Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера

Использование: для определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости. Сущность заключается в том, что осуществляют подготовку жидкости к измерениям следующим образом: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения, после чего, используя гамма-плотномер, определяют содержание воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости. Технический результат: достижение максимальной установленной для гамма-плотномера точности измерений содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способам определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В устройствах, получивших название «гамма-плотномер», измеряется ослабление в веществе потока гамма-квантов, испускаемых радиоактивным источником. Величина ослабления является характеристикой вещества. Такие устройства широко используются для определения состава жидких бинарных смесей. Для интенсивности пучка гамма-квантов, прошедшего слой жидкости протяженностью l, приближенно выполняется соотношение

где α - коэффициент ослабления, зависящий от состава жидкости: как правило, чем выше плотность, тем больше величина α, I₀ и I - интенсивности потоков гамма-квантов, регистрируемые приемником в отсутствие и при наличии исследуемой жидкости. Наилучшее приближение достигается при использовании узких, т.е. коллимированых, пучков гамма-квантов [1, с.41].

Слой жидкости можно характеризовать величиной ослабления D=ln(I₀/I).

Измерения величины D позволяют приближенно рассчитать состав смеси. Все способы определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с помощью гамма-плотномера основаны на различиях в коэффициентах ослабления гамма-квантов. Если добываемая жидкость состоит только из воды и нефти и соответствующие коэффициенты ослабления в воде α_w и в нефти α_o известны, D определяется как

где f_w и f_о=1-f_w - объемные доли воды и нефти. Обозначая D/l=α* - коэффициент ослабления в исследуемой жидкости, нетрудно получить для объемной доли воды, т.е. обводненности продукции:

Именно эта простая формула и используется для расчета содержания воды в водонефтяных смесях или в эмульсиях. Следует отметить, что при использовании на практике гамма-плотномера с уже заданной конфигурацией пучка формула (3), правильно отражающая принцип определения величины f_w, может давать ошибки, хотя и в большинстве случаев незначительные. Эти ошибки являются следствием приближенности основного соотношения (1). Для того, чтобы избежать этих ошибок, на практике выполняют градуировку плотномера, проводя измерения ослабления интенсивности пучков гамма-квантов для смесей с заданным составом при тех же условиях, при которых проводятся и рабочие измерения. В качестве градуировочной кривой используют либо зависимость I(α), либо зависимость I(ρ), где ρ - плотность жидкости. По результатам рабочих измерений и с использованием градуировочной кривой определяют состав смеси.

Гамма-плотномеры, выпускаемые промышленностью, позволяют определять состав бинарной смеси с точностью порядка 1-2% [6]. Такая же точность является достаточной для практических измерений состава жидкости при скважинной добычи нефти. Однако существует ряд факторов, которые заметно искажают результаты измерений, и максимальная установленная для гамма-плотномера точность не достигается. Одним из них является макроскопическая неоднородность жидкости, которая во многих случаях имеет место для водонефтяной смеси. Другим фактором, искажающим результаты измерений при высоком давлении, является присутствие в нефти значительного количества попутного газа, на многих скважинах величина газового фактора достигает значения 100 и более. Еще одним фактором является наличие в жидкости газовых пузырьков малого диаметра, объемную долю которых трудно контролировать.

Оценка величины погрешности, связанной с наличием значительного количества попутного газа, иллюстрируется следующим примером. Взяты следующие типовые значения параметров: давление насыщения P_S=8 МПа, давление в точке измерения Р=9 МПа, газовый фактор Г=100, температура T=60°С, плотность добываемой нефти при нормальных условиях ρ_o=888 кг/м³, обводненность добываемой жидкости при нормальных условиях η=80%. В этих условиях в объеме нефти содержится около 1/5 части газа, который выделяется из жидкости при снижении давления. Поэтому из-за разницы в составе жидкости в точке измерения и при нормальных условиях результат определения обводненности будет искажен - измерения гамма-плотномером дадут величину обводненности η≈76%. Для более точной оценки погрешности следует использовать известные методики, которые учитывают также зависимость плотности нефти, попутного газа и воды от давления. Например, расчеты, проведенные по методикам, приведенным в [5, с.2-3], при указанном наборе параметров, показывают, что результат измерения обводненности при высоком давлении искажен не менее чем на 3%. Можно также отметить, что приблизительно такая же величина искажения результатов измерений следует из графиков, приведенных в [4, с.35], для близкого набора параметров.

Тот факт, что наличие незначительного количества пузырьков газа может существенно искажать результаты измерений, можно проиллюстрировать на примере использования гамма-плотномера ИПБ-1К, выпускаемого серийно для нужд нефтяной промышленности организацией «Экофизприбор» [6]. Данный гамма-плотномер использован для определения состава водонефтяной смеси в измерительном объеме, представляющем собой цилиндр внутренним диаметром 6 см и толщиной стенок 5 мм. Минимальная апертура пучка на входе в жидкость составляла 25 мм. В этих условиях типовые значения коэффициентов ослаблений составляют α_w≈0,097 см^-1 и α_o≈0,085 см^-1. Если в данной жидкости содержится некоторая объемная доля пузырьков газа f_g, формула (3) должна быть записана в виде:

Для реальной обводненности жидкости f_w=η=70%, без пузырьков величина α^*=0,0935 см^-1. Если же в этой жидкости содержится достаточно малая объемная доля пузырьков f_g=1%, то согласно (4) результат измерения будет η=78%. При увеличении объемной доли пузырьков результаты измерений искажены значительно больше: для f_g=2% получается η=85%. На этом примере показано, что небольшая объемная доля пузырьков заметно искажает результат измерения гамма-плотномером количества воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости.

Известен способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера [2], в котором измеряются характеристики продукции, протекающей по трубопроводу. Информация о составе смеси, состоящей из воды, нефти и газа, извлекается расчетным путем из измерений скоростей и расходов жидкости и свободного газа в трубопроводе. Такие измерения проводятся путем анализа корреляции сигналов двух гамма-плотномеров и основаны на том, что скорость движения свободного попутного газа всегда выше. Способ [2] имеет существенные недостатки. Точность измерений, обеспечиваемая гамма-плотномером, не достигается из-за того, что, помимо свободного газа, в исследуемой жидкости, главным образом в нефти, содержится также значительное количество пузырьков. Для повышения точности авторы вводят в расчеты постоянный коэффициент, величину которого определяют экспериментально. Однако очевидно, что объемный процент пузырьков в жидкости не остается постоянным, поэтому невозможно обеспечить стабильной точности измерений. Поскольку измерения проводятся при давлении порядка 1 МПа, в жидкости содержится порядка нескольких процентов [4] попутного газа, который никак не учитывается в расчетах и приводит к соответствующему снижению точности определения содержания нефти. Другим недостатком способа [2] является то, что течение свободного газа в трубопроводе предполагается непрерывным, хотя это предположение справедливо далеко не для всех скважин. Если поток свободного газа, хотя бы временно, прерван, корректно определить содержание нефти в добываемой жидкости данным способом невозможно. Таким образом, данный способ не обеспечивает стабильной точности измерений содержания нефти в добываемой жидкости и, тем более, той точности, которую обеспечивает гамма-плотномер.

Известен способ измерения состава бинарных жидкостей с использованием гамма-плотномера [3], который также может применяться для определения количества воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости. Измерения проводят в измерительном объеме, в который помещают исследуемую жидкость при атмосферном давлении. Используется высокоточный гамма-плотномер с узким коллимированным пучком, оснащенный также схемой совпадений. Данный способ позволяет измерять состав многих бинарных жидкостей с точностью ˜1%. Однако при измерениях состава жидкости, добываемой из скважины, данный способ имеет существенный недостаток. Жидкость, добываемую из скважины, не освобождают от мелких пузырьков газа, присутствие которых на несколько процентов искажает результат измерений. Объемная доля пузырьков плохо контролируема и не может быть учтена путем соответствующей градуировки. Таким образом, данный способ не позволяет измерять величину η с точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является глубинный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости, описанный в [7], [8]. Измерения по данному способу проводят с помощью серийных гамма-плотномеров [9], помещаемых внутри колонны НКТ на глубине порядка 1 км. Измерения проводят при высоком давлении. В этих условиях в нефти растворено значительное количество попутного газа. Этот попутный газ на несколько процентов искажает результат измерения обводненности продукции. Данный недостаток способа является существенным. Устранить его путем искусственного выбора градуировки также затруднительно, поскольку хорошо известным является только среднее значение газового фактора Г, а его «мгновенное» значение может иметь заметный разброс. Помимо этого, содержание и состав растворенного газа изменяются при изменении режима добычи, поскольку зависят от рабочего давления в скважине. Данный способ имеет и другой существенный недостаток. Для погружения измерительного оборудования и проведения измерений требуется остановка скважины на несколько часов. Подобные остановки, естественно, снижают среднюю нефтедобычу. Кроме того, после пуска скважины необходимо стабилизировать ее работу в течение десятков часов для установления параметров добычи нефти. Еще одним существенным недостатком данного способа является то, в условиях измерений невозможно провести гомогенизацию жидкости. Поэтому измерения проводятся в среде с существенными неоднородностями, что приводит к дополнительным ошибкам измерений. Данный способ сложен в применении, так как в используемом гамма-плотномере ПЛТ-03 применен достаточно мощный источник ионизирующего излучения на основе изотопа Cs-137 или Ат-241, который требует не только квалифицированного обслуживающего персонала, но и специального разрешения для проведения работ. Очевидно, что в данном способе, при его значительной сложности, не достигается точность измерений содержания воды в добываемой продукции, которую обеспечивает гамма-плотномер.

Нефтедобывающие предприятия заинтересованы в том, чтобы проводить оперативный контроль содержания добываемой из нефтяных скважин жидкости наиболее удобным и точным способом. По этой причине задача совершенствования способов измерений состава добываемой жидкости является актуальной, о чем свидетельствуют приведенные выше примеры.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является достижение максимальной установленной для гамма-плотномера точности измерений содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости путем предварительной подготовки жидкости к измерениям: достижением однородности жидкости, снижением количества растворенного в жидкости попутного газа, а также удалением пузырьков газа двумя возможными путями: либо увеличением давления выше давления насыщения, либо снижением давления до выхода из жидкости пузырьков газа вплоть до самых мелких, при этом используя экологически безопасный гамма-плотномер.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен:

1. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения.

Для достижения максимальной точности, обычно указанной в паспорте прибора, которую может обеспечить гамма-плотномер, добываемая жидкость должна быть подготовлена к измерениям соответствующим образом. Это означает, что жидкость должна быть однородной, количество растворенного в ней попутного газа должно быть снижено до уровня нескольких процентов, а это достигается, как правило, при давлении порядка атмосферного, в жидкости не должно быть пузырьков газа. Следует также отметить, что максимальная точность измерений может быть достигнута только в том случае, когда процедуру градуировки гамма-плотномера проводят точно в тех же условиях, что и сами измерения. Это касается параметров измерительной емкости, характеристик пучка гамма-квантов и приемного устройства, а также давления и температуры.

Достижение максимальной установленной для гамма-плотномера точности измерений в предлагаемом варианте способа обеспечивают тем, что проводят целенаправленную подготовку жидкости к измерениям. Эта подготовка включает следующую последовательность действий. Во-первых, достигают однородности жидкости путем ее гомогенизации. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с макроскопической неоднородностью состава жидкости. Во-вторых, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа путем снижения давления до атмосферного. Тем самым исключают погрешности измерения обводненности жидкости, связанные с ее разным составом в забое и на поверхности земли. В третьих, избавляются от пузырьков попутного газа вплоть до самых мелких путем повышения давления до значения выше давления насыщения попутных газов. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с присутствием в жидкости пузырьков газа. При применении данного способа градуировку гамма-плотномера проводят при том же повышенном давлении. Дополнительное преимущество предлагаемого способа заключается в том, что при реализации способа используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре.

На фиг.1 представлена таблица с тремя примерами 1, 2, 3 осуществления способа.

ПРИМЕРЫ 1, 2, 3. Данный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера был опробован на трех скважинах Нефтеюганского региона. Измерительный объем устанавливали рядом со скважиной и соединяли с помощью пробоотборных вентилей с выкидной линией фонтанной арматуры скважины. Добываемую из скважины жидкость напускали в измерительный объем через патрубок с гомогенизатором. После заполнения измерительного объема его соединяли с атмосферой, затем часть жидкости брали для сравнительного анализа, который проводили в химлаборатории. Затем с использованием гидравлического масляного насоса и управляемого клапана давление в измерительном объеме повышали до 10 МПа. После этого проводили измерения состава жидкости при этом давлении экологически безопасным гамма-плотномером марки ИПБ-1К [6]. Предварительную градуировку гамма-плотномера проводили в том же измерительном объеме при том же повышенном давлении. Сравнительные результаты определения состава жидкости для проб, взятых из скважин, приведены в таблице на фиг.1. Результаты измерения состава жидкости гамма-плотномером сравнивали с результатами, полученными в химлаборатории, которые принимали за эталон. Погрешность δ рассчитывали по формуле . Сравнение полученных результатов, т.е. величины η₁, с результатами измерений состава жидкости, выполненных в химико-аналитической лаборатории нефтегазодобывающего предприятия, т.е. величины η₂, показали, что погрешность δ измерения не превышала 2%. Эти данные показывают, что в примерах достигалась максимальная для данного гамма-плотномера точность измерений.

Таким образом, данным способом достигнут желаемый технический результат, а именно содержание воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости определяют с максимальной точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер, то есть погрешность не превышает 2%, благодаря проведению подготовки жидкости к измерениям, при которой напускают жидкость в измерительный объем, устанавливаемый на фонтанной арматуре, добиваются однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения. В способе используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, а именно Na-22, все измерения проводят на фонтанной арматуре. Очевидно, что предложенный способ является достаточно простым, точным и удобным, т.е. эргономичным.

2. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа вплоть до самых мелких, для чего измерительный объем соединяют с буферной емкостью, которую предварительно откачивают, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, вплоть до самых мелких, а перед измерением давление повышают до атмосферного.

Достижение максимальной для гамма-плотномера точности измерений, обычно указанной в паспорте прибора, в предлагаемом способе обеспечивают тем, что проводят дополнительную целенаправленную подготовку жидкости к измерениям. Эта подготовка включает следующую последовательность действий. Во-первых, достигают однородности жидкости путем ее гомогенизации. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с макроскопической неоднородностью состава жидкости. Во-вторых, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа путем снижения давления до атмосферного. Тем самым исключают погрешности измерения обводненности жидкости, связанные с ее разным составом в забое и на поверхности земли. Последний, третий этап целенаправленной подготовки жидкости к измерениям проводят, не повышая, а снижая давление. А именно убирают из жидкости пузырьки газа вплоть до самых мелких, для чего измерительный объем соединяют с буферной емкостью, значительно большего объема, которую предварительно откачивают до давления порядка сотых долей атмосферы, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, вплоть до самых мелких. Поскольку пучок гамма-квантов практически не ослабляется пузырьками, их наличие приводит к искажению результатов измерений. Таким образом, исключают погрешности измерений, связанные с наличием в жидкости пузырьков газа. Выход пузырьков из жидкости при пониженном давлении продолжается небольшое время - порядка десятка секунд - и сопровождается образованием пены. При этом в жидкости остается минимально возможное количество растворенного газа, что также способствует высокой точности измерений. После выхода пузырьков газа измерительную емкость соединяют с атмосферой, что сопровождается спадом пены. Поэтому при применении данного способа градуировку гамма-плотномера проводят в более удобных условиях, т.е. при атмосферном давлении. Дополнительное преимущество предлагаемого способа заключается в том, что при реализации способа используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре.

На фиг.2 представлена таблица с тремя примерами 4, 5, 6 осуществления способа.

ПРИМЕРЫ 4, 5, 6. Данный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера был опробован на трех скважинах Нефтеюганского региона. Измерительный объем устанавливали рядом со скважиной и соединяли с помощью пробоотборных вентилей с выкидной линией фонтанной арматуры скважины. Добываемую из скважины жидкость напускали в измерительный объем через патрубок с гомогенизатором. После заполнения измерительного объема его соединяли с атмосферой, затем часть жидкости забирали для анализа, который проводили в химлаборатории. Измерительный объем соединяли с буферной емкостью объемом V=5 л, которую предварительно откачивали до давления ˜0,01 атм форвакуумным насосом. При этом давление в соединенных емкостях выравнивалось до ˜0,06 атм. Спустя промежуток времени примерно 30 с, после выхода всех пузырьков газа, вплоть до самых мелких, буферный объем отключали, а измерительный объем соединяли с атмосферой. После этого измерения состава жидкости проводили при атмосферном давлении экологически безопасным гамма-плотномером марки ИПБ-1К [6]. Предварительную градуировку гамма-плотномера проводили в том же измерительном объеме при атмосферном давлении. Сравнительные результаты определения состава жидкости для проб, взятых из скважин, приведены в таблице на фиг.2. Результаты измерения состава жидкости гамма-плотномером сравнивали с результатами, полученными в химлаборатории, которые были приняты за эталонные. Погрешность δ рассчитывали по формуле . Сравнение полученных результатов, т.е. величины η₁, с результатами измерений состава жидкости, выполненных в химлаборатории нефтегазодобывающего предприятия, т.е. величины η₂, показало, что погрешность δ измерения не превышает 2%. Эти данные показывают, что в примерах была достигнута максимальная, для данного гамма-плотномера, точность измерений.

Таким образом, данным способом достигнут желаемый технический результат, а именно содержание воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости определяют с максимальной точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер, то есть погрешность не превышает 2%, благодаря проведению подготовки жидкости к измерениям, при которой напускают жидкость в измерительный объем, устанавливаемый на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего объем соединяют с буферной емкостью, которую предварительно откачивают до давления порядка сотых долей атмосферы, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, а перед измерением давление повышают до атмосферного. В способе используют экологически безопасный гамма-плотномер, все измерения проводят на фонтанной арматуре. Очевидно, что предложенный способ является достаточно простым, точным и удобным, т.е. эргономичным.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способам определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера.

Нефтедобывающие предприятия заинтересованы в том, чтобы проводить оперативный контроль содержания добываемой из нефтяных скважин жидкости наиболее удобным и точным способом.

Предложен способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, в котором достигается максимальная установленная для гамма-плотномера точность измерений. Такой точности в предлагаемом способе добиваются: проведением дополнительной целенаправленной подготовки жидкости к измерениям, а именно достижением макроскопической однородности жидкости, существенным снижением количества растворенного в жидкости попутного газа, удалением пузырьков попутного газа вплоть до самых мелких.

Способ промышленно применим, так как может быть использован на любых скважинах, является достаточно экономичным, не требует сложного оборудования. Очевидное преимущество способа состоит в использовании экологически безопасного гамма-плотномера с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре. Способ реализован практически, что подтверждено примерами.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкостей и бинарных систем. Москва, Атомиздат, 1975, 184 с. (стр.41).

2. Патент РФ №2102708, Кл. G01F 1/74, публ. 20.01.1998 г.

3. Патент РФ №2034263, Кл. G01N 9/24, публ. 30.04.1995 г.

4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Ин-т компьютерных исследований, Москва-Ижевск, 2004, 406 с.

5. Брот Р.А., Кутуков С.Е. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей. Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал, 2005, http://www.ogbus.ru/, с.1-12.

6. Измеритель плотности бесконтактный «ИПБ-1К», №23816-02 в Госреестре средств измерений. Руководство по эксплуатации КЗРС.843000.001 РЭ. Москва: ЗАО «НТЦ ЭКОФИЗПРИБОР», 2002, с.1-27. Техническое описание: www.ecophyspribor.ru.

7. Абрукин А.Л. О точности глубинных измерительных устройств при работе в многофазных потоках. Нефтяное хозяйство, 1972, №11.

8. Забродин П.И., Чернышев Г.И., Пруслин Я.А., Павлов В.Н. Контроль за обводненностью продукции пласта прибором РОС-1. Нефтяное хозяйство, 1975, №1, с.49.

9. Гамма-плотномер PLT-03. Тюменский опытно-экспериментальный завод геофизического приборостроения. Тюмень. Техническое описание: www.tzgp.ru/production/product.html. Методические рекомендации по оценке плотности среды в межтрубье скважин, оборудованных ЭЦН. Тюмень, ОАО "ГЕОТРОН", 2004, 33 с.

1. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения.

2. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа вплоть до самых мелких, для чего измерительный объем соединяют с буферной емкостью, которую предварительно откачивают, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа вплоть до самых мелких, а перед измерением давление повышают до атмосферного.