RU2807959C1 - Method for determining water cut in oil well production - Google Patents
Method for determining water cut in oil well production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807959C1 RU2807959C1 RU2023125522A RU2023125522A RU2807959C1 RU 2807959 C1 RU2807959 C1 RU 2807959C1 RU 2023125522 A RU2023125522 A RU 2023125522A RU 2023125522 A RU2023125522 A RU 2023125522A RU 2807959 C1 RU2807959 C1 RU 2807959C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- product
- water cut
- measuring chamber
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 100
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in determining water cut in oil well production samples.
Известен способ определения содержания объемной доли воды в нефтях и нефтепродуктах (патент RU № 2256900, МПК G01N 5/04, опубл. 20.07.2005 Бюл. № 20), включающий отбор пробы в мерные емкости, предварительно взвешиванием устанавливают массу воды Мв в мерной емкости по метке при температуре 20°С, также взвешиванием устанавливают массу обезвоженного любым способом нефтепродукта Мно в мерной емкости по метке при температуре 20°С, причем после этого в мерную емкость, например колбу, отбирают исследуемую (анализируемую) пробу уровнем несколько ниже метки и взвешиванием определяют массу исследуемой пробы mн, затем термостатируют мерную емкость с исследуемой пробой и доливают дистиллированной водой до уровня метки, взвешивают и вычисляют массу долитой воды ΔМв, после этого находят приведенную массу пробы Мн по формулеThere is a known method for determining the content of the volume fraction of water in oils and petroleum products (patent RU No. 2256900, IPC G01N 5/04, publ. 07.20.2005 Bulletin No. 20), including taking a sample into measuring containers, pre-weighing the mass of water Mw in the measuring container. according to the mark at a temperature of 20°C, also by weighing, the mass of the oil product Mno, dehydrated by any method, is determined in a measuring container according to the mark at a temperature of 20°C, and after that, the test (analyzed) sample is taken into a measuring container, for example a flask, at a level slightly below the mark and by weighing determine the mass of the test sample mn, then thermostate the measuring container with the test sample and add distilled water to the level of the mark, weigh and calculate the mass of the added water ΔMw, then find the reduced mass of the sample Mn using the formula
Мн=mн⋅Мв/(Мв-ΔМв),Mn=mn⋅Mv/(Mv-ΔMv),
объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формулеthe volumetric water content in the test sample (water cut) W is calculated using the formula
W=(Mн-Мно)/(Мв-Мно).W=(Mn-Many)/(Mv-Many).
Недостатками данного способа являются необходимость отбора проб и доставки их в специальные лаборатории, что приводит к большим затратам времени, и сложность реализации из-за необходимости проведения анализа температуры, продукта, приведение полученных результатов к типовым параметрам (20ºС) с последующими сложными расчетами.The disadvantages of this method are the need to take samples and deliver them to special laboratories, which leads to a lot of time, and the complexity of implementation due to the need to analyze the temperature of the product, bring the results to standard parameters (20ºС) with subsequent complex calculations.
Известен также способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент RU № 2520251, МПК E21B 47/10, E21B 43/38, E21B 49/08, опубл. 20.06.2014 Бюл. № 17), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности, причем определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.There is also a known method for determining the water cut of an oil producing well (patent RU No. 2520251, MPK E21B 47/10, E21B 43/38, E21B 49/08, publ. 06.20.2014 Bulletin No. 17), including separating gas from the well production and holding to the state of stratification into oil and water, measuring the height of the liquid column, based on the relative position of the liquid-gas and water-oil interfaces, determining the volumetric value of water cut, and the determination is carried out in a well, which is supplied with a tubing string with an electric centrifugal pump and a check valve on At the end, to determine the water cut, a well is selected, located in the area of the middle of the oil reservoir, with production modes close to the average for the reservoir, the well is operated for at least the time it takes to reach the operating mode, and before separating gas from the well production and holding until the state of stratification into oil and The water is stopped from the well and technological holding is carried out.
Недостатками данного способа являются необходимость остановки скважины и проведение технологической выдержки (обычно не менее 2-3 ч) для разделения продукции скважины, что приводит к снижению добычи продукции скважины на время остановки, и отсутствие учета наличия промежуточного слоя, что снижает точность определения обводненности.The disadvantages of this method are the need to shut down the well and conduct a technological shutdown (usually at least 2-3 hours) to separate the well production, which leads to a decrease in well production during the shutdown, and the lack of taking into account the presence of an intermediate layer, which reduces the accuracy of determining water cut.
Известен также способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора (патент RU № 2299322, МПК E21B 47/10, опубл. 20.05.2007 Бюл. № 14), заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, 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 плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера измерительной емкости, и плотности нефти, при этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу, причем плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления продукции скважины в измерительную емкость 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.There is also a known method for measuring the flow rate of oil wells in sealed collection systems (patent RU No. 2299322, IPC E21B 47/10, published on May 20, 2007 Bulletin No. 14), which consists in partially filling a measuring tank of a calibrated volume after purging the well with production separated well production for a pre-designated time, taking into account the maximum productivity of the device, with the gas and liquid drain lines open to the collector, after the appointed time, the flow of well products into the measuring tank is stopped, the partially separated well products contained in the level meter reservoir of the measuring tank are treated with chemicals and heated, maintained until the state of separation into oil and water, then the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature are measured, the productivity of the liquid is calculated, and then the volumetric value of water cut is judged from the relative position of the liquid-gas and water-oil interface lines, and the mass ratio of water-oil is determined using the values of the density of water measured in the reservoir of the level gauge of the measuring tank, and the density of oil, while taking into account the amount of liquid that remains in the separator - measuring tank system after it is “purged” with the well product before starting the measurement procedure, and then, simultaneously with the closing of the gas and opening of the liquid lines to the collector, the flow of well production into the measuring tank is resumed and, having determined the rate of emptying of the measuring tank and excess pressure, the gas productivity is calculated, and the density of the water is determined until the water completely leaves the level gauge tank when it is emptied after the resumption of the flow of well production into the measuring tank by dividing the difference in the hydrostatic pressure of the liquid column in the level gauge tank before and after the departure of part of the water column by the difference in the corresponding levels of this liquid column, and the density of the oil is determined after the complete removal of water from the level gauge tank when it is emptied after the resumption of flow well production into the measuring tank by dividing the value of the hydrostatic pressure remaining at the time of measuring the liquid column by its height.
Недостатками способа являются сложность реализации и низкая надежность из-за наличия большого количества операций и точно настраиваемых сепараторов и большие затраты времени на получение точных результатов, так как требуется полное разделение продукции скважины.The disadvantages of the method are the complexity of implementation and low reliability due to the presence of a large number of operations and finely tuned separators, and the large amount of time required to obtain accurate results, since complete separation of well production is required.
Наиболее близким по технической сущности является способ определения обводненности продукции нефтяной скважины (патент RU № 2595103, МПК E21B 47/10, опубл. 20.08.2016 Бюл. № 23), включающий подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одну из двух одинаковых мерных камер счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая мерная камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй мерной камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй и наоборот, определение времени наполнения T1 и Т2 соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов FS=Т1/Т2, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:The closest in technical essence is a method for determining the water cut of an oil well (patent RU No. 2595103, IPC E21B 47/10, published on August 20, 2016 Bulletin No. 23), which includes feeding a continuous flow of oil and gas mixture alternately into one of two identical measuring chambers of the meter liquids and their cyclic unloading by tipping into the flow line, wherein the first measuring chamber is equipped with a constant load, which is selected in such a way that the capacity of the second measuring chamber is sufficient to reach the threshold tipping mass, recording the time of three consecutive moments of operation of the contactless emptying sensor, corresponding to three consecutive moments emptying of the measuring chambers of the meter, while the moment of emptying the first measuring chamber is considered the moment when filling the second one begins and vice versa, determining the filling time T 1 and T 2 , respectively, of the first and second measuring chambers of the liquid meter, taken as a cycle phase, calculating the asymmetry value of the cycle phases F S = T 1 / T 2 , determination of the density of the liquid entering the measuring chambers of the meter:
где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости, и их значения предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения, а обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения:where m is the mass of the measuring chamber, dm is the mass of the load, Lm is the arm of the load relative to the center of rotation of the measuring chamber, W is the width of the measuring chamber, which are constant values for the liquid meter, and their values are previously entered into the computing unit, into which a signal is also supplied from the emptying sensor, and the water cut of the oil well production is determined from the ratio:
B=ρж – ρн / ρв – ρн,B=ρ f – ρ n / ρ in – ρ n ,
где ρж - плотность жидкости, ρн - плотность нефти, ρв - плотность воды.where ρf is the density of the liquid, ρn is the density of oil, ρw is the density of water.
Недостатком этого способа являются наличие подвижных элементов в постоянном потоке продукции скважины, что при осаждении асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из продукции в камерах и на их оси вращения резко снижается точность измерения и требует замены, очистки и/или настройки счетчика жидкости, приводящие к большим затратам времени и средств.The disadvantage of this method is the presence of moving elements in the constant flow of well production, which, when asphalt, resin, paraffin deposits (ARPD) are deposited from the product in the chambers and on their axis of rotation, the measurement accuracy sharply decreases and requires replacement, cleaning and/or adjustment of the liquid meter, leading to high costs time and money.
Техническим результатом является создание способа определения обводненности продукции (нефтегазоводяной смеси) нефтяных скважин, позволяющего увеличить межремонтный период (по сравнению с наиболее близким аналогом) и сохранить точность измерения весь срок службы измерительного прибора за счет периодической подачи в мерную камеру продукции скважины, отсутствия подвижных частей и учета наличия промежуточного слоя.The technical result is the creation of a method for determining the water cut of the product (oil-gas-water mixture) of oil wells, which makes it possible to increase the turnaround period (compared to the closest analogue) and maintain measurement accuracy throughout the service life of the measuring device due to the periodic supply of well production to the measuring chamber, the absence of moving parts and taking into account the presence of an intermediate layer.
Техническим решением является способ определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающий: подачу продукции по входной линии в мерную камеру для измерения параметров продукции, анализ этих параметров с определением обводненности и циклический сброс продукции в выкидную линиюThe technical solution is a method for determining the water cut of oil well products, including: feeding the product through the input line into a measuring chamber to measure product parameters, analyzing these parameters with determining the water cut and cyclically discharging the product into the flow line
Новым является то, что предварительно отстаивают пробы продукции в лабораторных условиях с определением технологического времени получения устойчивых уровней нефти и воды, а также – объема и обводненности промежуточного слоя, исходя из которого определяют поправочный коэффициент к обводненности продукции, получаемой измерением уровней нефти и воды, в качестве мерной камеры используют вертикальную емкость в виде правильной призмы или цилиндра, оснащённую уровнемерами воды и нефти, подачу продукции по входной линии осуществляют периодически одновременно со сбросом продукции по выкидной линии прокачкой 2-4 объемов мерной камеры для полного замещения продукции в мерной камере, в качестве параметров измеряют уровни воды и нефти после технологической выдержки в течение технологического времени, полученный результат обводненности продукции в виде отношения уровней воды и нефти умножают на поправочный коэффициент для снижения погрешности измерений.What is new is that product samples are preliminarily defended in laboratory conditions with the determination of the technological time for obtaining stable levels of oil and water, as well as the volume and water cut of the intermediate layer, based on which a correction factor is determined for the water cut of the product obtained by measuring oil and water levels, in a vertical container in the form of a regular prism or cylinder, equipped with water and oil level gauges, is used as a measuring chamber; the supply of products through the inlet line is carried out periodically simultaneously with the discharge of products through the flow line by pumping 2-4 volumes of the measuring chamber to completely replace the products in the measuring chamber, as parameters, water and oil levels are measured after technological holding for a technological time, the resulting product water cut in the form of the ratio of water and oil levels is multiplied by a correction factor to reduce the measurement error.
Новым также является то, что продукцию пласта в мерной камере во время технологической выдержки нагревают до 15ºС – 20ºС.What is also new is that the formation product in the measuring chamber is heated to 15ºС – 20ºС during technological holding.
На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин реализуется в следующей последовательности.The method for determining the water cut of oil well production is implemented in the following sequence.
Пробы продукции со скважин (не показаны) месторождения отправляют в лабораторию, где их исследуют. Выбранный общий объем (Vо) проб заливают в емкость. Определяют время (технологическое время) отстаиванием, при котором образуются устойчивые уровни нефти и воды. При этом в емкости образуется переходный слой между отстоявшимися водой и нефтью, объем которого и обводненность в основном не зависят от общей обводненности продукции, а зависит от состава нефти на данном месторождении. Снизу емкости сливают воду до промежуточного слоя с определением объема воды (Vв), а сверху – отбирают нефть (Vн).Product samples from wells (not shown) in the field are sent to a laboratory where they are examined. The selected total volume (V o ) of samples is poured into the container. The time (technological time) is determined by settling, at which stable levels of oil and water are formed. In this case, a transition layer is formed in the tank between settled water and oil, the volume of which and water cut generally do not depend on the total water cut of the product, but depend on the composition of the oil in a given field. From the bottom of the container, water is drained to the intermediate layer with the determination of the volume of water (V in ), and oil is taken from the top (V n ).
Общая обводненность продукции без учета промежуточного слоя определяется по формуле по формуле:The total water cut of the product without taking into account the intermediate layer is determined by the formula:
, [1] , [1]
где В – обводненность продукции, %;where B is the water cut of the product, %;
Vо – общий объем продукции, м3;V o – total volume of production, m 3 ;
Vв – объем выделившейся воды, м3.V in – volume of released water, m3 .
Объем промежуточного слоя составляет:The volume of the intermediate layer is:
[2] [2]
где Vпр – объем промежуточного слоя, м3;where Vpr is the volume of the intermediate layer, m3 ;
Vо – общий объем продукции, м3;V o – total volume of production, m 3 ;
Vв – объем выделившейся нефти, м3 V in – volume of released oil, m 3
Vв – объем выделившейся воды, м3.V in – volume of released water, m3 .
Оставшийся промежуточный слой оставшимся объемом (Vпр) воздействием (ультразвуком или вращением) также расслаивают на воду (Vв1) и нефть. После чего определяют обводненность промежуточного слоя:The remaining intermediate layer with the remaining volume (V in ) is also stratified into water (V in1 ) and oil by exposure (ultrasound or rotation). Then the water content of the intermediate layer is determined:
, [3] , [3]
где Впр – обводненность промежуточного слоя, %;where Vpr is the water content of the intermediate layer, %;
Vпр – объем промежуточного слоя, м3; Vpr – volume of the intermediate layer, m3 ;
Vв1 – объем выделившейся из промежуточного слоя воды, м3.V in1 – volume of water released from the intermediate layer, m3 .
Определяют долю (γ) промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции (Vо):The share (γ) of the intermediate layer from the total volume of measured products (V o ) is determined:
[4] [4]
где γ – доля промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции, ед;where γ is the share of the intermediate layer from the total volume of measured products, units;
Vпр – объем промежуточного слоя, м3; Vpr – volume of the intermediate layer, m3 ;
Vо – общий объем продукции, м3. V o – total volume of production, m 3.
После чего определяют поправочный коэффициент (k), учитывающий обводненность промежуточного слоя, для скважин выбранного месторождения:Then the correction factor (k) is determined, taking into account the water cut of the intermediate layer, for wells of the selected field:
[5] [5]
где k – поправочный коэффициент, ед.;where k is the correction factor, units;
γ – доля промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции, ед.;γ – share of the intermediate layer from the total volume of measured products, units;
В – обводненность продукции, %;В – water cut of products, %;
Впр – обводненность промежуточного слоя, %.In pr – water content of the intermediate layer, %.
На месторождениях Республики Татарстан технологическое время отстоя при температурах не ниже 10ºС составляет 2–3 ч. Обводненность промежуточного слоя составляет 58–65 % (Впр= 58 – 65 %), а доля промежуточного слоя составляет 0,06-0,11 (γ=0,06 – 0,11) в зависимости от месторождения.In the fields of the Republic of Tatarstan, the technological settling time at temperatures not lower than 10ºС is 2–3 hours. The water cut of the intermediate layer is 58–65% ( Wpr = 58–65%), and the share of the intermediate layer is 0.06–0.11 (γ =0.06 – 0.11) depending on the deposit.
В качестве мерной камеры используют вертикальную емкость 1 в виде правильной призмы или цилиндра, оснащённую уровнемерами воды и нефти. Так как объем жидкости равен в такой емкости 1:A vertical container 1 in the form of a regular prism or cylinder, equipped with water and oil level meters, is used as a measuring chamber. Since the volume of liquid in such a container is equal to 1:
[6] [6]
где Vо – общий объем продукции в емкости 1, м3;where V o is the total volume of products in container 1, m 3 ;
S – площадь основания и поперечного сечения емкости 1, м2;S – area of the base and cross-section of container 1, m2 ;
hн – уровень нефти в емкости 1, м.h n – oil level in tank 1, m.
[7] [7]
где Vв –объем воды в емкости 1, м3;where V in is the volume of water in container 1, m 3 ;
S – площадь основания и поперечного сечения емкости 1, м2;S – area of the base and cross-section of container 1, m2 ;
hв – уровень воды в емкости 1, м.h in – water level in tank 1, m.
Подставляя уравнения [6] и [7] в уравнение [1] получаем:Substituting equations [6] and [7] into equation [1] we obtain:
, [8] , [8]
где В – обводненность продукции, %;where B is the water cut of the product, %;
hв – уровень воды в емкости 1, м;h in – water level in tank 1, m;
hн – уровень нефти в емкости 1, м.h n – oil level in tank 1, m.
То есть для определения обводненности продукции достаточно знать уровни нефти и воды в емкости 1.That is, to determine the water cut of the product, it is enough to know the levels of oil and water in tank 1.
В качестве уровнемеров воды и нефти возможно использование в виде:As water and oil level gauges it is possible to use in the form of:
1. двух поплавков (не показаны) для измерения соответствующих уровней нефти и воды, один из которых имеет плотность менее плотности нефти, а другой – более плотности нефти, но менее плотности воды;1. two floats (not shown) for measuring the corresponding levels of oil and water, one of which has a density less than the density of oil, and the other - more than the density of oil, but less than the density of water;
2. измерителей сопротивления (аналогично патенту на ПМ RU № 184117) с привязкой изменений сопротивления к уровню соответствующих жидкостей;2. resistance meters (similar to the patent for PM RU No. 184117) with linkage of resistance changes to the level of the corresponding liquids;
3. инфракрасных излучателей и приемников (аналогично патенту на ПМ RU № 140008);3. infrared emitters and receivers (similar to the patent for PM RU No. 140008);
4. или т.п.4. or the like
На конструкцию уровнемеров воды и нефти и способ их измерения автор не претендует.The author does not claim the design of water and oil level gauges and the method of measuring them.
Емкость 1 мерную камеру в сборе присоединяют входной линией 2 к трубопроводу 3, перекачивающему продукцию скважин (не показаны), со стороны закачки в него, а выкидной линией 4 – со стороны сброса. Причем входная 2 и выкидная 3 линии оборудуют управляемыми блоком управления (БУ – не показан) клапанами 5, выполненными с возможностью синхронного открытия и закрытия по сигналу с БУ. Время открытия выбирают из прокачки продукции скважин как минимум 2-х объёмов емкости 1, что достаточно для полной замены старой пробы, сбрасываемой в трубопровод 3, на новую, отбираемую из трубопровода 3. За счет времени открытия и закрытия клапанов 5 объем прокачки через емкость 1 может достигать и 4-х объёмов. Так как выкидной патрубок 4 соединен с трубопроводом 3 со стороны сброса, а входного 2 – со стороны закачки в трубопровод 3, то смешения старой и новой проб не происходит.Capacity 1 measuring chamber assembly is connected by inlet line 2 to pipeline 3 pumping well products (not shown) from the injection side, and by flow line 4 from the discharge side. Moreover, the input 2 and discharge 3 lines are equipped with valves 5, controlled by a control unit (CU - not shown), made with the possibility of synchronous opening and closing based on a signal from the CU. The opening time is selected from the pumping of well products of at least 2 volumes of tank 1, which is sufficient to completely replace the old sample discharged into pipeline 3 with a new one taken from pipeline 3. Due to the opening and closing time of valves 5, the volume of pumping through tank 1 can reach 4 volumes. Since the discharge pipe 4 is connected to pipeline 3 from the discharge side, and the inlet pipe 2 is connected to the injection pipe into pipeline 3, mixing of old and new samples does not occur.
Время открытия t клапанов 5 для заполнения 2-х объемов емкости 1 определяют по формуле:The opening time t of valves 5 to fill 2 volumes of container 1 is determined by the formula:
[9] [9]
где t – время открытия t клапанов 5, с;where t is the opening time t of valves 5, s;
Vе – объем емкости 1 мерной камеры, м3;V e – capacity volume of 1 dimensional chamber, m 3 ;
vтр – скорость потока продукции в трубопроводе 3, при открытых клапанах 5 такая же и во входной линии 2, м/с;v tr – product flow velocity in pipeline 3, with valves 5 open, the same in input line 2, m/s;
sвх – площадь поперечного сечения входной линии 2, м2.s in – cross-sectional area of the input line 2, m 2 .
После соединений линий 2 и 4 с трубопроводом 3 по сигналу с блока управления клапаны 5 открываются на время t, достаточное для заполнения как минимум 2-х объемов емкости 1. После отстаивания пробы в емкости 1 в течение как минимум технологического времени считывают информацию с уровнемеров воды и нефти, сигналы с которых по кабелю направляются блок анализа (БА – не показан). В БА по формуле [8] определяют предварительную обводненность продукции В, после умножения ее на поправочный коэффициент k получают обводненность продукции В1 с учетом промежуточного слоя.After connecting lines 2 and 4 with pipeline 3, upon a signal from the control unit, valves 5 open for a time t sufficient to fill at least 2 volumes of container 1. After settling the sample in container 1 for at least the technological time, information is read from water level meters and oil, the signals from which are sent via cable to the analysis unit (BA - not shown). In BA, according to the formula [8], the preliminary water cut of product B is determined, after multiplying it by the correction factor k, the water cut of product B 1 is obtained, taking into account the intermediate layer.
После чего циклы открытия клапанов 5 и определения обводненности продукции в емкости 1 повторяют для обеспечения контроля обводненности продукции скважин в постоянном и автономном режиме.After that, the cycles of opening valves 5 and determining the water cut of the product in tank 1 are repeated to ensure control of the water cut of the well products in a constant and autonomous mode.
При нахождении емкости 1 в теплом помещении (не показано) или в теплое время года (при температуре окружающей среды не менее 10ºС) все процессы отстаивания проходят в штатном режиме, а при температуре ниже 10ºС – замедляются. Поэтому рекомендуется при температуре окружающей среды ниже 10ºС оборудовать емкость 1 нагревателем (например, электрическим или жидкостным теплообменником – не показаны) для обеспечения в емкости 1 мерной камеры во время технологической выдержки нагрева до 15ºС – 20ºС и обеспечения гарантированного отстоя пробы продукции в ней. Для нагрева выше 20ºС потребуются дополнительный расход энергии, а нагрев ниже 15ºС может не обеспечить температуру продукции выше 10ºС из-за потерь энергии.When container 1 is in a warm room (not shown) or in the warm season (at an ambient temperature of at least 10ºC), all settling processes proceed as normal, and at temperatures below 10ºC they slow down. Therefore, it is recommended that at an ambient temperature below 10ºC, the container should be equipped with 1 heater (for example, an electric or liquid heat exchanger - not shown) to provide 1 measuring chamber in the container during the technological heating period to 15ºC - 20ºC and ensure guaranteed sedimentation of the product sample in it. Heating above 20ºC will require additional energy consumption, and heating below 15ºC may not provide product temperatures above 10ºC due to energy losses.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
На одном из месторождений Республики Татарстан в лабораторных условиях определили: технологическое время отстоя при температурах не ниже 10ºС составляет 2,3 ч, для гарантированного отстоя выбираем – 2,5 ч. Обводненность продукции составила 81% (В=81%), а промежуточного слоя - 61 % (Впр= 61 %), а доля промежуточного слоя составляет 0,09 (γ=0,09). At one of the fields of the Republic of Tatarstan, in laboratory conditions it was determined: the technological settling time at temperatures not lower than 10ºC is 2.3 hours, for guaranteed settling we select 2.5 hours. The water cut of the product was 81% (B = 81%), and the intermediate layer - 61% ( Bpr = 61%), and the share of the intermediate layer is 0.09 (γ = 0.09).
По формуле [5] определили поправочный коэффициент:Using formula [5], the correction factor was determined:
Как видим при отсутствии учета наличия промежуточного слоя погрешность составляет более 2%.As we can see, if the presence of an intermediate layer is not taken into account, the error is more than 2%.
Применили для анализа проб вертикальную цилиндрическую емкость с объемом 5 дм3 (Vе=0,005 м3), скорость потока продукции в трубопроводе составила 1,5 м/с (vтр=1,5 м/с), а площадь поперечного сечения входной линии 2 – 3,14 см2 (sвх=0,000314 м2).A vertical cylindrical container with a volume of 5 dm 3 (V e = 0.005 m 3 ) was used to analyze samples, the flow rate of the product in the pipeline was 1.5 m/s (v tr = 1.5 m/s), and the cross-sectional area of the inlet line 2 – 3.14 cm 2 (s in = 0.000314 m 2 ).
По формуле [5] определили время открытия t клапанов 5:Using formula [5], we determined the opening time t of valves 5:
Приняли t=21,5 с.We took t=21.5 s.
После соединений линий 2 и 4 с трубопроводом 3 по сигналу с блока управления клапаны 5 открываются на время t=21,5 с, достаточное для заполнения как минимум 2-х объемов емкости 1. После отстаивания пробы в емкости 1 в течение как минимум технологического времени 2,5 ч, после чего считывают информацию с уровнемеров воды и нефти (hв=1,3 м и hн=1,5 м), сигналы с которых по кабелю 6 направляются в БА. В блоке анализа по формуле [8] определяют предварительную обводненность продукции (В≈86,7%), после умножения ее на поправочный коэффициент (k=0,978) получают обводненность продукции (В1=84,74%) с учетом промежуточного слоя. Как показали лабораторные исследования с использованием полного разделения продукции скважин (В1=84,39%) отклонения от реальных показателей составили ≈0,4 %, в отличие от устройств, не учитывающих наличие промежуточного слоя, где расчетные показатели от лабораторных как минимум на 2%, что при больших объемах добычи продукции скважин очень существенно.After connecting lines 2 and 4 with pipeline 3, upon a signal from the control unit, valves 5 open for a time t = 21.5 s, sufficient to fill at least 2 volumes of container 1. After settling the sample in container 1 for at least the technological time 2.5 hours, after which information is read from water and oil level gauges (h in = 1.3 m and h n = 1.5 m), the signals from which are sent via cable 6 to the BA. In the analysis block, according to the formula [8], the preliminary water cut of the product is determined (B≈86.7%), after multiplying it by a correction factor (k=0.978), the product water cut is obtained (B 1 =84.74%), taking into account the intermediate layer. As shown by laboratory studies using complete separation of well production (B 1 = 84.39%), deviations from real indicators amounted to ≈0.4%, in contrast to devices that do not take into account the presence of an intermediate layer, where the calculated indicators from the laboratory ones are at least 2 %, which is very significant for large volumes of well production.
После чего цикл забора продукции скважин из трубопровода 3 и отстой проб в емкости 1 повторят с получением обводненности продукции на постоянной основе, что дает возможность проведение технологических операций в скважинах для поддержания обводненности нефти в допустимых (рентабельных) для данного месторождения пределах.After that, the cycle of sampling wells from pipeline 3 and settling samples in tank 1 will be repeated to obtain the water cut of the product on an ongoing basis, which makes it possible to carry out technological operations in the wells to maintain the oil water cut within acceptable (profitable) limits for a given field.
При этом простота конструкции позволяет увеличить межремонтный период по сравнению с аналогом в 8 – 12 раз (с 6 мес., до 4 – 6 лет).At the same time, the simplicity of the design makes it possible to increase the overhaul period compared to the analogue by 8–12 times (from 6 months to 4–6 years).
Предлагаемый способ определения обводненности продукции нефтяных скважин позволяющего увеличить межремонтный период (по сравнению с наиболее близким аналогом) и сохранить точность измерения весь срок службы измерительного прибора за счет периодической подачи в мерную камеру продукции скважины, отсутствия подвижных частей и учета наличия промежуточного слоя.The proposed method for determining the water cut of oil well production allows to increase the turnaround period (compared to the closest analogue) and maintain measurement accuracy throughout the service life of the measuring device due to the periodic supply of well production to the measuring chamber, the absence of moving parts and taking into account the presence of an intermediate layer.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807959C1 true RU2807959C1 (en) | 2023-11-21 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5394339A (en) * | 1992-03-30 | 1995-02-28 | Paul-Munroe Hydraulics Inc. | Apparatus for analyzing oil well production fluid |
| RU2340772C2 (en) * | 2006-09-21 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| RU2595103C1 (en) * | 2015-07-08 | 2016-08-20 | Ринат Раисович Хузин | Method of determining water content of oil well product |
| RU2637672C1 (en) * | 2016-10-27 | 2017-12-06 | Юрий Вениаминович Зейгман | Method for determining water content of borehole oil |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5394339A (en) * | 1992-03-30 | 1995-02-28 | Paul-Munroe Hydraulics Inc. | Apparatus for analyzing oil well production fluid |
| RU2340772C2 (en) * | 2006-09-21 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| RU2595103C1 (en) * | 2015-07-08 | 2016-08-20 | Ринат Раисович Хузин | Method of determining water content of oil well product |
| RU2637672C1 (en) * | 2016-10-27 | 2017-12-06 | Юрий Вениаминович Зейгман | Method for determining water content of borehole oil |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1117280C (en) | Automatic well test system and method of operating the same | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US6212948B1 (en) | Apparatus and method to obtain representative samples of oil well production | |
| RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
| CN211718025U (en) | High-temperature high-pressure fluid solid phase deposition simulation device | |
| US20230093403A1 (en) | Method and system for separating and analyzing multiphase immiscible fluid mixtures | |
| CN106988723A (en) | Weighing three-phase metering device and measuring method thereof | |
| US20230086247A1 (en) | System and Method for Separating and In-Situ Analyzing A Multiphase Immiscible Fluid Mixture | |
| CN111189736A (en) | High-temperature high-pressure fluid solid phase deposition simulation device | |
| RU2328597C1 (en) | Process and device of oil well yield measurement at group facilities | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| RU2610745C1 (en) | Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| RU2807959C1 (en) | Method for determining water cut in oil well production | |
| RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| CN108843315A (en) | A kind of calculation method of sensor-type comprehensive automation metering device and oil quality | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2225507C1 (en) | Device for measuring water percentage in oil in wells | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2695909C1 (en) | Method of determining water content of oil well product | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| CN207278249U (en) | A kind of quick oil-water metering device | |
| RU2779533C1 (en) | Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole |