Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОЦЕНКИ ТОЛЩИНЫ СЛОЯ НЕФТИ НАД ВОДОЙ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Способ и устройство относятся к эксплуатации устройств для отбора проб жидкости из нефти и воды с природного водоема, загрязненного нефтепродуктами. Способ применяется для оценки масштаба аварийного разлива нефтепродукта над водной поверхностью озера, реки или морского простора, а также применим для оценки процентного содержания нефти в продукции высокообводненных нефтедобывающих скважин.

Известен трубчатый мерный щуп, состоящий из пробозаборный 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). Применение устройства 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 оценки толщины слоя нефти над водой по патенту РФ №2534791, опубл. 10.12.2014. Устройство состоит из цилиндрического тонкостенного корпуса с конусным переходом в верхней части в измерительную часть. В устройстве предусмотрена возможность подачи органического растворителя из измерительной части в корпус и перевода полученного раствора реагента и нефти в измерительную часть с помощью насоса по созданию вакуума.

Данное устройство имеет следующие технические недостатки. Во-первых, на открытых водоемах часто присутствует поверхностная волна и очень сложно удержать пробоотборник на одном уровне при выполнении непростых технологических операций по подаче растворителя, закрытию одного из двух кранов и отбором полученной пробы в измерительную часть. Во-вторых, в устройстве не предусмотрено активное перемешивание поданного сверху растворителя со слоем нефти, который отсекается корпусом устройства. В-третьих, слой нефти над водой может быть значительным, и тогда объем смеси нефти и растворителя не уместится в измерительной части устройства.

Технической задачей изобретения является создание технологии проведения измерений с усовершенствованным устройством, которые позволят оценить толщину слоя нефти над водой с большей точностью вне зависимости от погодных условий и величины слоя нефти над водой.

По изобретению техническая задача выполняется тем, что при оценке толщины слоя нефти над водой, который заключается в отсечении слоя нефти вертикальным отсекателем от общей массы нефти над водой, разбавлении слоя нефти внутри отсекателя органическим разбавителем фиксированного объема и последующим переводом полученного раствора в емкость для проведения измерений, растворитель подают непосредственно в слой нефти с помощью отдельного прозрачного насосного устройства двухстороннего действия (насоса), круговым движением подающей и всасывающей иглы насоса нефть с растворителем перемешивают и затем переводят с помощью насоса из отсекателя в делительную воронку (мерный стакан) для разделения раствора нефти от попутно отобранной воды и измерения объема смеси нефти и растворителя, причем подачу растворителя в слой нефти и обратный отбор раствора нефти организуют многократно при значительной величине слоя нефти над водой - в циклическом режиме до полного отсутствия в отсекателе раствора нефти.

Отбор разбавленной растворителем нефти из отсекателя ведут до тех пор, пока в отсекателе останется только вода, этот процесс контролируется по цвету жидкости, поступающей в прозрачный насос. Поэтому для визуального отличия по цвету чистого растворителя от воды растворитель предварительно окрашивают в желтоватый цвет добавлением красителя.

Техническая задача также выполняется по изобретению тем, что устройство для оценки толщины слоя нефти над водой, содержащее отсекатель нефти над водой и насос для подачи в нефть растворителя и обратного отбора из отсекателя раствора нефти для последующих измерений, преобразовано так, что насос и отсекатель выполнены как отдельные устройства, отсекатель имеет с внешней стороны поплавок в форме тора, утяжеленную нижнюю кромку для вертикального вхождения отсекателя в слой нефти и придания устойчивости отсекателя на водной поверхности со слоем нефти.

Конец иглы насоса выполнен в виде среза на 45° к вертикали с тем, чтобы во время подачи растворителя или отбора смеси нефти и растворителя иглу погружали в жидкость только на глубину среза иглы. Таким образом, наблюдая за кончиком иглы, можно вести постоянный контроль за тем, куда подается растворитель и откуда набирается жидкость из отсекателя. Такой контроль обеспечивает подачу органического растворителя только в слой нефти и исключает при обратном отборе попадания в насос излишнего количества попутной воды.

Способ реализуется выполнением действий, изображенных на фиг. 1, 2 и 3, где обозначены: 1 - поверхностный водоем, 2 - слой нефти над водой, 3 - отсекатель, 4 - утяжеленный низ отсекателя, 5 - поплавок тароидной формы, 6 - насос двухсторонего действия (поршневой насос), 7 - игла для подачи и отбора жидкости, 8 - органический растворитель, 9 - раствор нефти и растворителя, 10 - делительная (измерительная) воронка, 11 - попутно отобранная вода.

Отсекатель 3 вертикально опускают на поверхность воды с нефтяным пятном с поверхности плавательного средства типа лодка или плот. На фиг. 1 изображен процесс подачи органического растворителя 8 типа бензина БР-1(2) из насоса 6 через иглу 7, кончик которой срезан на 45°. После завершения подачи растворителя в слой нефти над водой они между собой смешиваются вращательным движением иглы 7. Процесс отбора полученного таким образом раствора нефти насосом 6 через иглу 7 изображен на фиг. 2. С тем чтобы не отбирать лишнюю воду из под слоя раствора нефти во время отбора необходимо иглу 7 погружать в слой раствора нефти не более чем на глубину высоты среза иглы.

На фиг. 3 изображен процесс перевода раствора нефти 9 из насоса 6 в делительную воронку 10. Благодаря гравитационному отстою и разделению буквально за секунду раствор нефти занимает в сосуде верхнюю часть, а попутно отобранная вода - нижнюю. Воду необходимо осторожно слить, а вот объем раствора нефти измеряется либо непосредственно в делительной воронке (если воронка калибрована по объему) либо сливается в тестированный измерительный стакан (мензурка).

Объем нефти, находившийся в отсекателе 3, определяется как разница между объемами полученной и измеренной смеси и растворителя:

Толщина слоя нефти над водой в исследуемой точке водоема определяется как отношение объема нефти V_н к площади внутреннего сечения F отсекателя 3:

Отсекатель 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. Применение прототипа заявленного способа - пробоотборника по патенту РФ №2534791 становится невозможным при значительной толщине слоя нефти над водой в объемной скважинной пробе (объем пробы 1,0 м³ выше).

Приведем результаты применения заявленного способа при оценке состава объемной пробы продукции нефтедобывающей скважины.

1. Продукцию высокообводненной скважины в течение одного часа набирали из ее выкидной линии в емкость передвижного насосного агрегата ЦА-320. Уже при отборе скважинной жидкости в емкость добавили высокоэффективный деэмульгатор в объеме 200 мл. Объем набранной жидкости составил 2,2 м при высоте всей жидкости в емкости Н_общ=1,12 м.

2. После выдержки объемной пробы в покое в течение 4-х часов при температуре окружающего воздуха +23°С на ее поверхность плавно и вертикально опускают отсекатель 3, который имеет следующие характеристики: высоту 15 см и постоянный по высоте внутренний диаметр D=6,0 см.

3. В слой нефти с помощью насоса 6 объемом 150 см³ и иглы 7 добавили 50 см³ растворителя марки БР-1(2) и хорошо помешали круговым движением иглы 7.

4. Все время, наблюдая за положением среза иглы 7, в насос 6 отобрали 130 см³ раствора нефти с бензином БР-1(2) и далее перевели в делительную воронку объемом 1,0 дм³. Так как в отобранной жидкости отсутствовала прозрачная по цвету вода (видно на световой просвет) имеется необходимость продолжения отбора раствора нефти.

5. В оставшийся слой нефти с помощью насоса 6 повторно добавили 50 см³ растворителя и тщательно состав перемешали. В насос 6 повторно отобрали 130 см³ раствора нефти с бензином БР-1(2) и далее перевели в делительную воронку. В делительной воронке появилась вода примерного объема 20 см³.

6. В отсекатель в третий раз добавили 30 мл растворителя, тщательно все перемешали и в третий раз отобрали растворитель с остатками нефти в насос. Ввиду того, что с некоторого момента в насос поступала только прозрачная вода, отбор прекратили и перевели полученный объем жидкостей (80 см³) в делительную воронку.

7. Убедившись, что в отсекателе находится только вода (визуальный осмотр при помощи светового потока), отсекатель убрали с водной поверхности и протерли для следующих измерений.

В таблице приведены объемы различных жидкостей по трем циклам их отбора из отсекателя. Здесь же приведен конечный результат в виде количества жидкостей, набранных в делительной воронке: органического растворителя, нефти и попутно отобранной воды.

Объем нефти, отобранный из отсекателя в делительную воронку, определяется как разница между объемом всех жидкостей и объемов использованного растворителя и попутно отобранной воды:

V_н=V_см-V_{раств-ля}=ΣV_ж-V_воды-V_{раств-ля}=340-69-130=141 см³.

Толщина слоя нефти над водой в емкости агрегата ЦА-320 определяется как отношение объема нефти V_н к площади внутреннего сечения F отсекателя:

Доля нефти f_н в объемной пробе скважинной продукции определяется как отношение δ_н к высоте всей жидкости в емкости Н_общ=112 см:

f_н=δ_н/H_общ=4,99/112=0,045.

Обводненность скважинной продукции равна 95,5%.

Заявленный способ выполняет поставленную техническую задачу с высокой степенью точности благодаря предложенным новинкам:

- циклическая подача растворителя в слой нефти и отбора раствора нефти в общую емкость;

- контролируемый ввод растворителя и отбор раствора нефти из отсекателя;

- окраска растворителя в слабый цвет для его визуального отличия от прозрачной и практически бесцветной воды.