RU2396427C2

RU2396427C2 - Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++"

Info

Publication number: RU2396427C2
Application number: RU2008123619/03A
Authority: RU
Inventors: Леонид Степанович Милютин (RU); Леонид Степанович Милютин; Валерий Витальевич Котлов (RU); Валерий Витальевич Котлов; Валерий Митрофанович Демьянов (RU); Валерий Митрофанович Демьянов; Тамара Алексеевна Гебель (RU); Тамара Алексеевна Гебель
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтемаш"
Priority date: 2008-06-10
Filing date: 2008-06-10
Publication date: 2010-08-10
Also published as: RU2008123619A

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: invention refers to oil extraction and can be used for records management of oil and condensate well yields within pressure-sealed gathering systems. A method for determination of water cuttings of oil well production consists that a representative fluid sample from a vertical cylindrical reservoir is refined by precipitation, chemical treatment and heating to a condition of at least incomplete disintegration of oil and water. Height of liquid column and hydrostatic pressure are measured, and while emptying said reservoir, hydrostatic pressure and height of liquid column are measured continuously. Density of water and oil in fluid are determined as a quotient of division of the difference of maximum and current hydrostatic pressure drop and the related difference of heights of liquid column in the beginning and at the end of emptying. A data array is collected. A diagram of discharge fluid density and height of liquid column or emptying time is plotted. Within upper and lower horizontal linear sections, densities of water and oil respectively are specified. Specified values of density of water and oil are used to determine mass water cuttings of well production.

EFFECT: simplified algorithm of determination of density of water and oil in well production, higher accuracy of measurement of high and low water cuttings of well production.

3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.The invention relates to oil production and can be used for operational accounting of production rates of oil and gas condensate wells in pressurized collection systems.

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, согласно которому измерительную емкость после «продувки» наполняют продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, а затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя значения плотностей воды и нефти, измеренных в резервуаре уровнемера при сливе расслоенной продукции скважины, при этом плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении путем деления разности гидростатических давлений столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости, а плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость путем деления значения гидростатического давления, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту [RU патент на изобретение №2299322, Е21В 47/10].A known method for determining the water cut of a liquid in oil well production, according to which the measuring capacity after "purging" is filled with the well products for a pre-determined time taking into account the maximum productivity of the device, after the specified time, the flow of well products to the measuring tank is stopped, partially separated well production is contained in the tank of the level gauge of the measuring capacity, treated with chemicals and heated, kept up to the stratification of oil and water, then measure the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature, calculate the productivity of the liquid, and then by the relative position of the liquid-gas and water-oil separation lines, the volumetric water cut value is judged, and the water-oil mass ratio determined using the values of the densities of water and oil, measured in the tank of the level gauge when draining the stratified production of the well, while the density of water is determined until the water completely leaves the tank of the level gauge when about emptying by dividing the difference of hydrostatic pressures of the liquid column in the level gauge tank before and after leaving a part of the water column by the difference of the corresponding levels of this liquid column, and the oil density is determined after the water completely leaves the level gauge tank when it is empty after the well’s production is resumed in the measuring tank by dividing the hydrostatic pressure remaining at the time of measuring the liquid column by its height [RU patent for the invention No. 2299322, ЕВВ 47/10].

Недостатками этого способа являются многоступенчатость и необходимость контролируемого полноценного расслоения продукции скважины на нефть и воду.The disadvantages of this method are multi-stage and the need for a controlled full-fledged separation of the well products into oil and water.

Задача предлагаемого технического решения - упростить алгоритм определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины и сделать возможным измерения как очень высокой, так и очень низкой обводненности продукции скважины.The objective of the proposed technical solution is to simplify the algorithm for determining the densities of water and oil in the composition of the well production and to make it possible to measure both very high and very low water cuts of the well production.

Это достигается тем, что в способе определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости, плотность воды определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости, дополнительно определяют плотность нефти, определяют массовую обводненность продукции скважины, согласно изобретению плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения, накапливают массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти, а массовую обводненность продукции скважины определяют по выбранным значениям плотностей воды и нефти.This is achieved by the fact that in the method for determining the water cut of a liquid in the production of oil wells, which consists in the fact that a representative sample of the liquid contained in a vertical cylindrical vessel is brought by sedimentation, treatment with chemicals and heating to a state of at least incomplete separation into oil and water , measure the height of the liquid column, hydrostatic pressure, and then, in the process of emptying this vessel, continuously measure the hydrostatic pressure and height of the liquid column, the density of water is determined they are consumed as the quotient of dividing the difference between the maximum and current differences in hydrostatic pressure and the corresponding difference in the heights of the liquid column, the density of the oil is additionally determined, the mass water cut of the well production is determined, according to the invention, the densities of water and oil in the composition of the fluid are determined as the quotient of the division of the difference of the maximum and current drops of hydrostatic pressure and the corresponding difference in the height of the liquid column at the beginning and end of emptying, accumulate a data array, build graphs to the dependence of the density of the fluid being drained from the height of the liquid column or the time of emptying, the density of water and oil is selected within the upper and lower horizontal linear sections, and the mass water cut of the well production is determined by the selected values of the density of water and oil.

В случаях, когда обводненность продукции скважины велика, и точность измерения плотности нефти низкая, после наполнения вертикального цилиндрического сосуда на основе применения лабораторных значений плотности нефти и воды производят предварительную оценку обводненности, из сосуда сливают только воду, измеряют ее плотность, снова наполняют сосуд продукцией скважины, многократно повторяют эту операцию накопления нефти до приемлемого уровня, а затем измеряют плотность нефти.In cases where the water cut of the well’s production is large and the accuracy of measuring the oil density is low, after filling the vertical cylindrical vessel based on the use of laboratory oil and water densities, a preliminary estimate of the water cut is made, only water is drained from the vessel, its density is measured, and the vessel is filled again with well production repeatedly repeat this operation of oil accumulation to an acceptable level, and then measure the density of the oil.

В случаях, когда обводненность продукции скважины мала и точность измерения плотности воды низкая, применяют лабораторное значение плотности воды.In cases where the water cut in the production of a well is small and the accuracy of measuring the density of water is low, the laboratory value of the density of water is used.

Получение плотности воды и нефти в составе жидкости как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения позволяет избежать промежуточных процедур и упростить алгоритм определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины.Obtaining the density of water and oil in the composition of the fluid as a quotient of dividing the difference between the maximum and current differences in hydrostatic pressure and the corresponding difference in the heights of the liquid column at the beginning and end of emptying avoids intermediate procedures and simplifies the algorithm for determining the densities of water and oil in the composition of the well.

Выбор значений плотности воды и нефти из массива полученных данных в начале и конце опорожнения при условии, что их значения расположены на прямолинейных горизонтальных участках графика зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, дает возможность по наличию прямолинейных горизонтальных участков графика подтвердить факт по крайней мере, неполного расслоения жидкости на чистую нефть и чистую воду.The choice of the values of the density of water and oil from the array of data obtained at the beginning and end of emptying, provided that their values are located on rectilinear horizontal sections of the graph of the density of the liquid being drained from the height of the liquid column or the time of emptying, makes it possible to confirm the fact by the presence of rectilinear horizontal sections of the graph at least incomplete separation of the liquid into pure oil and pure water.

Накопление нефти до приемлемого уровня в случаях, когда обводненность продукции скважины велика, путем многократного повторения циклов «неполный слив - наполнение» позволяет повысить и точность измерения плотности нефти.The accumulation of oil to an acceptable level in cases where the water cut in the well production is large, by repeatedly repeating the cycles of "incomplete discharge - filling" allows to increase the accuracy of measuring the density of oil.

Применение лабораторных значений плотности воды в случаях, когда обводненность продукции скважины мала, позволяет определять обводненность продукции скважины с достаточной точностью, поскольку вода практически не растворяет нефть и ее лабораторное значение плотности отличается от измеренного незначительно.The use of laboratory values of water density in cases where the water cut of a well’s production is small allows one to determine the water cut of a well’s production with sufficient accuracy, since water practically does not dissolve oil and its laboratory density does not differ significantly from that measured.

На чертежах изображено одно из возможных устройств, реализующих предложенный способ.The drawings depict one of the possible devices that implement the proposed method.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ, на фиг.2 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора, на фиг.3 - график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или от времени.Figure 1 shows a diagram of a device that implements the proposed method, figure 2 is a top view of the lower tray of the gas separator, figure 3 is a graph of the density of the liquid being drained from the height of the liquid column or from time to time.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, двухуровневый уровнемер 3, резервуар 4 уровнемера 3, систему подогрева 5 содержимого резервуара 4 уровнемера 3, запорный клапан 6 с электроприводом, дозатор подачи химреагентов 7 в резервуар 4 двухуровневого уровнемера 3, указатель перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3, указатель перепада давлений 9 измерительной емкости, нижний датчик (мембрана) 10 указателя перепада давлений измерительной емкости 2, верхний датчик (мембрана) 11 указателя перепада давлений измерительной емкости 2, датчик температуры 12 резервуара 4 уровнемера 3, датчик температуры 13 измерительной емкости 2, датчик избыточного давления 14, переключатель потока 15, плоское днище 16 измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17, клапан обратный 18, вход 19 из скважины в газовый сепаратор 1, выход 20 в коллектор, газопровод 21, нижний сепарационный лоток 22, патрубок отбора потока 23 системы приоритетного минимума подачи, барьер 24 системы приоритетного минимума подачи, воронку 25 системы приоритетного минимума подачи, трубу 26 системы приоритетного минимума подачи, 27 - поверхность раздела нефть - газ, 28 - поверхность раздела нефть - вода при полном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 29 - переходная водонефтяная зона при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 30 - участок, соответствующий переходной водонефтяной зоне 29 при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 31 - интерполяционные продолжения прямолинейных отрезков графиков зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.The device comprises a gas separator 1, a measuring tank 2, a two-level level gauge 3, a tank 4 for a level gauge 3, a heating system 5 for the contents of the tank 4 for a level gauge 3, a shut-off valve 6 with an electric actuator, a dispenser for supplying chemicals 7 to the tank 4 of the two-level level gauge 3, a differential pressure indicator 8 of the tank 4 level gauges 3, differential pressure indicator 9 measuring capacity, lower sensor (membrane) 10 differential pressure indicators measuring capacity 2, upper sensor (membrane) 11 differential pressure indicators measuring capacity spacers 2, temperature sensor 12 of the tank 4 of the level gauge 3, temperature sensor 13 of the measuring tank 2, overpressure sensor 14, flow switch 15, flat bottom 16 of the measuring tank 2, drain fluid line 17, check valve 18, the input 19 from the well into the gas separator 1, the outlet 20 to the manifold, the gas pipe 21, the lower separation tray 22, the outlet pipe 23 of the system of priority minimum flow, the barrier 24 of the system of priority minimum flow, the funnel 25 of the system of priority minimum flow, the pipe 26 of the system of priority minimum flow rate, 27 - oil-gas interface, 28 - oil-water interface with complete stratification of the wellbore fluid into oil and water, 29 - transitional oil-water zone with incomplete stratification of the wellbore fluid into oil and water, 30 - section corresponding to the transitional oil-water zone 29 with incomplete stratification of the well fluid into oil and water, 31 — interpolation continuations of straight sections of the graphs of the dependence of hydrostatic pressure on the height of the liquid column or on time.

Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 23, барьера 24 и трубы 26 с расположенной сверху воронкой 25, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар 4 уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 24 и воронку 25 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.The system of priority minimum supply, consisting of a flow sampling pipe 23, a barrier 24 and a pipe 26 with a funnel 25 located on top, ensures a guaranteed flow of a certain amount of well production to the bottom of the measuring tank 2 at any flow rate into the zone where the flow of well products into the tank 4 of the level gauge 3. Elements of the system of priority minimum flow have a calculated limited throughput and are organized so that the excess flow overflows through the barrier 24 and the funnel 25 and moves according of total separation scheme. Moreover, if the well productivity is close to the lower limit of the device’s measurements, then almost the entire flow passes through the system of priority minimum supply, but when the well productivity is large, on the contrary, most of the flow moves according to the general separation scheme.

С некоторым снижением точности устройство может работать и при отсутствии указателя перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3.With some decrease in accuracy, the device can work even in the absence of a differential pressure indicator 8 of the reservoir 4 of the level gauge 3.

Способ реализуется, например, следующим образом.The method is implemented, for example, as follows.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρThe principle of operation of the device is based on the hydrostatic method of measuring mass, based on the dependence of the hydrostatic pressure ΔР of a liquid column of height H on the density of the liquid

где g - ускорение свободного падения.where g is the acceleration of gravity.

Перед началом процедуры замера производят «продувку» системы сепаратор - измерительная емкость - резервуар уровнемера, при этом переключатель потока 15 и открытый запорный клапан 6 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.Before starting the measurement procedure, a “purge” of the separator - measuring capacity - level gauge tank is performed, with the flow switch 15 and the open shut-off valve 6 providing free flow of well products through the reservoir system to the reservoir.

В начале процедуры замера переключатель потока 15 ставят в положение "наполнение", и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 15 газопровод 21 соединен с коллектором 20, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар 4 уровнемера 3 нагревают системой подогрева 5 (например, горячей жидкостью) и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 7 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В момент соприкосновения поднимающейся поверхности частично отсепарированной продукции скважины с верхним датчиком (мембраной) 11 указателя перепада давлений 9 переключатель потока 15 ставят в положение "слив", открывая жидкостную 17 и закрывая газовую 21 линии, и закрывают запорный клапан 6.At the beginning of the measurement procedure, the flow switch 15 is put into the “filling” position, and the well production through the gas separator 1 enters the measuring tank 2. At the same time, the gas pipeline 21 is connected to the collector 20 through the flow switch 15 and the drain liquid line 17 is closed. Simultaneously with the filling of the measuring tank 2, the tank 4 of the level gauge 3 is heated by a heating system 5 (for example, hot liquid) and a demulsifier and defoamer are introduced into the fluid stream going into the tank from below using a chemical dispenser 7. At the moment of contact of the rising surface of the partially separated well production with the upper sensor (diaphragm) 11 of the differential pressure indicator 9, the flow switch 15 is placed in the "drain" position, opening the liquid 17 and closing the gas 21 lines, and close the shutoff valve 6.

Плотность частично отсепарированной жидкости в измерительной емкости равнаThe density of the partially separated liquid in the measuring vessel is

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:Liquid production rate is determined by the following formula:

где V_ё - объем измерительной ёмкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);where V _ё is the volume of the measuring capacity 2 in the interval from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9 (determined when a signal from the upper sensor 11 appears);

V_у - объем резервуара уровнемера в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);V _у - the volume of the tank of the level gauge in the range from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9 (determined when a signal appears from the upper sensor 11);

τ - время наполнения измерительной ёмкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9.τ is the filling time of the measuring tank 2 in the interval from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9.

После закрытия запорного клапана 6 (положение "отстой") наполнение резервуара 4 уровнемера 3 прекращается, и продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре 4 уровнемера 3 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают, по крайней мере, до момента прекращения изменений показаний положения раздела сред жидкость - газ 27 уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение поверхностей раздела сред жидкость - газ 27 и нефть - вода 28, или, если расслоение происходит быстро, - до появления поверхности раздела нефть - вода 28.After closing the shut-off valve 6 (the position "sludge"), the filling of the tank 4 of the level gauge 3 stops, and the well production begins to settle in the tank 4 of the level gauge 3 to the state of complete absence of bubble gas, sedimentation of the foam and, at least, incomplete separation of the liquid into oil and water . Sludge is continued, at least until the cessation of changes in the readings of the liquid-gas interface 27 of the level gauge 3, which registers the position of the liquid-gas 27 and oil-water 28 interfaces, or, if the separation occurs quickly, until the surface appears section oil - water 28.

Определяют плотность жидкости в резервуаре 4 уровнемера 3Determine the density of the liquid in the tank 4 level gauge 3

Затем переключатель потока 15 ставят в положение "слив", когда вход из скважины 19 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 17 соединена с коллектором 20, при этом газопровод 21 перекрыт.В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2.Then, the flow switch 15 is set to the “drain” position when the inlet from the well 19 is connected to the gas separator 1, and the drain liquid line 17 is connected to the manifold 20, while the gas pipe 21 is closed. In this position, the liquid begins to be forced out of the measuring tank 2.

В процессе вытеснения газом объема V_ё жидкости фиксируется время вытеснения τ_г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°. In the process of gas displacement of the volume V _e liquid, the displacement time τ _g and the average value of the overpressure P and gas temperature t ° are fixed .

Дебит скважины по газу определяется, например, по следующему алгоритму:The gas production rate of a well is determined, for example, by the following algorithm:

где P - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 14;where P is the average value of the excess gas pressure in the measuring tank 2, measured by the sensor 14;

t° - температура газа, С°;t ° - gas temperature, С °;

K_α - коэффициент сжимаемости.K _α is the compressibility coefficient.

При этом одновременно открывают запорный клапан 6 и с максимально доступной частотой производят измерения уровней жидкости H_i, а также соответствующие им гидростатические давления ΔP_i, производят расчет мгновенных плотностей воды и нефти в составе истекающей из резервуара жидкости по формулеAt the same time, the shut-off valve 6 is opened and the fluid levels H _{i are} measured with the maximum available frequency, as well as the corresponding hydrostatic pressures ΔP _i , and the instantaneous densities of water and oil in the composition of the fluid flowing out of the reservoir are calculated by the formula

накапливают массив данных и строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или от времени.accumulate a data array and build a graph of the density of the fluid being drained from the height of the liquid column or time.

Далее в пределах верхнего и нижнего прямолинейных участков выбирают плотности соответственно воды и нефти и рассчитывают массовую обводненность:Then, within the upper and lower straight sections, the densities of water and oil, respectively, are selected and the mass water cut is calculated:

.

В случае, когда слив происходит при открытом запорном клапане 6, формула дебита скважины по газу приобретает видIn the case when the drain occurs when the shut-off valve 6 is open, the gas production rate formula takes the form

.

Дебит скважины по нефти:

. Oil production rate:

.

Дебит скважины по воде: Q_в=Q_ж-Q_н т/сут.Water production rate: Q _in = Q _w -Q _n t / day.

В период, когда запорный клапан 6 закрыт и происходит отстой продукции скважины в резервуаре 4 уровнемера 3, измерение дебита по жидкости производят, применяя следующую формулу:In the period when the shutoff valve 6 is closed and the production of the well stagnates in the tank 4 of the level gauge 3, the liquid production rate is measured using the following formula:

В случаях, когда обводненность продукции скважины велика и точность измерения плотности нефти низкая, после наполнения вертикального цилиндрического сосуда на основе применения лабораторных значений плотности нефти и воды производят предварительную оценку обводненности, из сосуда сливают только воду, измеряют ее плотность, снова наполняют сосуд продукцией скважины, многократно повторяют эту операцию накопления нефти до приемлемого уровня, а затем измеряют плотность нефти.In cases where the water cut of the well’s production is large and the accuracy of measuring the oil density is low, after filling the vertical cylindrical vessel based on the use of laboratory oil and water densities, a preliminary estimate of the water cut is made, only water is drained from the vessel, its density is measured, and the vessel is replenished with well products, repeatedly repeat this oil accumulation operation to an acceptable level, and then measure the oil density.

В случаях, когда обводненность продукции скважины мала и точность измерения плотности воды низкая, применяют лабораторное значение плотности воды, при этом точность измерения плотностей воды и нефти в составе жидкости в значительной степени определяется погрешностью контроллера измерительной установки, а также формой и размерами вертикального цилиндрического сосуда.In cases where the water cut of the well’s production is small and the accuracy of measuring the density of water is low, the laboratory value of the density of water is used, while the accuracy of measuring the densities of water and oil in the liquid composition is largely determined by the error of the controller of the measuring unit, as well as the shape and dimensions of the vertical cylindrical vessel.

Предлагаемый способ за счет сокращения количества промежуточных манипуляций с массивом данных позволяет достаточно эффективно упростить алгоритм и понизить требования к контроллеру измерительной установки. Кроме того, он делает возможным измерение как очень высокой, так и очень низкой обводненности.The proposed method, by reducing the number of intermediate manipulations with the data array, can quite efficiently simplify the algorithm and lower the requirements for the controller of the measuring installation. In addition, it makes it possible to measure both very high and very low water cut.

Claims

1. The method of determining the water cut of the liquid in the production of oil wells, which consists in the fact that a representative sample of the liquid contained in a vertical cylindrical vessel is adjusted by sedimentation, treatment with chemicals and heating to a state of at least incomplete separation into oil and water, and the column height is measured liquid, hydrostatic pressure, and then in the process of emptying this vessel, continuous measurements of hydrostatic pressure and the height of the liquid column are made, the density of water is determined as the quotient of the difference between the maximum and current differences in hydrostatic pressure and the corresponding difference in the heights of the liquid column, additionally determine the density of oil, determine the mass water cut of the production of the well, characterized in that the density of water and oil in the composition of the liquid is determined as the quotient from the division of the difference between the maximum and current drops of hydrostatic pressure and the corresponding difference in the heights of the liquid column at the beginning and end of emptying, accumulate a data array, build a graph of the density with the liquid being poured from the height of the liquid column or the time of emptying, are selected within the upper and lower horizontal linear sections of the density of water and oil, respectively, and the mass water cut of the well production is determined by the selected values of the density of water and oil.

2. The method according to claim 1, characterized in that in cases where the water cut of the well production is high and the accuracy of measuring the oil density is low, after filling the vertical cylindrical vessel based on the use of laboratory values of the oil and water density, a preliminary estimate of the water content is made, only the water is drained from the vessel water, measure its density, fill the vessel again with well products, repeatedly repeat this operation of oil accumulation to an acceptable level, and then measure the density of the oil.

3. The method according to claim 1, characterized in that in cases where the water cut in the production of the well is small and the accuracy of measuring the density of water is low, the laboratory value of the density of water is used.