Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины



Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины
Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины

 


Владельцы патента RU 2474808:

Чудин Виктор Иванович (RU)
Файзуллин Насих Нафисович (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины. Сущность изобретения: устройство состоит из автоматического переключателя потока, управляющего направлением потока продукции нефтяной скважины внутри устройства, клапана, отсекающего пробу в емкость для отбора проб, датчика давления, датчика температуры, нагревателя, блока управления и уровнемера, по показаниям которого определяются объемные доли воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины за счет автоматического многократного отбора проб, их нагрева, отстаивания и измерения уровня линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть. 2 ил.

 

I. Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины.

II. Уровень техники

Аналоги изобретения:

1. Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси (патент RU 2249204 С2).

Способ предусматривает отбор пробы, ее отстаивание, измерение гидростатического давления и времени прохождения ультразвукового импульса через слой устоявшейся воды. Данный способ измерения основан на перепаде давления, зависящего от плотности и вязкости рабочей среды.

Недостатки аналога:

- влияние плотности и вязкости среды на перепад давлений снижает точность измерения;

- высокая техническая сложность и стоимость;

- отбор проб для определения концентрации воды в водонефтегазовой смеси производится в ручном режиме, что значительно повышает трудоемкость данного устройства при эксплуатации и снижает точность измерений.

III. Раскрытие изобретения

Аналога, способного в автоматическом режиме многократно отбирать пробы из потока нефтяной скважины и определять объемные доли воды и нефти в отобранных пробах непосредственно на месте эксплуатации, не существует.

На сегодняшний день задача по определению объемных долей воды и нефти в продукции нефтяной скважины решается следующим способом: из потока продукции нефтяной скважины отбирается проба и в лабораторных условиях определяются объемные доли воды и нефти. По полученным результатам делаются выводы о содержании воды и нефти в продукции данной нефтяной скважины.

Представленный аналог 1 способен определять только концентрацию воды в водонефтегазовой смеси, отобранной из потока нефтяной скважины, с высокой погрешностью измерения.

Представленное устройство имеет существенные преимущества:

- многократный отбор проб происходит в автоматическом режиме непосредственно на месте эксплуатации;

- определение объемных долей воды и нефти в каждой отобранной пробе производится непосредственно на месте эксплуатации, что в свою очередь исключает затраты на транспортировку, идентификацию и хранение отобранных проб, если бы определение объемных долей воды и нефти в отобранных пробах проводилось бы в условиях лаборатории.

Для раскрытия изобретения рассмотрим фиг.2. На ней показан полный цикл работы устройства, состоящий из трех автоматических режимов:

а) отбор пробы из потока продукции нефтяной скважины;

б) определение объемных долей воды и нефти в отобранной пробе;

в) вытеснение отобранной пробы в поток продукции нефтяной скважины.

В устройстве, подключенном на месте эксплуатации, поток продукции нефтяной скважины имеет следующее направление: входной патрубок 7, клапан обратный 4, емкость для отбора проб 1, автоматический переключатель потока 3, выходной патрубок 8.

Отбор пробы из потока нефтяной скважины (см. фрагмент а) фиг.2) происходит после того, как автоматический переключатель потока 3 перенаправит поток продукции нефтяной скважины по направлению: входной патрубок 7, автоматический переключатель потока 3 и выходной патрубок 8. Далее сработают клапаны обратный 4, который отсекает пробу в емкости для отбора проб 1, и газовый 5, который выравнивает давление внутри емкости для отбора проб 1 и потоком продукции нефтяной скважины.

При этом устройство перейдет в режим определения объемных долей воды и нефти в отобранной пробе (см. фрагмент б) фиг.2), который состоит из следующих этапов:

- нагрев отобранной пробы в емкости для отбора проб;

- отстаивание нагретой отобранной пробы до момента расслоения;

- измерение взаиморасположения линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть и определение объемных долей воды и нефти в отобранной пробе из потока нефтяной скважины.

После того как определены объемные доли воды и нефти в отобранной пробе, устройство перейдет в режим вытеснения отобранной пробы в поток продукции нефтяной скважины (см. фрагмент в) фиг.2). Это произойдет после того, как автоматический переключатель потока 3 перенаправит поток продукции нефтяной скважины по следующему направлению: входной патрубок 7, клапан обратный 4, емкость для отбора проб 1, автоматический переключатель потока 3, выходной патрубок 8. Поток продукции нефтяной скважины вытеснит ранее отобранную пробу из емкости для отбора проб и устройство будет готово к новому циклу определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины.

Таким образом, за счет того, что в представленном изобретении применены автоматический переключатель потока и клапаны (обратный и газовый), осуществляется автоматический многократный отбор проб из потока продукции нефтяной скважины и определение объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины.

VI. Краткое описание чертежей

На фиг.1 показаны:

1 - емкость для отбора проб;

2 - уровнемер, измеряющий уровень раздела сред жидкость-газ и вода-нефть;

3 - автоматический переключатель потока, управляющий потоком продукции нефтяной скважины внутри устройства;

4 - клапан обратный, отсекающий пробы в емкости для отбора проб 1;

5 - клапан газовый, предназначенный для выравнивания давления внутри емкости для отбора проб 1 и препятствующий проникновению потока продукции нефтяной скважины в емкость для отбора проб 1;

6 - нагреватель, производящий нагрев отобранной пробы;

7 - входной патрубок, предназначенный для ввода потока продукции нефтяной скважины в устройство;

8 - выходной патрубок, предназначенный для вывода потока продукции нефтяной скважины из устройства;

9 - блок управления, предназначенный для обработки данных, получаемых с уровнемера 2, датчика температуры 10, датчика давления 11, а также управляющий работой автоматического переключателя потока 3 и нагревателя 6;

10 - датчик температуры, предназначенный для контроля температуры отобранной пробы из потока нефтяной скважины;

11 - датчик давления, предназначенный для контроля давления в емкости отбора проб.

На фиг.2 показаны автоматические режимы устройства:

а) отбор пробы из потока продукции нефтяной скважины;

б) определение объемных долей воды и нефти в отобранной пробе;

в) вытеснение отобранной пробы в поток продукции нефтяной скважины.

Позиции с 1 по 11 описаны в комментарии к фиг.1.

12 - направление потока продукции нефтяной скважины внутри устройства;

13 - вода, отслоившаяся в процессе нагревания и отстаивания отобранной пробы;

14 - нефть, отслоившаяся в процессе нагревания и отстаивания отобранной пробы;

15 - свободный нефтяной газ, выделившийся в процессе нагревания и отстаивания отобранной пробы.

V. Осуществление изобретения

При изложении раздела III (Раскрытие изобретения) подробно описана конструкция и принцип действия изобретения.

Устройство для определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины, состоящее из емкости для отбора проб, уровнемера, датчика давления, датчика температуры, нагревателя и блока управления, отличающееся тем, что, с целью повышения точности определения объемных долей воды и нефти в отобранных пробах из потока продукции нефтяной скважины, в него введены автоматический переключатель потока, управляющий потоком продукции нефтяной скважины внутри устройства, и клапаны, которые позволяют производить многократный автоматический отбор проб из потока продукции нефтяной скважины непосредственно на месте эксплуатации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для исследования газового потока и может быть использовано для определения массового или объемного содержания в нем взвешенной жидкости.

Изобретение относится к способам определения лигнина в целлюлозных полуфабрикатах. .

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для экспресс-анализа нефтепродуктов (топлив и масел) на нефтебазах, судах, заправочных станциях. .

Изобретение относится к области управления качеством продукции, получаемой при сушке и переработке коллоидных и капиллярно-пористых тел. .

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения количества воды, содержащейся в продукции газовых скважин. .

Изобретение относится к технологии сушки и термовлажностной обработки пористых проницаемых (например, теплоизоляционных, а также дисперсных) материалов, в том числе в текстильной промышленности. Способ определения коэффициента массопроводности пористых проницаемых материалов включает определение величин, входящих в кинетический закон массопередачи, а именно: массы вещества, движущей силы процесса массопередачи (разности потенциалов сред) с обеих сторон материала и времени процесса. При этом одновременно при одних и тех же параметрах процесса проводят измерения указанных величин для двух или более образцов одной и той же природы, но разной толщины. Затем рассчитывают искомый коэффициент массопроводности по полученной аналитическим путем формуле: где δ1, δ2 - толщина образцов, м; ΔM1, ΔM2 - приращении е массы влаги в процессе опыта, кг; Δ - общая движущая сила процесса массопереноса, Па; F - площадь поверхности образца, м2; Δτ - приращение времени, соответствующее приращению массы влаги, с. При этом в данной формуле выражена количественная доля разности потенциалов на поверхностях материала, т.е. движущей силы массопереноса механизмом массопроводности, от общей движущей силы процесса массопередачи от одной среды к другой через проницаемый материал. Техническим результатом изобретения является повышение точности, а также упрощение способа определения коэффициента массопроводности пористых проницаемых материалов. 1 ил.

Изобретение относится к медицине, диагностике, оценке эффективности препаратов для лечения остеопороза. Диагностику остеопороза и контроль его динамики проводят рентгенабсорбционным методом на остеометре, причем за диагностический критерий остеопороза принимают наличие полостных образований в трабекулярных отделах костей, по динамике закрытия которых судят об эффективности препарата или препаратов. Способ обеспечивает объективную диагностику остеопороза и оценку эффективности действия препарата или препаратов-остеопротекторов, определение тяжести заболевания не по минеральной плотности, а по наличию полостей в трабекулярных отделах костей. 3 ил., 3 пр.

Изобретение относится к области исследований или анализа защитных свойств сорбентов, поглощающих пары органических веществ по принципу физической адсорбции, весовым способом. Устройство для определения длины работающего слоя углеродного микропористого сорбента при поглощении паров органических веществ содержит круглый корпус, снабженный съемным основанием с выходным патрубком, на котором установлена гайка для крепления устройства на подставку, сверху корпус закрыт съемной крышкой с диффузором, снабженной входным патрубком для возможности подачи внутрь корпуса пара органического вещества. Внутри корпуса, по высоте, установлены пронумерованные чашечки с отверстиями, в которые послойно насыпан исследуемый сорбент с толщиной слоя 2 мм, а также уплотнительное кольцо для создания герметичности. Изобретение обеспечивает уменьшение времени на определение длины работающего слоя углеродного микропористого сорбента при поглощении паров органических веществ. 1 ил.

Способ относится к неразрушающим методам производственного контроля и может найти применение при анализе различных волоконных материалов в промышленности. Способ реализуется следующим образом. Волоконную массу заданного веса разрыхляют, помещают в сушильную камеру, выдерживают установленное время при заданной температуре и прозвучивают акустическими колебаниями, фиксируя показания изменения амплитуды и фазы акустических колебаний. Затем повторно взвешивают, прозвучивают акустическими колебаниями, фиксируя показания изменения амплитуды и фазы акустических колебаний, снова помещают в сушильную камеру. Далее повторяют взвешивание и прозвучивание, процедуру повторяют до достижения стабильного веса образца волоконной массы. Строят функциональные зависимости амплитуды от количества волокон в направлении прозвучивания и фазы от влажности волоконной массы. Процедуру повторяют для нескольких образцов различного веса, также устанавливая функциональные зависимости. Контролируемую волоконную массу формируют в ленту, пропускают через фильеру, имеющую акустические датчики, перпендикулярные направлению перемещения ленты, прозвучивают образец, пользуясь установленными зависимостями, по величине средней амплитуды судят о количестве волокон в направлении прозвучивания, а среднюю влажность волокна определяют по среднему значению фазы акустического сигнала, прошедшего через волоконную массу. Техническим результатом является повышение точности, объективности и оперативности непрерывного контроля влажности волокон в процессе их переработки. 1 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для исследования физических и физико-химических свойств пластовых углеводородных систем в исследовательской практике, в нефтяной и других отраслях промышленности. Способ определения молекулярных масс и плотностей углеводородных фракций пластовых флюидов включает определение фракционного состава и определение молекулярных масс и плотностей фракций. Причем для определения молекулярных масс и плотностей углеводородных фракций пластовых систем без проведения разгонки флюида фракционный состав флюида определяют имитированной дистилляцией, а молекулярную массу и/или плотность каждой фракции определяют расчетным путем исходя из ранее известных результатов определения свойств фракций, выделенных в процессе разгонок ИТК флюидов, похожих по физическим и/или геологическим свойствам. Техническим результатом является разработка способа определения молекулярных масс и/или плотностей углеводородных фракций пластовых систем без проведения разгонки флюида. 1 ил.
Наверх