Способ определения концентрации компонентов в потоке водно-нефтяной смеси

Изобретение относится к нефтяной области и может быть использовано при добыче нефти и в случаях, когда необходимо определить содержание воды в нефти в скважине и объемы добываемой нефти, а также оценивать качество в прокачиваемой в нефтяной трубе сырой нефти. Способ включает зондирование оптическим пучком с длиной волны в диапазоне 960≤λ₁≤1100 нм прокачиваемой сырой нефти перпендикулярно направлению ее движения, измерение интенсивности оптического излучения на входе и выходе зондируемого объема нефти, определение оптической плотности, при этом одновременно соосно с основным пучком зондируют оптическими пучками еще на двух длинах волн в диапазоне длин волн 1520≤λ₂≤1600 нм, соответствующих поглощению воды, и 1700≤λ₃≤1800 нм, соответствующих поглощению нефти, определяют оптическую плотность прошедшего излучения на этих длинах волн, а концентрацию нефти и воды определяют из системы уравнений. Изобретение обеспечивает расширение диапазона измерения содержания воды в нефти при повышении точности и возможность проведения измерений в прокачиваемой сырой нефти в трубе. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной области и может быть использовано при добыче нефти и в случаях, когда необходимо определить содержание воды в нефти в скважине и объемы добываемой нефти, а также оценивать качество в прокачиваемой в нефтяной трубе сырой нефти.

Контролирование содержания воды в нефти позволяет повысить эффективность добычи нефти, минимизировать объемы транспортирования воды и максимально повысить качество нефти вследствие улучшения процесса обезвоживания. Контроль добываемой воды в нефти в реальном времени в продукции скважины позволяет непрерывно оценивать объемы добываемой нефти, диагностировать скважины.

Традиционно нефтяные компании определяли обводненность продукции скважин путем отбора проб и анализа их лабораторными методами.

Известен способ определения содержания воды в нефти и устройство для его осуществления. Способ включает заполнение пробосборника пробой нефти, взвешивание пробы нефти до и после заполнения пробосборника и определение его массы без пробы нефти и с пробой нефти, отстаивание пробы нефти до появления границы "нефть-вода", а после отстаивания пробы нефти сливают отстоявшуюся воду, взвешивают ее и определяют массу, плотность и температуру слитой воды, причем оставшуюся в пробосборнике водонефтяную эмульсию прокачивают через плотномер и влагомер и определяют объемную долю воды в водонефтяной эмульсии, плотность и температуру водонефтяной эмульсии и определение содержания воды в нефти по математическому выражению (см. патент РФ на изобретение №2236581, МПК Е21В 47/00).

Однако данный способ не может быть использован для диагностики потока водно-нефтяной смеси.

Динамический характер добычи нефти затрудняет точные измерения обводненности. Существующие способы измерения обводненности основаны на измерении полной проводимости, емкостной, микроволновой и инфракрасной техники.

Известен способ определения компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, заключающийся в излучении с помощью излучающей антенны электромагнитной энергии СВЧ-диапазона в поток водно-нефтяной смеси, прием излучения электромагнитной энергии, прошедшего через поток водно-нефтяной смеси, с помощью приемной антенны, посредством которой измеряют значения величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, и установление по результатам сопоставления конкретных компонентов водно-нефтяной смеси в исследуемом потоке. Излучение электромагнитной энергии осуществляют в заданной полосе частот СВЧ-диапазона (см. патент РФ на изобретение №2269765, МПК G01N 22/04).

Микроволновые способы обладают малой чувствительностью для смесей нефть в воде, когда содержание нефти меньше 20-30% и требуют дополнительной калибровки, которую невозможно выполнить в промысловых условиях.

Известен оптический способ определения содержания воды в нефтях, конденсатах, нефтепродуктах, при осуществлении которого экстрагируют воду из анализируемой обводненной пробы и измеряют оптическую плотность экстракта на частоте поглощения воды, по которой судят о содержании воды в экстракте и в исходной пробе, при этом для экстракции воды из пробы используют диэтиленгликоль (ДЭГ) (см. патент РФ на изобретение №2172944, МПК G01N 21/35).

Известен другой оптический способ содержания нефти в водно-нефтяной смеси, основанный на измерении интенсивности стоксовых колебаний углеводородов при анализе комбинационного рассеяния, возникающего при зондировании сырой нефти интенсивным лазерным излучением. Однако данный метод обладает малой точностью вследствие эффектов рассеяния возбуждающего лазерного пучка в вводно-нефтяной эмульсии и, как следствие, плотности мощности возбуждающего пучка и соответственно величины стоксовой компоненты, несущей информацию о концентрации нефти. Способ может работать в лабораторных условиях для однородной нефтяной смеси (см. патент на изобретение ЕР 1327875, МПК G01N 21/65).

Однако данный способ является лабораторным.

Наиболее близким к предлагаемому способу является комбинированный способ определения обводненности скважины: СВЧ диэлкометрический - на обратной эмульсии (вода в нефти) и оптический на прямой эмульсии (нефть в воде) (см В.М.Полторацкий, Е.В.Курдюмов, М.А.Слепян, В.П.Сухарев. Полнодиапазонный влагомер для определения дебита нефти в продукции скважены. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности 2006, №4, с.7-16).

Диэлькометрический метод основан на зависимости диэлектрической проницаемости нефтеводяной смеси от содержания в ней воды. Оптический способ основан на зависимости оптической плотности водонефтяной смеси от содержания в ней нефти. Вода, водосолевые растворы в спектральном диапазоне в дальнем ультрафиолетовом, видимом и ближнем инфракрасном диапазоне от 300 нм до 1500 нм представляют прозрачную жидкость, а нефть - непрозрачную жидкость с характерной для каждой нефти оптической плотностью. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси в зависимости от содержания в ней нефти имеет линейный характер и преобразуется электронной схемой в частоту выходного сигнала, при этом излучатель оптического излучения представляет собой светодиод или полупроводниковый лазерный диод и выполнен с возможностью создания излучения в спектральном диапазоне от 300 до 1500 нм, а приемник оптического излучения представляет собой фотодиод.

Однако данный способ имеет существенные ограничения по динамическому диапазону и точности. Способ обладает низким значением относительной погрешности 4% лишь при малом содержании воды в нефти менее 10%, при зондировании СВЧ-излучением. При содержании воды более 10% - более 30% используется оптический способ, при этом погрешность возрастает до 20-36%. Как показали проведенные нами исследования и известные литературные данные для оптического способа, в УФ и видимой области оптическая плотность нефти превышает 5, т.е. оптическое излучения поглощается в 2,7 раза на толщине менее микрона. Таким образом, в реальном устройстве в этой спектральной области способ не может быть реализован. Спектральный рабочий диапазон может быть реализован только в ближней ИК-области от 900 нм до 1500 нм. При этом одним из принципиальных ограничений по точности данного способа является невозможность учета эффектов рассеяния света в водно-нефтяной эмульсии, возникающих при смешении нефти и воды. Эффекты рассеяния приводят к тому, что при зондировании оптическим пучком экспоненциальное ослабление света будет определяться не только коэффициентом поглощения μ_oil, но и коэффициентом рассеяния μ_s, который определяется отношением характерного размера пространственной неоднородности к длине волны и разностью показателей преломления (для воды n˜1,33 и для нефти n˜1,5). Следует отметить, что абсолютная величина μ_s может превышать вклад, связанный с поглощением μ_oil. В оптически неоднородных средах коэффициент рассеяния μ_s может быть определен, если провести не только измерения коэффициента экстинкции, определяемой суммой коэффициентов поглощения и рассеяния при зондировании коллимированным пучком, но и дополнительные измерения индикатрисы рассеяния. Однако в предлагаемом способе, вследствие близости длин волн ближнего ИК-диапазона по сравнению с характерными размерами неоднородности водно-нефтяной эмульсии коэффициент рассеяния μ_s практически не зависит от длины волны.

При зондировании водно-нефтяной эмульсии сантиметровыми или миллиметровыми волнами влияние эффектов рассеяния существенно снижается, так как известно, что рассеяние сильно, когда размеры неоднородности соизмеримы с длиной волны. При зондировании радиоволнами информационным параметром является диэлектрическая проницаемость ε водно-нефтяной смеси. При уровне воды более 10% в смеси наблюдается сильная нелинейная зависимость е от концентрации нефти, кроме того, для каждого месторождения эта зависимость разная.

Задачей изобретения является расширение диапазона измерения содержания воды в нефти при повышении точности и обеспечении возможности проведения измерений в прокачиваемой сырой нефти в трубе.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения концентрации компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, включающем зондирование оптическим пучком с длиной волны в диапазоне 960≤λ₁≤1100 нм прокачиваемой сырой нефти перпендикулярно направлению ее движения, измерение интенсивности оптического излучения на входе (I_i)_λ1 и выходе (I_o)_λ1 зондируемого объема нефти, определение оптической плотности D_λ1, согласно решению, одновременно соосно с основным пучком зондируют оптическими пучками еще на двух длинах волн в диапазоне длин волн 1520≤λ₂≤1600 нм, и 1700≤λ₃≤1800 нм, определяют соответствующую оптическую плотность прошедшего излучения на этих длинах волн, при этом концентрацию нефти N_oil и воды N_w определяют из системы уравнений

где - оптическая плотность окон в пустой трубе на длине волны λ_1,2,3;

(I_i)_λ,1,2,3 - интенсивность входного излучения на длине волны λ_1,2,3;

(I_o)_λ1,2,3 - интенсивность прошедшего излучения на длине волны λ_1,2,3;

L - толщина зондируемого потока водно-нефтяной смеси (см);

N_w - концентрация воды в водно-нефтяной смеси (см^-3);

N_oil - концентрация нефти в водно-нефтяной смеси (см^-3);

(ε_w)_λ1,2,3N_w=(μ_w)_λ1,2,3 - спектральный коэффициент поглощения воды на длине волны λ_1,2,3 (см^-1);

(ε_oil)_λ1,2,3N_oil=(μ_oil)_λ1,2,3 - спектральный коэффициент поглощения нефти на длине волны λ_1,2,3 (см^-1);

μ_s - коэффициент рассеяния водно-нефтяной эмульсии (см^-1);

Спектральный коэффициент поглощения обезвоженной нефти μ_oil и воды без нефти μ_w на фиксированных трех длинах волн λ_1,2,3 определяются предварительно из следующих соотношений

где

D_oilλ1,2,3 - оптическая плотность нефти на длине волны λ_1,2,3;

D_wλ1,2,3 - оптическая плотность воды на длине волны λ_1,2,3.

В предлагаемом способе вследствие близости длин волн ближнего ИК-диапазона по сравнению с характерными размерами неоднородности водно-нефтяной эмульсии коэффициент рассеяния μ_s на трех длинах волн одинаков. Таким образом, при оптическом зондировании водно-нефтяной эмульсии измеряется коэффициент экстинкции μ, равный μ=μ_oil+μ_w+μ_s, а зондирование на трех длинах волн позволяет определить концентрацию нефти и воды при любом их соотношении с учетом эффектов рассеяния в водно-нефтяной эмульсии.

Изобретение поясняется чертежами.

На фиг.1 представлена блок-схема устройства для реализации предлагаемого способа.

На фиг.2 представлены спектральные зависимости оптической плотности для воды, нефти и керосина в ближней инфракрасной области спектра 800-2000 нм для кюветы толщиной 5 мм, измеренные с помощью спектрофотометра Cary - 4525.

Позициями на чертежах обозначены:

1 - инжекционный полупроводниковый лазер или светодиод, максимум излучения которого соответствует спектральной области 960≤λ₁≤1100 нм,

2 - инжекционный полупроводниковый лазер или светодиод, максимум излучения которого соответствует спектральной области 1520≤λ₂≤1600 нм;

3 - инжекционный полупроводниковый лазер или светодиод, максимум излучения которого соответствует спектральной области 1700≤λ₃≤1800 нм;

4-6 - оптические формирователи соосных оптических пучков;

7, 9 - оптические окна, прозрачные для длин волн λ_1,2,3 и расстоянием между ними L;

8 - нефтяная труба с прокачиваемой водно-нефтяной смесью;

10-12 - оптические делители;

13, 14 - селективные оптические фильтры для пропускания оптического излучения с длиной волны λ₂ и λ₃;

15, 16, 17 - фотодетекторы оптических пучков (кремниевые фотодиоды на λ₁; германиевые или InGaAs фотодиоды на λ₂ и λ₃);

18 - измеритель фототока фотодетекторов (15-17);

19 - персональный компьютер с платой АЦП для вычисления концентрации нефти и воды при использовании соотношений (1) и (2).

Способ осуществляется следующим образом: в каждом из трех полупроводниковых инжекционных лазерных диодах или светодиодах (1-3) устанавливают, выбором соответствующего тока инжекции диодов, постоянное значение выходной оптической мощности в трех выбранных спектральных диапазонах в ближней инфракрасной области (I_i)λ_1,2,3; с помощью микролинз и оптических формирователей (смесителей) (4-6) создают три соосных оптических пучка, с помощью которых просвечивают исследуемую нефтяную трубу (8) с установленными в ней герметическими и прозрачными для выбранных длин волн, оптическими окнами (7) и (9) с фиксированным расстоянием L между ними. Оптическое излучение на каждой из трех длин волн, прошедшее систему из двух окон и пустой трубы (8) с помощью оптических делителей (10-12) и селективных оптических фильтров (13, 14) направляется на фотодетекторы (15-17), электрический сигнал с которых, пропорциональный уровню выходной оптической мощности на каждой длине волны с учетом оптических потерь в измерительном тракте, фиксируется с помощью измерителя мощности (18), выходной сигнал с которого через плату АЦП оцифровывается и обрабатывается компьютером (19) и в соответствии с соотношением (2) определяют оптическую плотность D_oλ1,2,3 на каждой длине волны (потери в оптическом тракте). Далее процедуру калибровки повторяют дважды, при этом труба заполняется отдельно обезвоженной нефтью и водой и определяются спектральный коэффициенты поглощения нефти (ε_oil)_λ1,2,3 N_oil=(μ_oil)_λ1,2,3 и воды (ε_w)_λ1,2,3 N_w=(μ_w)_λ1,2,3 на каждой длине волны. Следует заметить, что калибровку и определение соответствующего значения селективного коэффициента поглощения отдельно нефти и воды можно осуществлять предварительно не на трубе, а в лабораторных условиях в кювете, заполненной отдельно водой и нефтью со скважины. После процедуры калибровки для исследуемой скважины возможно определение концентрации нефти и воды при любом соотношении водно-нефтяной смеси, используя соотношение (1) и (2).

В основе способа определения компонент в водно-нефтяной смеси лежат спектральные зависимости коэффициентов поглощения нефти и воды в ближней инфракрасной области, где для технической реализации способа существуют недорогие и компактные оптические излучатели типа инжекционных полупроводниковых лазеров и мощных светодиодов, а также существуют недорогие, долговечные, быстродействующие фотоприемники - фотодиоды на основе германия и тройных соединений InGaAs.

Для оптического сигнала, несущего информацию о концентрации воды в данном способе, используется колебательная спектроскопия, в частности, измеряется селективное поглощение на обертонах основного характеристического колебания трехатомной молекулы воды на длине волны 2,93 мкм с шириной полосы 2,77 мкм - 3,14 мкм. Из литературных данных известно, что коэффициент поглощения в этой резонансной спектральной области превышает 10⁴ см^-1, т.е. на толщине слоя воды в 1 микрон, сигнал уменьшается в 2,7 раза, а при толщине в 10 микрон интенсивность света уменьшается в 5·10⁵ раз. Поэтому для практической реализации данного способа использовать зондирование оптическим пучком с длиной волны соответствующей 2,93 микрона не представляется возможным вследствие очень сильного поглощения. В данном способе предлагается использовать резонансное поглощение, обусловленное нелинейными свойствами колебаний молекул, в частности поглощение на обертонах основных характеристических колебаний молекул воды, так как коэффициент поглощения уже на первом обертоне на два порядка меньше. Так как анализируемая вода находится в жидкой фазе, то полоса поглощения на первом обертоне достаточно широка - от 1450 нм ≤ до ≤ 1600 нм. Нами предлагается для практической реализации использовать диапазон 1520 нм ≤ до ≤ 1620 нм, так как он соответствует длинноволновому склону поглощения на первом обертоне характеристических колебаний молекул воды и одновременно минимальному локальному поглощению нефти в ближней ИК области спектра. Выбор длины зондируемой волны в диапазоне 1520 нм ≤ до ≤ 1620 нм, соответствующей склону линии поглощения воды, должен позволить увеличить толщину анализируемой кюветы в соответствии с соотношением (2), так как оптическая плотность в этом спектральном диапазоне может изменяться от 3 до 1.

Спектральные зависимости оптической плотности (коэффициента поглощения) для воды в ближней инфракрасной области спектра 800-2000 нм для кюветы толщиной 5 мм, измеренные с помощью спектрофотометра типа Cary - 4525, представлены на фиг.2. На фиг.2 представлены также зависимости поглощения нефти и керосина в этом же спектральном диапазоне для сравнения и выбора соответствующей длины волны для идентификации нефти.

Нефть содержит более 300 компонент углеводородов, при этом характеристические колебания С-Н, приводящие к интенсивному поглощению в области 3,38 микрона присущи как тяжелым фракциям нефти, так и легким (бензин, керосин). Также как и для воды, при практической реализации способа представляется возможным зондирование нефти на первом обертоне основного характеристического колебания молекул углеводородов, в частности, в диапазоне 1700≤λ₃≤1800 нм, при этом коэффициент поглощения воды в этом спектральном диапазоне имеет локальный минимум. Однако для определения содержания нефти и воды при любом соотношении, а также при учете эффектов рассеяния в водно-нефтяной эмульсии необходимо измерение еще на одной длине волны. Проведенные нами спектральные исследования показали, что во всем видимом диапазоне и в ближнем ИК-диапазоне до длин волн менее 900 нм оптическая плотность нефти превышает 4-5, что обусловлено электронными переходами в многоатомных тяжелых углеводородах. Предлагается выбрать длину волны в диапазоне 960≤λ₁≤1100 нм, в котором оптическая плотность изменяется от 3 до 1. Кроме того, в этой спектральной области вода имеет локальный минимум с оптической плотностью менее 0,1.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет расширить динамический диапазон и в отличие от известных способов определять содержание нефти при любом соотношении воды, так как предлагаемый способ учитывает эффекты рассеяния, возникающие в водно-нефтяной эмульсии.

Способ определения концентрации компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, включающий зондирование оптическим пучком с длиной волны в диапазоне 960≤λ₁≤1100 нм прокачиваемой сырой нефти перпендикулярно направлению ее движения, измерение интенсивности оптического излучения на входе (I_i)λ₁ и выходе (I_o)λ₁ зондируемого объема нефти, определение оптической плотности D_λ1, отличающийся тем, что одновременно соосно с основным пучком зондируют оптическими пучками еще на двух длинах волн в диапазонах длин волн 1520≤λ₂≤1600 нм и 1700≤λ₃≤1800 нм, определяют соответствующую оптическую плотность прошедшего излучения на этих волнах, при этом концентрацию нефти N_oil и воды N_w определяют из системы уравнений

где - оптическая плотность окон в пустой трубе на длине волны λ_1,2,3;

- интенсивность входного излучения на длине волны λ_1,2,3;

- интенсивность прошедшего излучения на длине волны λ_1,2,3;

L - толщина зондируемого потока водно-нефтяной смеси (см);

N_w - концентрация воды в водно-нефтяной смеси (см^-3);

N_oil - концентрация нефти в водно-нефтяной смеси (см^-3);

- спектральный коэффициент поглощения воды на длине волны _λ1,2,3 (см^-1);

- спектральный коэффициент поглощения нефти на длине волны λ_1,2,3 (см^-1);

μ_s - коэффициент рассеяния водно-нефтяной эмульсии (см^-1),

спектральный коэффициент поглощения обезвоженной нефти μ_oil и воды без нефти μ_w на фиксированных трех длинах волн λ_1,2,3 определяются предварительно из следующих соотношений:

где - оптическая плотность нефти на длине волны λ_1,2,3;

- оптическая плотность воды на длине волны λ_1,2,3.