Устройство для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины

Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многокомпонентной двухфазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока скважинной жидкости, а также для определения массового и объемного расхода нефти в составе других измерительных систем на объектах нефтедобычи и нефтеподготовки.

Заявляется устройство для определения компонентного состава скважинной жидкости, включающее отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а так же система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству.

Новым является то, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.

Полезная модель включает 8 зависимых пунктов формулы, 7 рисунков.

Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многокомпонентной двухфазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока скважинной жидкости, а также для определения массового и объемного расхода нефти в составе других измерительных систем на объектах нефтедобычи и нефтеподготовки.

Для обеспечения эффективного контроля и регулирования процесса нефтедобычи, необходимо как можно точнее измерять количество нефти, извлекаемой из продуктивного пласта, что позволяет обеспечить оптимальный режим эксплуатации и наибольшую суммарную добычу в течение срока эксплуатации месторождения. Требуется производить измерение продукции отдельных скважин индивидуально, так как, например, резкое увеличение обводненности нефти в отдельной скважине трудно обнаружить при измерении общей добычи из нескольких скважин, и уж тем более из групповых замеров нельзя точно выявить, в какой конкретно скважине произошло увеличение обводненности, чтобы провести на ней какие-либо работы для сокращения издержек добычи.

Поэтому очень велика потребность в устройстве, удовлетворяющему следующему ряду требований:

- устройство должно обеспечивать непрерывное определение относительных количеств (концентраций) компонент в скважинной жидкости (вода, нефть и газ) в широком диапазоне значений, поскольку это является важной самостоятельной промысловой информацией;

- устройство должно обеспечивать измерение мгновенных удельных расходов газа и жидкости в широком диапазоне значений, т.е. предполагать простое масштабирование или универсальность решения, поскольку типичные месторождения находятся на поздних стадиях эксплуатации и могут иметь существенный разброс продуктивных параметров на соседних скважинах;

- устройство должно допускать последовательное включение в трубопроводную систему, не оказывая заметного гидравлического сопротивления потоку скважинной жидкости, поскольку низкодебитные скважины могут быть не в состоянии обеспечить достаточного устьевого давления;

- измерительная часть устройства должна иметь простую конструкцию, обеспечивающую надежность и отказоустойчивость в условиях непрерывного потока скважинной жидкости;

- установка устройства должна быть экономически целесообразна из расчета оборудования ими каждой скважины, а не групповых замеров для целого куста скважин;

- обслуживание устройства должно производиться без использования высококвалифицированного персонала со специальными допусками, например, на работу с радиоактивными источниками и т.д., поскольку это приведет к существенному увеличению операционных расходов, неприемлемых для эксплуатации месторождений на поздних стадиях;

- от устройства требуется компактность и мобильность, что упрощает транспортировку и установку без применения специальной техники, ввиду недоступности ее на удаленных кустовых площадках и общей труднодоступности нефтегазовых месторождений в течение длительного периода времени года;

- от устройства требуется универсальность подключения, допускающая направлять поток скважинной жидкости как в прямом, так и в обратном направлении, что бывает очень важно при коммутации потоков в ходе эксплуатации скважины.

Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте RU 2168011, кл. E21B 47/10, 2001 г. Установка содержит переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором гравитационного типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер вихревого типа, а на жидкостной линии установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных от плотномера и влагомера для вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. Устройство работает в широком диапазоне расходов, позволяет точно замерять массовые и объемные расходы газа и жидкости, идеально подходит для групповых замеров с целого куста скважин.

Однако известное устройство имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, наличие гравитационного сепаратора предполагает накопительный режим работы, поэтому устройство может выполнять только дискретные замеры, выдавая значения расходов, усредненные за большой интервал времени (соответствует времени сепарации фаз, и для вязких нефтей может исчисляться десятками минут).

Во-вторых, громоздкость устройства осложняет и удорожает доставку на месторождение, сложность и специфичность при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации и требует наличие высококвалифицированных специалистов.

В-третьих, устройство оказывает серьезное гидравлическое сопротивление потоку и не допускает инверсию направления течения скважинной жидкости.

Кроме того, стоимость устройства делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров на каждой скважине.

Известно устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, описанное в патенте RU 2270981, кл. E21B 47/10, 2004 г. Установка содержит переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором циклонного (вихревого) типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На обеих линиях установлены однофазные расходомеры кориолисового типа, которые помимо расходов позволяют замерять плотность среды, а в жидкостной линии встроено устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных от плотномера и влагомера для вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. Устройство позволяет точно замерять мгновенные массовые и объемные расходы газа и жидкости, хорошо подходит для групповых замеров с целого куста скважин.

Однако известное устройство также имеет ряд существенных недостатков.

Во-первых, наличие циклонного сепаратора накладывает ограничение на минимально допустимый расход, что исключает его применение для индивидуальных замеров на низкодебитных скважинах.

Во-вторых, громоздкость устройства осложняет и удорожает доставку на месторождение, сложность и специфичность при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации требует наличие высококвалифицированных специалистов.

В-третьих, известное устройство тоже не допускает инверсию направления течения скважинной жидкости.

В-четвертых, известное устройство, как и вышеприведенный аналог, делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров из-за стоимости устройства.

Наиболее близким к заявляемому устройству по технической сущности является устройство, взятое в качестве прототипа, описанное в патенте US 4802361, кл. G01N 33/22, 1989 г. Устройство включает в себя подключаемую в разрыв трубопровода измерительную секцию для прохождения потока нефтеводогазовой смеси, на котором размещены гамма-радиационный плотномер (денситометр) для измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси (ж) и проточный влагомер электромагнитного типа для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (ж). Устройство включает в себя также контроллер, выполненный с возможностью задания значения плотности чистой нефти (т.е. безводной разгазированной нефти), воды и свободного газа, а также определения объемной доли воды путем решения системы из трех уравнений, включающих в себя значения ж и ж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, нефти и газа - в качестве неизвестных в уравнениях указанной системы. Функционально устройство представлено патрубком, на котором установлены две соосных катушки индуктивности, работающих на частоте 400 МГц, между которым измеряется разность фаз, связанная с диэлектрической проницаемостью среды и как следствие, с относительным количеством воды в смеси, находящейся в трубе. Далее, на трубе расположены радиоактивный источник Cs¹³⁷, помещенный в свинцовый коллиматор, для создания узкого пучка гамма-квантов и приемник на основе сцинтилляционного преобразователя для регистрации интенсивности потока гамма-квантов, прошедших через смесь, находящуюся в трубе. Таким образом, осуществляется измерение плотности среды, и как следствие коэффициент ее газонасыщенности. Исходные значения коэффициентов газонасыщенности для чистых веществ получаются путем калибровочных замеров на образцовых смесях. Кроме того, на трубе расположен датчик температуры для измерения текущей температуры смеси, находящейся в трубе, поскольку диэлектрическая проницаемость водонефтяной смеси имеет хорошо выраженную температурную зависимость. В одном из вариантов реализации на трубе может быть установлен датчик давления для учета зависимости плотности газа от давления и коррекции расчета относительного количества газа. Устройство работает в широком диапазоне расходов, позволяет точно замерять мгновенные массовые и объемные расходы газа и жидкости, обладает компактными размерами, оказывает минимальное гидравлическое сопротивление потоку и допускает инвертирование направления скважинной жидкости.

Основным недостатком устройства является наличие радиоактивного источника, что накладывает серьезные ограничения на эксплуатацию, требует высококвалифицированный персонал со специальными допусками при первичной настройке и корректировке в процессе эксплуатации.

Кроме того, известное устройство, как и вышеприведенные аналоги, делает экономически нецелесообразным его применение для индивидуальных замеров на каждой скважине месторождения из-за высокой стоимости самого устройства и мер, связанных с обеспечением радиационной безопасности функционирования устройства.

Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков, а именно, создание такого устройства, которое бы сочетало в себе компактность прототипа, но имело бы простоту обслуживания, отсутствие необходимости в обеспечении охраны устройства, надежность получаемых результатов и их независимость от режимов течения и состава смеси.

Указанная задача в устройстве для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины, включающем отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а так же система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству, решена тем, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.

Поскольку определение компонентного состава газожидкостной смеси без разделения фаз должно быть основано на измерении физических свойств среды, которые существенно отличаются для отдельно взятых компонент, то для определения удельного влагосодержания в заявляемом решении будут измеряться электрофизические свойства среды, наиболее сильно контрастирующие между водой и нефтью-газом, такие как диэлектрическая проницаемость и электропроводность (электрический импеданс), а для определения удельного газосодержания - акустические свойства среды, наиболее сильно контрастирующие между газом и жидкость, такие как скорость акустических волн и коэффициент затухания акустических колебаний. Акустические свойства среды зависят от плотности, вязкости и теплофизических характеристик среды, поэтому акустические измерения могут определять газ не только в свободном, но и в растворенном виде по изменению вязкости жидкости. Для непосредственного измерения электрофизических свойств скважинной жидкости в заявляемом решении предлагается емкостной датчик проточной конструкции, у которого электрический импеданс зависит от электрофизических свойств протекающей через него газожидкостной среды.

Поскольку электрофизические и акустические свойства компонентов неизвестны априори и, более того, могут варьироваться для разных скважинных жидкостей, то перед измерениями необходимо выполнить калибровку устройства, которая предназначена для определения физических свойств составных частей смеси. По дискретным калибровочным точкам строится простая аналитическая функция, связывающая измеряемые свойства среды с компонентным составом. После чего, определение компонентного состава представляется собой решение обратной задачи по измеренным свойствам среды. Измерения компонентного состава необходимо корректировать с учетом режима течения газожидкостной смеси, поскольку электрофизические и акустические свойства существенным образом зависят не только от компонентного состава, но и степени их смешивания. Принципиально отличие заявляемого решения заключается именно в подходе к измерениям не одной физической характеристики среды, а сразу нескольких, а именно, электрического и акустического импеданса. Традиционные решения, как правило, для определения удельных содержаний компонент используется какой-либо один вид измерений, с большими ограничениями чувствительности в определенных частях диапазона. В заявляемом решении акустические измерения необходимы для определения удельного газосодержания, а электрофизические - для определения удельной доли воды в жидкости, что дает полный компонентный состав скважинной жидкости. В области вода-в-нефти достаточно измерять абсолютную величину электрического импеданса емкостного сенсора, а при обращении фаз в режим нефть-в-воде, когда сильно падает зависимость импеданса от удельной доли воды, надежнее всего переключиться на измерение фазового сдвига между током и напряжением на емкостном датчике.

Для определения электрофизических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя диэлектрической проницаемости может быть использован емкостной датчик, выполненный в виде коаксиального конденсатора с одной обкладкой цилиндрической формы и второй обкладкой в виде центрального стержня или в виде цилиндрического конденсатора с обкладками в виде диаметрально расположенных сегментов цилиндра.

Для определения электрофизических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя электропроводности среды может быть использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и к оси трубы или расположенных коаксиально друг к другу и ортогонально к оси трубы.

Для определения акустических характеристик скважинной жидкости в качестве измерителя относительного содержания газа может быть использован ультразвуковой датчик, выполненный в виде одного или нескольких пар пьезокерамических преобразователей «источник-приемник», расположенных в поперечном сечении трубы, диаметрально противоположно друг другу.

Для выполнения заявляемого устройства с широкими функциональными возможностями отрезок трубы, внутри которого установлены датчики, выполнен составным из нескольких герметично соединенных между собой секций-модулей, каждая из которых оборудована одним или несколькими типами измерителей. Модульность архитектуры устройства позволяет оперативно менять состав измерительных секций, расширять диапазоны работы устройства при необходимости. Это важно при долговременных работах на реальных нефтегазовых скважинах, когда в процессе эксплуатации режимы течения скважинной жидкости могут быть изменены в связи со сменой режимов эксплуатации скважины, применением оптимизирующих операций, таких как гидроразрыв пласта или кислотная обработка, спуск насосов различной конфигурации, изменениями штуцера и прочее. Поэтому работу модулей можно рассматривать независимо друг от друга.

Для уменьшения габаритов устройства при одновременном повышении его быстродействия измерительное устройство выполнено на основе микроконтроллера, оборудованного входным интерфейсом для оцифровки сигналов с датчиков.

Для обеспечения возможности постоянного мониторинга за состоянием скважины, измерительное устройство оборудовано энергонезависимым накопителем для хранения измерений, источником автономного электропитания и внешним интерфейсом, подключенным к модулю радиоканала.

На фиг.1 представлен вариант реализации заявляемого устройства с емкостным коаксиальным датчиком и одиночным ультразвуковым измерителем скорости распространения и амплитуды акустического сигнала, включающий: отрезок трубы 1, в котором установлен ультразвуковой измеритель, состоящий из источника 2а и приемника 2б, а также емкостной датчик, состоящий из наружной цилиндрической обкладки 3 и центрального стержня 4; датчики давления 5 и температуры 6; контроллер 7 с входным интерфейсом 8; фланцы крепления 9а и 9б.

На фиг.2а-в представлен вариант реализации заявляемого устройства с емкостным датчиком, выполненным в виде двух пар диаметрально расположенных электродов 10а-10д и двумя диаметрально расположенными ультразвуковыми измерителями 2а-б и 2в-г.

На фиг.3 представлен вариант реализации заявляемого устройства модульного типа с радиопередающим каналом, состоящий из четырех трубных модулей, соединенных между собой фланцами в единый блок, три модуля из которых оборудованы измерительными датчиками, а четвертый - является резервным. Устройство дополнительно включает: модуль акустических измерителей количества газа 11; модуль термобарометрии 12; модуль диэлькометрических измерителей содержания воды 13; резервный модуль 14; выходной интерфейс контроллера 15 (радиомодуль с антенной); модуль автономного питания 16.

На фиг.4 представлен еще один вариант реализации модуля диэлькометрического измерителя содержания воды 13, включающий: соосные с трубой катушки 17а и 17б индукционного измерителя электропроводности 18.

На фиг.5 представлен еще один вариант реализации модуля диэлькометрического измерителя содержания воды 13, включающий: катушки индуктивности 19а и 19б, расположенные на поверхности трубы диаметрально противоположно друг другу.

На фиг.6 представлены графики зависимостей электропроводности и диэлектрической проницаемости водно-нефтяной смеси от удельной доли воды, где: 21 - зависимость электропроводности водно-нефтяной смеси; 22 - зависимость диэлектрической проницаемости водно-нефтяной эмульсии; 23 - область эмульсий типа вода-в-нефти; 24 - область эмульсий типа нефть-в-воде.

На фиг.7 представлены графики зависимостей амплитуды акустических колебаний после прохождения через газожидкостную смесь и скорости прохождения акустической волны от удельного газосодержания в среде, где: 25 - зависимость амплитуды акустических колебаний; 26 - зависимость скорости акустической волны.

Рассмотрим работу заявляемого устройства, представленного на фиг.3. Смесь нефти, воды и газа в произвольных пропорциях (скважинная жидкость) поступает внутрь устройства через фланец 9а. Ультразвуковые волны излучаются с одного из диаметрально расположенных пьезокерамических преобразователей 2а проходят через протекающую смесь, изменяя свои характеристики в зависимости от свойств среды, и попадают на точно такой же преобразователь 2б, сигнал с которого поступает в контроллер 7 через входной интерфейс 8, где аналоговый сигнал преобразовывается в цифровой, и контроллер 7 вычисляет его параметры: скорость пробега ультразвуковой волны и ее амплитуду. На стенке трубы установлены датчики гидростатического давления 5 и температуры 6, сигнальные выходы которых так же присоединены к контроллеру 7 через входной интерфейс 8.

Как уже было сказано выше, амплитуда акустической волны и скорость ее пробега зависят от свойств смеси, а главным образом, от ее средней плотности, т.е. соотношения между газовой фракцией и жидкостной. На фиг.7 представлены качественные графики, отражающие характер поведения зависимости амплитуды акустической волны 25 и скорости распространения волны 26 от относительного содержания газа в жидкости. Из общей теории распространения акустических волн в газовых и жидкостных средах следует, что затухание акустического сигнала зависит множества параметров среды, в частности от ее плотности, вязкости, теплопроводности и т.д., в частности в газовой среде затухание существенно выше, чем в жидкости, график, полученный на экспериментальной установке, подтверждает этот факт, и мы видим значительное падение амплитуды сигнала в приемнике при повышении концентрации газовых пузырьков с жидкости, точка b - соответствует нулевому содержанию газа и является максимальной по амплитуде, точка а - наоборот соответствует амплитуде в чисто газовой среде. Эти точки служат калибровочными параметрами, исходя из которых, мы можем по измеренной амплитуде n определить соотношение между газовой и жидкостной фазами. Точно так же и скорость распространения акустической волны несет информацию о соотношении между газовой и жидкостной фракцией. Далее, смесь попадает в интервал работы измерителя содержания воды 13, который может быть реализован с помощью датчика диэлектрической проницаемости, состоящего из обкладок конденсатора 10а и 10б. Сигнальный выход измерителя так же присоединен к контроллеру 7, где происходит вычисление диэлектрической проницаемости среды, протекающей во внутреннем объеме устройства. Дальнейшая обработка данных заключается в вычислении параметров газонасыщености по имеющимся калибровочным значениям скорости и амплитуды затухания ультразвукового сигнала с учетом температуры среды и гидростатического давления, вычислении водонасыщенности жидкой части среды по имеющимся калибровочным значениям измерителя диэлектрической проницаемости (предварительно записанным в память контроллера 7). Заявляемое устройство в таком случае имеет ограничение по диапазону изменения концентрации воды, а именно чувствительность емкостного датчика к количеству воды имеет ограничение - не более 80% воды при нулевом содержании газа. Для преодоления этого ограничения измеритель содержания воды 13 может быть реализован с помощью датчика электропроводности 18 смеси (см. фиг.4а) чувствительность которого, наоборот, находиться ниже точки обращения эмульсии, а именно при относительных количествах воды более 40%. Таким образом, использование обоих модулей (диэлектрической проницаемости и электропроводности) позволит вычислять электрический импеданс смеси, что при учете газосодержания позволяет достоверно (не хуже 5%) определить относительное содержание воды. Пример такой зависимости можно видеть на фиг.6, на котором приведены качественные диаграммы диэлектрической проницаемости 22 и электропроводности смеси 21, в зависимости от содержания воды. Из этих диаграмм видно, что в области низкого водосодержания 23 высокой чувствительностью обладает именно емкостной метод вплоть до значений около 40% воды, далее следует диапазон от 40 до 60% (в зависимости от свойств жидкостей и термобарических условий) в котором и один и другой метод не демонстрируют явных преимуществ, и верхний диапазон содержания воды 24, в котором концентрация капель нефти обуславливает значения удельного электрического сопротивления. Модуль, представленный на фиг.4, дополнительно может быть введен в состав устройства, представленного на фиг.3, вместо резервного модуля 14. Таким образом, комбинация этих двух характеристик называемая электрическим импедансом оказывается наилучшим показателем содержания воды во всем диапазоне.

Измерение температуры и давления одновременно с измерениями импеданса позволяет как вводить поправки, обусловленные температурными коэффициентами физических свойств, так и проводить пересчет относительных концентраций компонент к абсолютным значениям при нормальных условиях.

Для проверки работоспособности заявляемого устройства была собрана лабораторная установка из измерительной ячейки в виде вертикальной трубы, в которую заливалась испытуемая жидкость. Через нижнюю часть трубы подавался определенный поток воздуха от компрессора, чтобы создать движение пузырьков газа в жидкости с заданной концентрацией. В трубу заливались жидкости с различными электрофизическими свойствами: смеси воды с различными уровнями минерализации и трансформаторного масла для получения различных значений диэлектрической проницаемости и проводимости испытуемой среды. Воздух подавался только в водные растворы с разной минерализацией по причинам пожаробезопасности. Подача воздуха в измерительную ячейку регулировалась с помощью игольчатого клапана от малогабаритного компрессора с ресивером PRORAB, обеспечивающим равномерную подачу воздуха с расходом до 350 л/мин.

Электрические измерения проводились как с серийным диэлькометрическим датчиком ВАД-40 производства НПО «Техноком», так и с лабораторной модельной установкой в широком частотном диапазоне с верхней границей 100 МГц. Модельная установка для определения электрофизических свойств представляла собой конденсатор с плоскопараллельными электродами, подключенными к генератору синусоидального напряжения с регулируемой частотой, собранному на частотном синтезаторе AD9957 (производства Analog Devices) и токовому сенсору, между пластин которого помещались различные образцовые среды. Сигналы с генератора и токового сенсора подавались для сравнения на фазовый детектор, собранный на контроллере AD8302 (производства Analog Devices), а затем на двухканальный быстродействующий АЦП, собранный на контроллере AD9650 (производства Analog Devices). В результате сравнения сигналов тока и напряжения на конденсаторе, вычислялись электрический импеданс и сдвиг фазы между током и напряжением на конденсаторе, которые зависят от электрофизических свойств среды, заполняющей пространство между обкладками - проводимости и диэлектрической проницаемости.

Для акустических измерений была взята пара пьезокерамических преобразователей на титанате бария, герметично вмонтированных в стенку трубы диаметрально напротив друг друга в поперечном сечении трубы, сигнал измерялся как в прямом направлении потока, так и в обратном (путем обращения источника в приемник и наоборот) для компенсации движения самой среды, на частотах ультразвука до 100 кГц. Измерялось как время пробега акустической волны от источника к приемнику, так и амплитуда акустических колебаний после прохождения через среду. Один из пьезокерамических преобразователей выполнял роль источника ультразвука, на него подавались импульсы заданной частоты от регулируемого генератора ультразвуковой частоты (УЗЧ), а второй - роль приемника ультразвука, преобразующего акустические колебания среды, в электрические импульсы, поступающие для оцифровки на вход АЦП, подключенного к персональному компьютеру (ПК), для последующего анализа. Сравнение данных, полученных с источника и приемника ультразвука, позволяет вычислить как скорость распространения акустической волны, так и затухание амплитуды акустических колебаний. В свою очередь указанные характеристики зависят от плотности, вязкости и теплофизических свойств среды, что позволяет на основании простой физической модели вычислить компонентный состав.

В качестве датчика температуры использовался термопарный преобразователь типа ТП008Е производства «Термоавтоматика», подключаемый к низкочастотному многоканальному блоку АЦП Е14-440 производства L-Card. Для измерения гидростатического давления был выбран малогабаритный датчик давления типа ДМ5007 производства компании «Манотомь» с цифровым выводом результатов измерений. Акустические и диэлькометрические датчики подключались к блокам АЦП для оцифровки сигналов и передачи по шине USB в ПК для дальнейших преобразования и вычислений.

Для проверки работоспособности акустического и диэлькометрического измерителей проводились замеры на серии образцовых смесей известного состава. На фиг.6 показана качественная зависимость проводимости и диэлектрической проницаемости по оси Y от удельной доли воды в жидкости по оси X, а на фиг.7 показана зависимость амплитуды акустического сигнала по оси Y от удельной доли газа по оси X. Качественно с ростом удельной доли воды в жидкости проводимость и диэлектрическая проницаемость возрастают, а с ростом газосодержания падает амплитуда акустического сигнала. На этой же диаграмме приведена зависимость скорости акустической волны в газожидкостной среде от удельной доли газа в жидкости. Для практического определения удельной доли воды в жидкости и газосодержания в смеси требуются калибровочные измерения по эталонным смесям, например, на чистой воде, чистом трансформаторном масле, чистом воздухе, и нескольким смесям с характеристическими составами, по которым строятся аппроксимационные зависимости измеряемых величин от состава смеси. Имея такие зависимости легко решить обратную задачу, т.е. определить компонентный состав по измеренным электрофизическим и акустическим свойствам.

Таким образом, была проверена работоспособность двух методов для определения относительного количества газа в жидкости и количества воды в жидкости, испытания показали, что предложенное техническое решение обеспечивает определение долевого содержания компонентов нефти, газа и воды с точностью не хуже 5%.

1. Устройство для определения компонентного состава скважинной жидкости, включающее отрезок трубы с присоединительными фланцами, внутри которого установлены датчики температуры и давления, а также система измерения электрофизических характеристик скважинной жидкости, при этом выходы обоих датчиков и системы измерения электрофизических характеристик подключены к вычислительному устройству, отличающееся тем, что система измерения электрофизических характеристик оборудована блоками измерения диэлектрической проницаемости и/или электропроводности, а в устройство дополнительно введены один или несколько ультразвуковых измерителей, выходы которых подключены к вычислительному устройству, при этом каждый из указанных ультразвуковых измерителей предназначен для регистрации скорости распространения и амплитуды сигнала на фиксированной частоте акустических колебаний.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения диэлектрической проницаемости используется емкостной датчик, выполненный в виде коаксиального конденсатора с одной обкладкой цилиндрической формы и второй обкладкой в виде центрального стержня.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения диэлектрической проницаемости используется емкостной датчик, выполненный в виде цилиндрического конденсатора с обкладками в виде диаметрально расположенных сегментов цилиндра.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения электропроводности среды использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и к оси трубы.

5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве блока измерения электропроводности среды использована система индуктивных катушек, расположенных коаксиально друг к другу и ортогонально к оси трубы.

6. Устройство по п.1, отличающееся тем, что отрезок трубы, внутри которого установлены датчики, выполнен составным, состоящим из нескольких герметично соединенных между собой секций-модулей, каждая из которых оборудована одним или несколькими типами измерителей.