СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2016 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины.

Известен способ определения обводненности продукции пластов в их смеси (заявка РФ №2010129093, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.01.2012 г.), включающий отбор проб из каждого продуктивного пласта с определением параметров продукции, последующий отбор проб добываемой смеси продукций и ее анализ, причем в параметрах продукции определяют ионный (химический) состав вод каждого пласта, а затем при их совместной эксплуатации измеряют дебит каждого пласта, общий дебит и обводненность смеси, химическим анализом определяют ионный (химический) состав смеси вод и по нему вычисляют обводненность продукции каждого пласта.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса определения обводненности продукции пластов.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.06.2014 г.), 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. 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.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.

Известен способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности (патент РФ №2484246, МПК Е21В 47/10, опубликовано 10.06.2013 г.), включающий формирование сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенным в пластовый флюид, заданных уровней в скважине, измерение интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами, измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов, помещенных в восходящий или нисходящий поток пластового флюида реального сечения ствола скважины, при этом дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями, а плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента.

Недостатком данного способа является сложность процесса определения плотности флюида нефтяного пласта.

Задачей изобретения является разработка способа непрерывного контроля обводненности продукции нефтяной скважины.

Техническим результатом является упрощение технологического процесса определения обводненности продукции нефтяной скважины за счет обеспечения непрерывного контроля и повышение точности измерения.

Указанный технический результат достигается способом определения обводненности продукции нефтяной скважины, включающим 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 T₂ соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов F_S=T₁/T₂, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

ρ_Ж=0,577m³(1-F_S ^1,5)²/{dm²Lm²W(1+F_S)³},

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:

B=ρ_Ж-ρ_Н/ρ_В-м_Н,

где ρ_Ж - плотность жидкости, ρ_Н - плотность нефти, ρ_В - плотность воды.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где изображена принципиальная схема устройства для определения обводненности продукции нефтяной скважины в виде счетчика жидкости.

Счетчик жидкости нефтяной скважины содержит мерный блок 1, выполненный в виде механических весов, состоящих из первой мерной камеры 2 и второй мерной камеры 3, поочередно принимающих поток нефтегазоводяной смеси, датчик опорожнения 4, срабатывающий от магнита 5, которые размещены в герметичном кожухе 6, снабженном приемным 7 и выкидным 8 трубными узлами. Выкидной трубный узел 8 соединен с выходным коллектором 9. Датчик опорожнения 4 соединен с вычислительным блоком 10 посредством проводника 11. Вычислительный блок 10 выполнен с возможностью автоматического измерения времени наполнения мерных камер, накопления серии мерных циклов и периодического вычисления плотности жидкости по предложенной формуле. Первая мерная камера 2 мерного блока 1 снабжена постоянным грузом 12 для получения искусственной асимметрии фаз мерных циклов счетчика.

Практическая реализация способа состоит в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают непрерывным потоком в приемный трубный узел 7 счетчика жидкости, затем смесь поступает в мерный блок 1, состоящий из двух одинаковых мерных камер 2 и 3. Заполнение первой мерной камеры 2 мерного блока приводит к нарушению условия равновесия и сливу жидкости из первой камеры через выкидной трубный узел 8 в выходной коллектор 9 счетчика жидкости, затем этот процесс повторяется во второй мерной камере 3 мерного блока. Слившаяся жидкость и излишек свободного газа одновременно вытесняются в выходной коллектор 9. В связи с тем, что первая мерная камера 2 снабжена постоянным грузом dm 12, объем и вес жидкости, необходимый для опрокидывания первой мерной камеры, как и время наполнения ее уменьшаются, т.к. жидкость наливается до накопления массы опрокидывания, а не до наполнения камеры. Это приводит к разбалансировке весов счетчика жидкости и цикл переключений становится несимметричным. Время заполнения первой мерной камеры с грузом уменьшится, а во вторую мерную камеру без груза потребуется больше жидкости, чем обычно, чтобы перевесить груз, прикрепленный к первой мерной камере. Т.е. получаем, что 0<(Fs=T₁/T₂)<1, где T₁ - время заполнения камеры с грузом, T₂ - время заполнения камеры без груза. Кроме того, груз подбирается таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания при плотности нефтегазоводяной смеси 0,8…0,9 кг/л. Путем несложных математических выкладок легко определить, что глубина асимметрии циклов обусловлена, главным образом, соотношением dm/m (dm - вес груза, m - масса ковша) и связана с плотностью жидкости. Если отслеживать асимметричность, т.е. фактически длительности фаз цикла T₁ и T₂, то можно на «ходу» оценивать плотность смеси и определять обводненность продукции смеси. Осуществляют контроль трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения t_i-1, t_i, t_i+1, которые соответствуют трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика жидкости, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй мерной камеры и наоборот. В вычислительный блок предварительно заносят значения массы мерной камеры m, массы груза dm, плеча груза относительно центра поворота Lm, ширины мерной камеры W, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости. В вычислительный блок подают сигналы с датчика опорожнения и он автоматически определяет длительность фаз цикла счетчика согласно соотношению:

T1_i=MIN(Tx_i; Ty_i)=MIN(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)

T2_i=MAX(Tx_i; Ty_i)=MAX(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)

Вычислительный блок производит вычисление величины асимметрии фаз цикла согласно соотношению:

Fs_i=MIN(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)/МАХ(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i), и производит определение плотности поступающей в счетчик жидкости согласно формулы:

ρ_Ж=0,577m³(1-F_S ^1,5)²/{dm²Lm²W(1+F_S)³},

где F_S=T₁/T₂, a T₁ и T₂ длительности соответствующих фаз цикла.

Вычислительный блок производит вычисление обводненности продукции нефтяной скважины из соотношения: B=ρ_Ж-ρ_Н/ρ_В-ρ_Н,

где ρ_Ж - плотность жидкости, ρ_Н - плотность нефти, ρ_В - плотность воды.

Таким образом, предложенный способ определения обводненности продукции нефтяной скважины позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρ_Ж=0,577m³(1-F_S ^1,5)²/{dm²Lm²W(1+F_S)³}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения. Обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения: B=ρ_Ж - ρ_H / ρ_B-ρ_H, где ρ_Ж - плотность жидкости, ρ_H - плотность нефти, ρ_B - плотность воды. Использование предлагаемого способа позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения. 1 ил.

Способ определения обводненности продукции нефтяной скважины, 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 F_S=Т₁/Т₂, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

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:
B=ρ_Ж - ρ_H / ρ_B-ρ_H,
где ρ_Ж - плотность жидкости, ρ_H - плотность нефти, ρ_B - плотность воды.