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

Формула 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.

Описание изобретения к патенту

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.