EA040237B1 - Способ определения содержания воды в пластовой жидкости - Google Patents

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к технике управления и может быть использовано в системах централизованного автоматического управления процессами добычи нефти.

Известно, что для интенсификации извлечения нефти из пласта, для поддержания пластового давления осуществляют закачку воды в пласт. Однако бесконтрольная закачка воды в пласт приводит к обводненности добываемой нефти и нерентабельности ее добычи. Современные технологии позволяют ограничить безконтрольную закачку воды в пласт при условии контроля основного параметра такой технологии - определения количественного содержания воды в пластовой жидкости на выходе из добывающей скважины.

Известно (1), что одним из основных методов количественного определения воды в нефти и нефтепродуктах является метод по Дину и Старку. Этот метод принят в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65, утвержден ещё Госстандартом СССР от 26.06.1965 г.), также используется почти во всех странах мира. Метод применим для определения воды в нефти, жидких нефтепродуктах, пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках и битумах.

Недостаток известного метода состоит в том, что он является лабораторным, который не только не позволяет использовать его в централизованном автоматическом управлении процессом добычи нефти, но и не дает достоверных результатов по следующим причинам:

лабораторное определение в пробе погрешность (в практике) достигает 8%;

а сам метод определения обводненности пластовой жидкости не является оперативным и поэтому не позволяет оперативно управлять процессом добычи нефти.

Известен (2) способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, который включает поступление пластовой жидкости в сепарационную (для сепарации газа) и накопительную (после отделения газа) емкости замерной установки. Измеряют количество жидкости расходомером и передают полученные значения замера по телемеханике. В замерной установке осуществляют замер объемного и массового расхода отсепарированной продукции скважины при помощи последовательно установленных на измерительной жидкостной линии объемного и массового расходомеров. На основе полученных значений количества жидкости расходомерами за единицу времени составляют отношение массового к объемному расходу, и при этом делают поправку на объемный расход через объемный коэффициент нефти, учитывающий наличие растворенного газа при давлении сепарации. Затем производят расчет плотности водонефтяной смеси замеряемой жидкости затем, используя плотность смеси и известные значения плотностей нефти и воды, определяют долевое содержание воды в продукции скважины по приведенной формуле.

Недостаток известного способа состоит в сложной и длительной технологической схеме определения обводненности пластовой жидкости с привлечением большого количества сопутствующего оборудования. Задача изобретения состоит в создании простого и эффективного способа определения содержания воды в пластовой жидкости, позволяющего оперативно управлять процессом добычи нефти.

Сущность изобретения состоит в способе определения содержания воды в пластовой жидкости. Способ заключается в измерении давления в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ). Одна точка измерения находится ниже устья подъемной трубы на расстоянии 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, вторая - ниже первой на расстоянии, соответствующем шкале используемого дифманометра. По измеренным значениям определяют долевое содержание воды в пластовой жидкости по следующей формуле:

ΔΡ

ИЛ = ^,

Рв Рн где АР - разность давления между двумя точками измерения, кг/см²;

g - ускорение силы тяжести, 9,81 см/с²;

h - расстояние между точками измерения;

р_н - плотность нефти, г/см³;

р_в - плотность воды, г/см³.

На чертеже представлена принципиальная схема устройства, реализующая способ, где

- датчик, расположенный на (НКТ) ниже от устья на расстоянии 1/2 высоты используемого насоса;

- датчик, расположенный на (НКТ) ниже датчика 1 на расстоянии, соответствующем шкале используемого дифманометра;

- дифманометр;

- выкидная линия скважины;

- датчик измерения уровня жидкости в эксплуатационной колонне;

- преобразователь;

- блок расчета и управления;

- полированный шток колонны штанг: скважины;

- эксплуатационная колонна скважины;

- 1 040237

10-HKT.

Способ осуществляется следующим образом.

Измеряют дифманометром (шкала которого для обеспечения необходимой точности не должна быть меньше 1 м) перепад давления между двумя точками измерения, значение которого автоматически вносится в блок расчета и управления 7. В этот же блок вручную вводятся значения плотности воды и нефти. Учитывая что значения плотности нефти и воды с течением времени изменяются редко и незначительно, то при необходимой частоте определения содержания воды их значения могут вводиться в вычислительное устройство по последним их измерениям, что обеспечивает оперативность управления работой добычи нефти. По полученным данным и заявленному алгоритму в блоке 7 определяется содержание воды в пластовой жидкости и принимается соответствующее решение по управлению.

Пример конкретного выполнения способа.

Н (расстояние между точками измерения при шкале дифманометра в 1 м) = 100 см;

ρ_Ά= 0,86г/см³; р_й = 1,1г/см³; ΔΡ = 0,098 кГ/см²;

ΔΡ ——р_н

W = &—, W = 0,583 дол. или 58,3%

Рв~Рн

Технический эффект заявляемого изобретения состоит в создании простого и эффективного способа определения содержания воды в пластовой жидкости, позволяющего оперативно управлять процессом добычи нефти.

Литература.

1. Методические указания к курсу химическая технология (анализ нефти и нефтепродуктов)/ А.А. Собанов, Л.М. Бурнаева, И.В. Галкина, Е.В. Тудрий. Казань: Казанский университет, 2011, 56 с.

2. Патент РФ № 2695909, от 29.07.19 Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины.

Claims (1)

1. Способ определения содержания воды в пластовой жидкости, заключающийся в измерении давления в устье скважины датчиками, расположенными в двух точках насосно-компрессорной трубы (НКТ), одна из которых находится ниже устья подъемной трубы, на расстоянии 1/2 высоты цилиндра используемого насоса, вторая - ниже первой на расстоянии, соответствующем шкале используемого дифманометра, которая не менее 1 м, по измеренным значениям определяют содержание воды в пластовой жидкости по следующей формуле:

   ΔΡ gh ^Ря

   Рв~Рн где ΔΡ - разность давления между двумя точками измерения, кг/см²;

   g - ускорение силы тяжести, 9,81 см/с²;

   h - расстояние между точками измерения, см;

   р_н - плотность нефти, г/см³;

   р_в - плотность воды, г/см³.

   Евразийская патентная организация, ЕАПВ

   Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2