичный цилиндрический сосуд с заданными объемом и высотой, измерение гидростатического давления при фиксированных значениях температуры и давления в сосуде, отличающийся тем, что уменьшают объем полости сосуда до полного растворения газа и вновь измеряют гидростатическое давление, а массовую концентрацию воды в водо-нефтегазовой смеси определяют из зависимости

где W - массовая концентрация воды;

P₁, P₂ - значения гидростатического давления в сосуде при значениях объема смеси V и (V-ΔV) соответственно;

ρ_в, ρ_н, ρ_г - плотность воды, нефти и газа соответственно при измеренных значениях абсолютного давления Р_а и абсолютной температуры Т в объеме сосуда V;

Н - высота цилиндрического сосуда;

g - ускорение свободного падения.