способ измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии

Формула изобретения

Способ измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, основанный на отборе водонефтяной эмульсии в сосуд постоянного уровня, измерении перепада давления, создаваемого столбом водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, отличающийся тем, что после подстановки известных параметров (плотности нефти и воды, уровня водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня) в формулу

Р=Н_в хр_в+(Н_э-Н_в)р_н, (1)

где Р - перепад давления столба водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, кг/м²;

р_в и р_н - плотность воды и плотность нефти (плотность жидких сред, образующих эмульсию), кг/м³;

Н_э и Н_в - уровень водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня (Н_э=соnst) и уровень воды, входящей в состав эмульсии, м;

дополнительно подставляют в формулу (1) значения уровня Н_в последовательно, начиная с минимального значения уровня воды, например, с Н_в=0,04 м, с заранее выбранным интервалом, например, 0,01 м, вычисляют при каждом значении уровня Н_в значения перепада давления, причем вычисления прекращают, когда вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, а значение уровня Н_в, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, используют при определении искомого содержания воды (W, в %) в водонефтяной эмульсии по формуле

где Н_в - значение уровня воды в сосуде постоянного уровня, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к измерительной технике, предназначено для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии и может быть использовано в системах автоматизации процессов добычи и переработки нефти, а также при учетных операциях.

Известные приборы, предназначенные для измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии в диапазоне от 0 до 100% (см., например, техническое описание и инструкцию по эксплуатации прибора американской фирмы “Агар”, 1999 г.), реализующие способ измерения, основанный на связи между содержанием воды и интенсивностью высокочастотного электромагнитного излучения, не удовлетворительно работают в диапазоне изменения объемного содержания воды в водонефтяной эмульсии (ВНЭ) от 50 до 80%, в которой происходит обращение фаз (ВНЭ типа “нефть в воде” переходит в ВНЭ типа “вода в нефти”, и наоборот), как следствие, происходит резкое изменение (на 1-3 порядка) физико-химических свойств ВНЭ, связанных функционально с измеряемыми электрическими параметрами.

Изменение физико-химических свойств ВНЭ зависит от множества факторов, влияние которых практически невозможно учесть, и это является причиной больших погрешностей измерения приборами-аналогами в вышеуказанном диапазоне измерения содержания воды в ВНЭ.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ измерения, представленный в патенте РФ 2170925 (опублик. 20.07.2001), основанный на отборе водонефтяной эмульсии в сосуд, измерении давления, создаваемого столбом водонефтяной эмульсии в сосуде, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, определении уровня раздела фаз “нефть-вода” в сосуде и вычислении искомого содержания воды по соответствующей формуле.

Недостатком известного способа является сложность аппаратурного и конструктивного оформления устройств при его практической реализации непосредственно на потоке для измерения содержания воды в ВНЭ в производственных условиях.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является упрощение аппаратурного и конструктивного оформления.

Технический результат достигается тем, что в известном способе измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, основанном на отборе ВНЭ в сосуд постоянного уровня, измерении перепада давления, создаваемого столбом ВНЭ в сосуде постоянного уровня, измерении плотности нефти и воды, образующих эмульсию, в отличие от прототипа после подстановки известных параметров (плотности нефти и воды, уровня водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня) в формулу

Р=Н_вхр_в+(Н_э-Н_в)р_н, (1)

где Р - перепад давления столба водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня, кг/м²; р_в и р_н - плотность воды и плотность нефти (плотность жидких сред, образующих эмульсию), кг/м³; Н_э и Н_в - уровень водонефтяной эмульсии в сосуде постоянного уровня (Н_э=const) и уровень воды, входящей в состав эмульсии, м;

дополнительно подставляют в формулу (1) значения уровня Н_в последовательно, начиная с минимального значения уровня воды, например с Н_в=0,04 м, с заранее выбранным интервалом, например 0,01 м, вычисляют при каждом значении уровня Н_в значения перепада давления, причем вычисления прекращают, когда вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, а значение уровня Н_в, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления, используют при определении искомого содержания воды (W, в %) в водонефтяной эмульсии по формуле

где Н_в - значение уровня воды в сосуде постоянного уровня, при котором вычисленное по формуле (1) значение перепада давления станет равным измеренному дифманометром (фактическому) перепаду давления.

Упрощение аппаратурного и конструктивного оформления достигается вследствие того, что исключается из измерительного процесса измеритель уровня раздела жидких сред “нефть-вода”.

Пример. На чертеже приведена блок-схема устройства для реализации предлагаемого способа измерения. На чертеже обозначены: 1 - сосуд постоянного уровня, в котором постоянство уровня водонефтяной эмульсии обеспечивается путем сброса излишков эмульсии в другой коаксиально расположенный сосуд большего диаметра; 2 - дифманометр с двумя импульсными трубками (применение дифманометра обусловлено необходимостью компенсации давления при работе датчика под давлением); 3 - электронный вычислительный блок (микропроцессорный контроллер с блоком индикации и регистрации); 4, 6 - датчики плотности воды и нефти соответственно; 5, 7 - измерители плотности воды и нефти соответственно.

В изображенной на чертеже блок-схеме устройства для реализации предлагаемого способа измерения информация от измерителей перепада давления 2 (дифманометра), плотности воды 5, плотности нефти 7 поступает в электронный вычислительный блок, где обрабатывается по алгоритму, приведенному в настоящем описании.

Проверку работоспособности способа и оценку его фактических метрологических характеристик производили в следующей последовательности.

Прозрачный сосуд (стеклянную трубу) заполняли исследуемой жидкостью (водонефтяной эмульсией с разным процентным содержанием воды и нефти) и определяли при помощи датчика и электронного функционального вычислительного блока по формулам, приведенным в настоящем описании.

Для оценки погрешности измерений использовали поверочные жидкости с содержанием воды 0% и нефти 100%, с содержанием воды 10% и нефти 90%, с содержанием воды 20% и нефти 80%, с содержанием воды 30% и нефти 70%, с содержанием воды 40% и нефти 60%, с содержанием воды 50% и нефти 50%, с содержанием воды 60% и нефти 40%, с содержанием воды 70% и нефти 30%, с содержанием воды 80% и нефти 20%, с содержанием воды 90% и нефти 10%, с содержанием воды 100% и нефти 0%.

При приготовлении поверочных жидкостей использовали нефть, имеющую плотность р=855 кг/м³ и воду с заданным содержанием хлористых солей в нефти С=25 г/л. Приготовленные поверочные жидкости были аттестованы по процедуре приготовления путем взвешивания компонентов эмульсии на прецизионных весах.

На каждой поверочной жидкости при температуре 20С производили по 11 измерений. Предел основной абсолютной погрешности измерения не превышал 1,0%, что вполне приемлемо при контроле продукции скважин непосредственно на потоке в промысловых условиях.

Реализация способа позволит повысить точность измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии при упрощении аппаратурного и конструктивного оформления приборной техники, что, в свою очередь, позволит с большей точностью производить контроль за количеством добываемой продукции скважин непосредственно на потоке в промысловых условиях. Кроме того, в пределах одного месторождения плотность нефти и плотность пластовой воды изменяется в течение длительного промежутка времени весьма незначительно, и их можно будет вводить в виде постоянных параметров, что позволит решать измерительные задачи более простыми и дешевыми техническими средствами.

Предлагаемый способ может найти применение в разных отраслях промышленности.