Пробоотборник для оценки толщины слоя нефти над водой
Изобретение относится к устройству для замера толщины слоя нефти над водой и может быть использовано для оценки количества нефти в скважинной продукции с большой долей воды, а также для определения объема нефти на поверхности природного водоема при аварийных изливах нефти из трубопровода или резервуара. Пробоотборник для оценки толщины слоя нефти над водой содержит тонкостенный, прозрачный вертикальный корпус из материала, который не смачивается нефтью и нефтепродуктами. Корпус выполнен без дна и имеет постоянную по высоте площадь внутреннего сечения и острую кромку в нижней части. В верхней части корпус конусообразно сужен и соединен с отводом гибкой формы, к которому соединены два крана: боковой - для пропуска воздуха и центральный - для пропуска жидкостей. К центральному крану присоединена калиброванная пипетка, которая в свою очередь соединена с насосом двухстороннего действия. Пробоотборник обеспечивает измерение толщины слоя нефти в течение короткого периода времени с применимой точностью для технологий экспресс-анализа. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Устройство относится к устройствам для отбора проб жидкости из нефти и воды с технологической емкости или природного водоема, загрязненного нефтепродуктами. Устройство применяется для оценки содержания нефти и воды в продукции высокообводненных скважин, а также для определения масштаба аварийного разлива нефтепродукта над водой.
Известен пробоотборник прямоточного принципа действия, имеющий пробозаборный цилиндр, нижний впускной и верхний выпускной клапаны (а.с. СССР №1693433, кл. G01N 1/10. 1991 г.). Изделие служит для отбора пробы воды с необходимой глубины водоема или емкости, но его конструкция не позволяет отсекать цилиндрический столб жидкости с поверхности водоема для установления толщины загрязненного нефтепродуктами слоя воды.
Известен трубчатый мерный щуп, состоящий из пробозаборной сквозной трубы и направляющей рейки с сырой пластичной глиной на конце, выполняющий роль отсекателя жидкости в трубе (Василевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 1983. - С.104). Устройство требует фиксации направляющей рейки на поверхности водоема, а это усложняет отбор экологических проб, особенно в болотистой местности.
Известно устройство для определения толщины слоя нефти над водой по патенту РФ №2267765, опубл. 10.01.2006. Устройство состоит из цилиндрического тонкостенного корпуса с конусным клапаном в нижней части и механизмом спуска тяжелого шара в верхней части. Наличие шаровых соединений и поплавков усложняет изготовление и эксплуатацию изделия, растет продолжительность отмыва устройства от нефти и подготовки его к следующему замеру. Вторым недостатком является то, что часть нефти при прохождении в устройство снизу вверх остается на внутренней поверхности устройства до седловины клапана.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является пробоотборник для определения толщины слоя нефти над водой по патенту РФ №2452933, опубл. 10.06.2012. Устройство состоит из цилиндрического тонкостенного корпуса с конусным клапаном в нижней части, а положение перекрывающего шара в пробоотборнике регулируется с помощью лески. При отборе слоя нефти с повышенной вязкостью часть нефти будет оставаться на стенках пробоотборника, поэтому анализ пробы по содержанию нефти и воды необходимо проводить в физико-химической лаборатории.
Технической задачей изобретения является создание изделия, которое позволяет получить конечный результат в виде объема отобранной нефти и толщины слоя нефти над водой непосредственно в точке отбора пробы. Для решения такой задачи предложено отсеченный слой нефти разбавить растворителем известного объема, полученную смесь с небольшим объемом нижележащей воды перевести в калиброванную пипетку, то есть реализовать два принципа: отсечь слой нефти ограниченного объема и перевести этот объем в удобное для исследования состояние, в частности снизить его вязкость.
По изобретению техническая задача выполняется тем, что пробоотборник для оценки толщины слоя нефти над водой, содержащий тонкостенный, прозрачный вертикальный корпус из материала, который не смачивается нефтью и нефтепродуктами, выполнен так, что корпус без дна имеет постоянную по высоте площадь внутреннего сечения и острую кромку в нижней части, в верхней части корпус конусообразно сужен и соединен с отводом гибкой формы, к которому соединены два крана: боковой - для пропуска воздуха и центральный - для пропуска жидкостей, к центральному крану присоединена калиброванная пипетка, которая в свою очередь соединена с насосом двухстороннего действия. Для снижения вязкости нефти, отсеченной и находящейся в корпусе пробоотборника, в калиброванную пипетку предварительно помещают фиксированный объем растворителя нефти с последующей подачей с помощью насоса растворителя в нефть. Растворитель не должен вступать в химическую реакцию с нефтью, с тем чтобы объем смеси растворителя с нефтью был равен сумме объемов нефти и растворителя.
Корпус пробоотборника превосходит калиброванную пипетку по площади внутреннего сечения, для того чтобы повысить представительность пробы тонкого слоя нефти над водой при измерении его объема в составе смеси с растворителем и переведенной в измерительную пипетку.
Устройство пробоотборника изображено на прилагаемом к заявке чертеже, где 1 - корпус, как правило, цилиндрической формы, 2 - острая кромка корпуса, 3 - гибкий отвод с двумя кранами, 4 - боковой кран с вертикальным отводом для пропуска воздуха, 5 - центральный кран для пропуска жидкостей, 6 - калиброванная пипетка, 7 - насос двухстороннего действия (поршневой насос), 8 - растворитель нефти фиксированного объема.
Пробоотборник используется следующим образом.
1. Кран жидкостной 5 закрывают, в пипетку 6 помещают фиксированный объем растворителя нефти Vp типа бензина марки БР-1 (2).
2. Поршень насоса 7 отводят в верхнее положение и соединяют с пипеткой 6.
3. Боковой (воздушный) кран 4 открывают и пробоотборник медленно и вертикально опускают сквозь слой нефти над водой, отсекая тем самым корпусом 1 ограниченный объем нефти Vн.
4. Центральный кран 5 открывают и насосом 7 переводят весь растворитель в корпус 1 для смешения с нефтью. Для смешения нефти с растворителем необходимо корпусом 1 сделать несколько круговых движений.
5. После получения однородной и подвижной смеси нефти с растворителем корпус 1 опускают еще ниже с тем, чтобы полученая смесь достигла отвода 3.
6. Боковой кран 4 закрывают.
7. С помощью насоса 7 смесь нефти и растворителя с небольшим объемом нижележащей воды переводят в пипетку 6 за счет создания вакуума между насосом и жидкостью. После выдержки в несколько минут объем смеси нефти и растворителя Vсм определяют визуально по верхней кромке смеси и по границе между смесью и водой.
8. Объем нефти, находившийся в корпусе 1, определяется как разница между объемами полученной и измеренной смеси и растворителя:
9. Толщина слоя нефти над водой в исследуемой точке определяется как отношение объема нефти Vн к площади внутреннего сечения F корпуса 1:
10. Пробоотборник извлекают из водоема, промывают чистым растворителем, насухо протирают ветошью и используют повторно для измерения толщины слоя нефти в следующей точке нефтяного пятна или в следующей объемной скважинной пробе.
Полученная информация используется для оценки объема нефти над водой. В частности, при оценке состава добываемой скважинной продукции с помощью пробоотборника оценивают долю нефти и воды. Такая первичная информация всегда важна и для повседневного текущего учета работы скважины и нефтяного пласта, а также позволяет правильно оценить эффективность различных геолого-технических мероприятий.
Нами проведены промысловые испытания предложенного устройства по оценке точности измерений с помощью заявленного пробоотборника. Слой нефти определенной толщины над водной поверхностью создавали путем налива расчетного количества нефти на ограниченную водную поверхность известной площади. В трех опытах фактическая толщина слоя нефти над водой была равна соответственно 2,6 мм; 5,0 мм или 8,2 мм. Во всех трех случаях объем добавляемого растворителя марки БР-1 (2) был одинаковым и равным 15 мл. Полученные в ходе измерений результаты приведены в таблице 1.
| Таблица 1 | ||||
| Результаты оценки толщины слоя нефти над водой | ||||
| Постоянные величины: Объем растворителя Vp=15 см3 | ||||
| Площадь корпуса F=8,38 см2 | ||||
| Фактическая толщина слоя нефти δф, мм | Измеренные в ходе опытов величины | Относительная погрешность измерений ξ, % | ||
| Объем смеси нефти и растворителя в пипетке Vсм, см3 | Объем нефти Vн, см3 | Толщина слоя нефти δизм, мм | ||
| 2,5 | 32,6 | 17,6 | 2,1 | 16,0 |
| 5,0 | 53,5 | 38,5 | 4,6 | 8,0 |
| 8,2 | 78,7 | 63,7 | 7,6 | 7,3 |
| Средняя погрешность измерений | 10,4 |
Относительная погрешность измерений определяется по формуле
Для оценки степени влияния на вязкостные свойства нефти добавления в нее органического растворителя проведены измерения объема, плотности и вязкости смесей нефти и бензина БР-1 (2) в различном соотношении (табл.2).
| Таблица 2 | |||||
| Параметры смесей нефти и растворителя при 20°C | |||||
| Номер опыта | Объем нефти Vн, см3 | Объем растворителя БР-1 (2) Vp, см3 | Фактический объем смеси Vсм, см3 | Плотность смеси, кг/м3 | Вязкость смеси, сСт |
| 1 | 100 | 0 | 100 | 880,0 | 27,97 |
| 2 | 80 | 20 | 100 | 817,9 | 7,58 |
| 3 | 60 | 40 | 100 | 783,3 | 2,02 |
| 4 | 50 | 50 | 100 | 776,6 | 1,86 |
| 5 | 40 | 60 | 100 | 748,4 | 1,84 |
| 6 | 20 | 80 | 100 | 716,4 | 0,91 |
| 7 | 0 | 100 | 100 | 685,0 | 0,80 |
По данным таблицы 2 видно следующее:
1. Начальная вязкость нефти при добавлении растворителя значительно снижается, в частности, при соотношении объемов 1 к 1 (опыт №4) вязкость снижается в 15 раз с 28 до 1,86 сСт. Эти данные подтверждают необходимость и эффективность применения растворителя в предложенном пробоотборнике для достижения более полного перевода отсеченного корпусом 1 слоя нефти над водой в калиброванную пипетку 6.
2. Фактический объем смеси равен сумме объемов нефти и растворителя, что позволяет определять объем нефти как разницу между объемами полученной смеси и растворителем.
В заявленном изобретении достигнута представительность отбираемой и оцениваемой пробы (средняя относительная погрешность в пределах 10-11%) за счет трех факторов, в совокупности образующих новизну устройства:
- пробоотборник ограничивает слой нефти над водой в ограниченной площади без нарушения его целостности;
- вязкая нефть приводится в более текучее состояние путем добавления растворителя;
- корпус пробоотборника значительно превосходит калиброванную пипетку по площади внутреннего сечения, поэтому даже слой нефти над водой незначительной величины, переведенный в калиброванную пипетку, будет иметь значительную - представительную толщину.
Устройство выполняет поставленную цель - толщина нефти над водой оценивается непосредственно в точке пробоотбора с приемлемой погрешностью.
Технико-экономическая эффективность от применения пробоотборника складывается от возможности своевременного принятия решений по 2-м направлениям:
1. По оценке рентабельности эксплуатации высокообводненных скважин.
2. По оценке объема аварийно излившейся нефти на поверхности природного водоема: реки, озера или морской глади.
1. Пробоотборник для оценки толщины слоя нефти над водой, содержащий тонкостенный, прозрачный вертикальный корпус из материала, который не смачивается нефтью и нефтепродуктами, отличающийся тем, что корпус без дна имеет постоянную по высоте площадь внутреннего сечения и острую кромку в нижней части, в верхней части корпус конусообразно сужен и соединен с отводом гибкой формы, к которому соединены два крана: боковой - для пропуска воздуха и центральный - для пропуска жидкостей, к центральному крану присоединена калиброванная пипетка, которая в свою очередь соединена с насосом двухстороннего действия.
2. Пробоотборник по п. 1, отличающийся тем, что калиброванная пипетка выполнена с возможностью предварительного размещения фиксированного объема растворителя нефти и последующей подачи с помощью насоса растворителя в нефть.
3. Пробоотборник по п. 1, отличающийся тем, что корпус пробоотборника превосходит калиброванную пипетку по площади внутреннего сечения.
