Способ измерения дебитов нефти, газа и воды нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в упрощении измерений дебитов и повышении их точности. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из сепаратора с помощью поплавка и переключателя потоков. Измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в сепараторе при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции. Переключение отбора газа на слив жидкости из сепаратора при достижении уровнем жидкости в нем крайнего верхнего положения производится поплавком за счет архимедовой силы выталкивания его в жидкости, действующей на верхнюю сторону переключателя потоков. Переключение слива жидкости на отбор газа из сепаратора при достижении уровнем жидкости крайнего нижнего положения производится поплавком за счет его силы тяжести в газовой среде, действующей на нижнюю сторону переключателя потоков. Дебиты жидкости и газа рассчитываются по периодам времени между замыканиями электрических контактов, установленных на обеих сторонах переключателя потоков, а периоды времени перемещения переключателя потоков после замыкания контактов до его крайних положений из расчетов исключаются. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин.

Замер продукции нефтяных скважин в большинстве случаев производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. К примеру, для измерения дебита газа известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения /Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97/. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют дебит свободной газовой фазы. Недостаток устройства состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.

Известна установка для определения дебита продукции скважины /Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.98. Опубл. 27.07.99/. Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.

Однако установка имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.

Известен способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды /Патент RU №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 20.01.2014/. Для измерения дебита жидкости производят заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производят закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.

Однако применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин /патент RU №2439316 С2. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 10.01.2012/. Способ включает поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор и разделение в нем газа и нефти. Далее осуществляют последовательный отбор из сепаратора нефти и газа с замером их количества с помощью поплавка и переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. Переключение потоков нефти и газа осуществляется за счет повышения давления на каждую из сторон двустороннего поршня переключателя потока при запирании поплавком выходов нефти и газа из сепаратора в верхнем и нижнем концах вертикальной перфорированной трубы.

Недостаток способа состоит в том, что при повышении давления в сепараторе происходит сжатие газовой фазы и задержка срабатывания переключателя потока. Это, в свою очередь, приводит к значительной погрешности измерения времени налива и слива нефти, а также достоверности проводимых измерений.

Кроме того, применение данного способа для передвижного варианта установки измерения может занимать большой период времени в случае высокой вязкости добываемой продукции или малого количества свободного газа в жидкости, к примеру высокой обводненности продукции или малом газовом факторе нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является упрощение измерений и повышение их точности.

Решение поставленной технической задачи достигается тем, что в известном способе измерения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа, включающем поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из сепаратора с помощью поплавка и переключателя потоков, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в сепараторе при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, согласно изобретению переключение отбора газа на слив жидкости из сепаратора при достижении уровнем жидкости в нем крайнего верхнего положения производится поплавком за счет архимедовой силы выталкивания его в жидкости, действующей на верхнюю сторону переключателя потоков, а переключение слива жидкости на отбор газа из сепаратора при достижении уровнем жидкости крайнего нижнего положения производится поплавком за счет его силы тяжести в газовой среде, действующей на нижнюю сторону переключателя потоков, причем дебиты жидкости и газа рассчитываются по периодам времени между замыканиями электрических контактов, установленных на обоих сторонах переключателя потоков, а периоды времени перемещения переключателя потоков после замыкания контактов до его крайних положений из расчетов исключаются.

На рис. 1 и 2 показана схема реализации способа. Она включает сепаратор 1 с датчиками 2 и 3 гидростатического давления. В верхней и нижней частях сепаратора 1 выполнены выходные втулки 4 и 5 соответственно для выхода газа и жидкости из сепаратора. Между втулками 4 и 5 размещен переключатель потока, выполненный в виде штока 6 с упорами 7 и 8. Внешние стороны упоров 7 и 8 заканчиваются входными втулками 9 и 10, герметично входящими в выходные втулки 4 и 5. Во входных втулках выполнены отверстия 11 и 12. На нижней поверхности упора 7 установлены электрические контакты 13, а на верхней поверхности упора 8 расположены электрические контакты 14. Входные втулки 9 и 10 размещены в выходных втулках 4 и 5 так, что при выходе отверстий 11 из втулки 4 отверстия 12 войдут внутрь втулки 5 и наоборот.

В сепараторе 1 размещен поплавок 15, через центральное отверстие 16 которого свободно проходит шток 6. Диаметр центрального отверстия 16 выполнен с диаметром, меньшим в сравнении с диаметрами упоров 7 и 8.

К сепаратору 1 подключены входная линия 17 через задвижку 18 и общая выходная линия 19 через задвижку 20. На коллекторе 21 скважины установлена разрывная задвижка 22. Датчики 2 и 3, электрические контакты 13 и 14 соединены с блоком управления 23. К общей выходной линии 19 подведены линии слива жидкости 24 из сепаратора 1 и отвода газа 25, на которой установлен обратный клапан 26. Внутри выходной втулки 4 и на торце входной втулки 9 размещены постоянные магниты 27 и 28, выполняющие роль фиксаторов крайнего верхнего положения штока 6.

Способ осуществляется следующим образом. На рис. 1 и 2 показан случай нижнего расположения штока 6, при котором слив жидкости из сепаратора 1 по линии 24 перекрыт, а для отвода газа по линии 25 - открыт. Поступающая в сепаратор 1 продукция скважины по линии 17 расслаивается в нем на газ и жидкость, представляющую из себя водонефтяную смесь. Перекрытие слива жидкости из сепаратора 1 приводит к его наполнению и повышению уровня жидкости. В этот период (рис. 1) газ через отверстия 11 вытесняется по линии 25 в коллектор 22 через общую выходную линию 19 и задвижку 20. Вместе с уровнем жидкости в сепараторе 1 всплывает поплавок 15. Непосредственно после достижения уровнем жидкости верхнего датчика гидростатического давления 2 поплавок 15 коснется электрических контактов 13 верхнего упора 7, замкнет их и начнет приподнимать шток 6 архимедовой силой всплытия из-за продолжающегося поступления продукции скважины в сепаратор 1. Шток 6 переместится из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее положение и зафиксируется благодаря притягиванию магнитов 27 и 28. Отверстия 11 при этом полностью перекроются втулкой 4, а отверстия 12, напротив, выйдут из втулки 5 и откроются. За период времени перемещения штока 6 в крайнее верхнее положение электрические контакты 13 остаются замкнутыми. За период времени между замыканием контактов 13 и достижением штока 6 крайнего верхнего положения количество жидкости, поступившей в сепаратор 1, в расчетах не учитывается.

Далее начнется цикл слива жидкости из сепаратора 1 в коллектор через линию 22. В процессе слива жидкости в верхней части сепаратора 1 будет накапливаться газ и отжимать уровень жидкости вниз. Поплавок, следуя за уровнем жидкости в сепараторе 1, будет опускаться вниз. Наступит момент, когда электрические контакты 13 разомкнутся, после чего начнется отсчет времени опорожнения калиброванной части сепаратора 1 от жидкости. Непосредственно после достижения уровнем жидкости положения датчика гидростатического давления 3 поплавок 15 своей нижней поверхностью коснется электрических контактов 14 и замкнет их. Далее слив жидкости из сепаратора 1 будет продолжаться до тех пор, пока шток 6 под действием накопившейся силы тяжести поплавка 15, большей частью освобожденного от жидкости, не оторвет магнит 27 от магнита 28 и не переместится в крайнее нижнее положение за счет собственного веса и не перекроет слив жидкости. При этом сливные отверстия 12 перекроются, а отверстия 11 откроются (рис. 2). После этого начнется цикл отбора газа из сепаратора 1 по линии 19 в коллектор скважины и т.д. Также, как в предыдущем случае, период времени, затрачиваемый на переключение потоков, т.е. перемещение штока 6 из крайнего верхнего в крайнее нижнее положение, в расчетах дебита газа не учитывается.

Таким образом, объемы жидкости и газа, учитываемые в расчетах дебитов, определяются высотой столба жидкости в сепараторе 1 между электрическими контактами 13 и 14. От этой высоты вычитывается полная высота поплавка 15 по вертикали.

Блок управления 23 фиксирует время между срабатываниями электрических контактов 13 и 14. По периоду времени, прошедшему между замыканием контактов 14 и замыканием контактов 13, рассчитывается объемный дебит жидкости, а по периоду времени, прошедшему между замыканием контактов 13 и замыканием контактов 14 - объемный дебит газа, который программа пересчитывает на дебит газа в нормальных условиях. В обоих случаях из объемов жидкости и газа калиброванной части сепаратора 1 вычитается объем сепаратора, соответствующий высоте поплавка 15.

Непосредственно перед замыканием электрических контактов 13 блоком управления 23 производятся фиксация гидростатического перепада давления между датчиками 2 и 3 и пересчет на содержание в жидкости нефти и воды при заложенных в программу расчетов плотностях нефти и воды. Такая процедура позволяет в конечном итоге получать дебиты нефти и воды в массовых единицах измерения.

Объем поплавка и его вес подбираются с таким расчетом, чтобы архимедова сила, действующая на него при погружении в жидкость, была достаточной для перемещения штока 6 вверх, а его сила тяжести оказалась достаточной для отрыва магнита 27 от магнита 28 для перемещения штока 6 вниз уже под силой его собственной тяжести. Обратный клапан 26, установленный на линии отвода газа 25, предупреждает попадание в нее жидкости.

Часть объема сепаратора 1, занятая жидкостью между торцами выходных втулок 4 и 5, калибруется.

Таким образом, способ позволяет измерять массовые дебиты скважины по нефти и воде, а также дебит свободного газа.

Технико-экономическими преимуществами предложенного способа являются простота и достаточно высокая точность производимых измерений.

Способ измерения дебитов нефти, газа и воды нефтяной скважины, включающий поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из сепаратора с помощью поплавка и переключателя потоков, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в сепараторе при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции, отличающийся тем, что переключение отбора газа на слив жидкости из сепаратора при достижении уровнем жидкости в нем крайнего верхнего положения производится поплавком за счет архимедовой силы выталкивания его в жидкости, действующей на верхнюю сторону переключателя потоков, а переключение слива жидкости на отбор газа из сепаратора при достижении уровнем жидкости крайнего нижнего положения производится поплавком за счет его силы тяжести в газовой среде, действующей на нижнюю сторону переключателя потоков, причем дебиты жидкости и газа рассчитываются по периодам времени между замыканиями электрических контактов, установленных на обоих сторонах переключателя потоков, а периоды времени перемещения переключателя потоков после замыкания контактов до его крайних положений из расчетов исключаются.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Группа изобретений относится к испытаниям гидравлических машин и предназначена для измерения рабочих характеристик погружных газосепараторов, используемых при добыче нефти.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида.

Изобретение относится к оборудованию для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для измерения дебита нефтяных скважин с предварительным разделением газожидкостной смеси на газ и жидкость с помощью сепараторов.

Изобретение относится к испытаниям газосепараторов, используемым при добыче нефти с высоким газосодержанием. Стенд для испытания газосепараторов содержит накопительную емкость с сопряженным с ней стендовым гравитационным газожидкостным сепаратором, подпорный насос, систему приготовления газожидкостной смеси с источником газа, блок моделирования внутрискважинных условий для размещения испытуемых машин и электродвигателей к ним.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Группа изобретений относится к системе заканчивания скважины перед началом добычи и, в частности, к испытанию барьеров для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для определения характеристик потока жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для определения расхода воды, нефти и газа.

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Технический результат заключается в получении результатов измерений с достоверностью в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличия явно выраженных систематических ошибок, которые характерны для известных способов. Способ включает: организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа. Формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ. Определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины с учетом ε - коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.; d - диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, м; z1 и z2 - коэффициентов сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.; zCT - коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.; р1 - абсолютного давления газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа; рСТ - давления, соответствующего стандартным условиям рСТ=1,01325⋅105 Па; ТСТ - температуры, соответствующей стандартным условиям ТСТ=293,15 К; T1 - абсолютной температурой газа перед диафрагмой ДИКТа, К; R - молярной газовой постоянной R=8,31 Дж/(моль⋅К); М - молярной массы газа, кг/моль; k - показателя адиабаты газа, ед.; β - относительного диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа (β=d/D), доли ед.; D - внутреннего диаметра цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством, при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют с учетом приведенной температуры газа перед диафрагмой ДИКТа и приведенного давления газа перед диафрагмой ДИКТа. 8 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в упрощении измерений дебитов и повышении их точности. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из сепаратора с помощью поплавка и переключателя потоков. Измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в сепараторе при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции. Переключение отбора газа на слив жидкости из сепаратора при достижении уровнем жидкости в нем крайнего верхнего положения производится поплавком за счет архимедовой силы выталкивания его в жидкости, действующей на верхнюю сторону переключателя потоков. Переключение слива жидкости на отбор газа из сепаратора при достижении уровнем жидкости крайнего нижнего положения производится поплавком за счет его силы тяжести в газовой среде, действующей на нижнюю сторону переключателя потоков. Дебиты жидкости и газа рассчитываются по периодам времени между замыканиями электрических контактов, установленных на обеих сторонах переключателя потоков, а периоды времени перемещения переключателя потоков после замыкания контактов до его крайних положений из расчетов исключаются. 2 ил.

Наверх