СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ Российский патент 2025 года по МПК E21B49/00 G01N9/36 G01N33/26 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения влагосодержания извлекаемой продукции пласта непосредственно на скважинах.

Одним из периодически контролируемых параметров разработки нефтяного месторождения является обводненность добываемой продукции нефтяных скважин. Практика измерения обводненности нефтяной скважины основана на периодическом отборе проб продукции скважины с устьевого пробоотборника, расположенного на выкидной линии (манифольде) скважины.

Извлекаемая продукция нефтяных скважин представляет собой трехкомпонентную нефтегазоводяную смесь (НГВС), причем при измерениях обводненности требуется удалить газовую фазу, значительно влияющую на результаты измерений содержания пластовой воды и делающую невозможным точное его определение на нефтяных скважинах без предварительной сепарации газа. Для измерения количества пластовой воды и газа в продукции скважины обычно эти компоненты отделяют друг от друга сепаратором, а затем отдельными приборами измеряют их количество (патент РФ №2114398, конвенционный приоритет от 10.04.1992 US 07/866387, опубл.27.06.1998). Недостатками такого способа измерения являются громоздкость сепараторов и трудоемкость их обслуживания, приводящие к низкой точности измерения параметров.

Также известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МИК E21B 47/10, «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины», опубл. 20.06.2014 г.), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и пластовую воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и пластовая вода - нефть, определение объемного значения обводненности. Глубинные измерения проводят в скважине, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, а для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в средней части 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.

Недостатками данного способа являются сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и недостаточная точность аппаратуры для глубинных измерений.

К числу известных относится способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин (патент РФ №2396427, опубл. 10.08.2010), заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащуюся 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. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют, как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления к соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости. Выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины. Техническим результатом является упрощение алгоритма определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины, повышение точности измерения высокой и низкой обводненности продукции скважины.

Аналогичным по технической сущности является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора (патент РФ №2299322, опубл. 20.05.2007), в котором измерительную емкость наполняют частично отсепарированной жидкостью. Эту жидкость обрабатывают химреагентами, нагревают и выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру. Затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности. Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении, а плотность нефти определяют после полного ухода нефти из резервуара уровнемера при его опорожнении.

Общим недостатком приведенных технических решений является невысокая точность определения обводненности, обусловленная необходимостью регистрации уровней раздела фаз - нефти и воды при их последовательном сливе. Кроме того, часть водной фазы при разделении фаз может оставаться в нефти в эмульгированном состоянии с малыми размерами капель, диаметром 0,5...10 мкм и меньше.

Также к числу аналогов по технической сущности к заявляемому относится способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора (патент РФ № 2220282, заявл. 20.06.2002, опубл.27.12.2003, БИ №36), включающий наполнение измерительной емкости калиброванного объема продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения жидкости газом из емкости после закрытия газовой и открытия сливной жидкостной линий на коллектор и расчет производительности по жидкости, нефти, пластовой воде и газу на основе полученных данных и известных плотностей нефти и попутной воды, содержащихся в продукции скважины. По истечении заданного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости и гидростатическое давление, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием сливной жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость.

К числу недостатков приведенного способа относится сложность технологии и набора технических средств подготовки жидкостей для измерений, а также несоответствие условий измерения плотностей нефти и пластовой воды, выполненных в лабораторных условиях, фактическим условиям измерения плотностей в калиброванной измерительной емкости, находящейся под избыточным давлением. Присутствие остаточного количества растворенного газа в жидкостях, заполняющих измерительную емкость, находящуюся под давлением, существенно снижает их плотность в сравнении с плотностью дегазированных жидкостей, измеряемых лабораторным путем при атмосферном давлении. Это в значительной мере снижает точность измерений прежде всего содержания пластовой воды в нефти с помощью измерительной емкости установки.

Наиболее близким по технической сущности является способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины (патент RU № 2779533 C1, заявл. 06.07.2021, опубл.08.09.2022, БИ №25).

Способ включает отбор пробы продукции скважины, дегазацию ее при атмосферном давлении до полного ее освобождения от пузырькового газа, замеры высоты столба жидкости в калиброванном цилиндрическом сосуде и гидростатического давления жидкости в нем. После разделения части эмульсии на нефть и воду последовательно производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда водой, нефтью и затем эмульсией. После заполнения сосуда каждой жидкостью измеряют их уровни в сосуде ультразвуковым уровнемером и соответствующие им величины гидростатических давлений. Плотности нефти и воды рассчитывают по соотношению гидростатического давления и высоты столба каждой жидкости, а обводненность эмульсии рассчитывается с учетом измеренных плотностей нефти и воды.

Способ обладает недостатком, состоящим в сложности измерения гидростатического давления жидкости. Необходимо установить чувствительный элемент датчика непосредственно на уровне днища цилиндрического сосуда. Оседающие твердые частицы в продукции скважины на чувствительном элементе требует их постоянного удаления, что постепенно приводит к риску износа указанного элемента датчика и выхода его из строя.

Кроме того, применение в способе двух принципиально разных средств измерения уровня жидкости в сосуде и давления в нижней его части увеличивает погрешность расчетов обводненности.

Техническими задачами предлагаемого способа являются упрощение и повышение надежности его осуществления, а также снижение погрешности в расчетах обводненности.

Решение технических задач достигается тем, что способ определения влагосодержания нефти на промыслах, включающий отбор пробы продукции скважины и полную сепарацию газа из нефти при атмосферном давлении, после чего пробу делят на две части, одну из которых подвергают деэмульсации путем центрифугирования или нагрева с добавлением деэмульгатора для расслоения на нефть и воду, далее в калиброванный цилиндрический сосуд заливают отделенную пластовую воду и измеряют ее уровень в сосуде, после чего в другой цилиндрический сосуд того же диаметра и высоты, соединенный своим днищем с днищем первого сосуда трубкой с краном для ее перекрытия, наливают пресную воду с плотностью 1000 кг/м³ до уровня, превышающего уровень жидкости в первом сосуде, и измеряют ее уровень, после чего производят перепуск пресной воды из второго сосуда в первый и по достижении равновесия столбов жидкостей в сообщающихся сосудах производят закрытие крана трубки и повторное измерение пониженного уровня пресной воды во втором сосуде, далее рассчитывают плотность пластовой воды, после этого последовательно по указанной схеме определяют плотности безводной нефти и водонефтяной эмульсии, далее по полученным данным плотностей рассчитывают обводненность нефти.

На фиг.1 и 2 представлены принципиальные схемы реализации способа.

Схема на фиг.1 включает два калиброванных сосуда 1 и 2 одного и того же диаметра, в верхней части которых установлены измерители уровня жидкости 3 и 4, например ультразвуковые с направленным вертикально вниз излучением звуковых волн. Днища сосудов 1 и 2 соединены между собой трубкой 5 малого диаметра с краном 6 ее перекрытия. К верхним частям сосудов 1 и 2 подведены соответственно краны 7 и 8 для налива жидкостей, а к нижним частям сосудов - соответственно краны 9 и 10 для слива жидкостей. Электронная часть схемы для регистрации и обработки информации содержит источник питания 11, плюсовую 12 линию, соединяющую источник питания с ультразвуковыми уровнемерами 3 и 4, а также с контроллером 13. Минусовая линия 14 источника питания 11 также соединена с контроллером 13. Ультразвуковые уровнемеры 3 и 4 соединены с контроллером 13 линиями 15 и 16 аналоговых сигналов. Цифровая информация о плотностях нефти, пластовой воды и обводненности продукции скважины из контроллера 13 выводится на дисплей 17.

Измерениям плотностей нефти и воды предшествует калибровка цилиндрических сосудов 1 и 2. С этой целью в сосудах 1 и 2 уровнемерами 3 и 4 измеряют уровни сухого дна (H_д) и вносят результаты измерений в программу контроллера 13. В последующих расчетах высоты столба жидкости в сосуде H_ст.ж. после измерения уровня жидкости H_ж тем же уровнемером контроллер 13 рассчитывает высоту столба жидкости, как разность уровней:

Н_ст.ж. = Н_д – H_ж (1)

В дальнейших измерениях и расчетах при заполнении сосуда нефтью, пластовой водой или водонефтяной эмульсией левая часть формулы (1), параметр Н_ст.ж., будет обозначать расчетные значения соответственно высоты столбов пластовой воды, безводной нефти или водонефтяной эмульсии.

После отбора пробы продукции скважины ее дегазируют при атмосферном давлении до полного отделения пузырькового газа и делят на две части, одну из которых подвергают центрифугированию или нагреву с добавлением деэмульгатора для полного разделения нефти и пластовой воды. Далее одну из фаз продукции скважины, например пластовую воду при закрытых кранах 6, 9 и 10, заливают через кран 7 в калиброванный цилиндрический сосуд 1, измеряют ультразвуковым уровнемером 3 уровень H_ж, и программа контроллера 13 рассчитывает высоту столба пластовой воды (H_1.0) по формуле (1).

Далее в цилиндрический сосуд 2 через кран 8 также при закрытых кранах 6, 9 и 10 заливают пресную воду с плотностью 1000 кг/м³ до уровня, превышающего уровень пластовой воды в сосуде 1. Измерением уровнемером 4 уровня H_ж программа рассчитывает уровень пресной воды H_2.0 в сосуде 2. После этого открывают кран 6, и пресная вода благодаря большему уровню в сосуде 2 будет перетекать снизу в сосуд 1. Учитывая, что плотность пластовой воды в сосуде 1 превышает плотность пресной воды в сосуде 2, ее уровень в этом сосуде выбирают достаточным для обеспечения перетока воды из сосуда 2 в сосуд 1 после открытия крана 6. Во избежание частичного перемешивания жидкостей в сосуде 1 при перетоке жидкости из сосуда 2 диаметр трубки 5 выбирают небольшим, к примеру 3...4 мм. Переток жидкости из сосуда 2 прекратится при достижении равенства гидростатических давлений в нижних сечениях обоих сосудов 1 и 2. При этом в сосуд 1 поступит снизу пресная вода в объеме, пропорциональном изменению уровня (Н_2.0 – H_2.1) в сосуде 2. Это изменение будет точно равно повышению уровня измеряемой жидкости в сосуде 1 (Н_1.1 – Н_1.0). Для расчетов изменения уровней воды в сосудах 1 и 2 производится повторное измерение уровня пресной воды Н_2.1 в сосуде 2.

При поступлении пресной воды из сосуда 2 в сосуд 1 с минерализованной водой на границе раздела вод может происходить их некоторое смешение. Это не повлияет на расчет гидростатического давления в сосуде 1 благодаря правилу аддитивности расчета средней плотности вод при их смешении.

При достижении равенства гидростатических давлениях Р_ст.1 и Р_ст.2 в нижних сечениях обоих сосудов справедливо равенство:

где: ρ_пл.в и ρ_пр.в - плотности пластовой и пресной вод;

g - ускорение силы тяжести.

Плотность пластовой воды, изначально налитой в сосуд 1, программа рассчитывает по формуле:

Аналогично рассчитывается по предыдущей схеме плотность нефти при ее наливе в сосуд 1 после слива из него водной смеси через кран 9 и промывки сосуда. Плотность нефти программа рассчитывает также по формуле (3), в которой левая часть будет уже соответствовать плотности нефти ρ_н.

После слива нефти и промывки сосуда 1 в нее наливают через кран 7 эмульсию нефти с водой, и после аналогичных измерений уровней жидкостей в сосудах 1 и 2 программа рассчитывает плотность эмульсии по формуле (3), в которой левая часть будет соответствовать плотности водонефтяной эмульсии ρ_эм.

Обводненность эмульсии (В) в долях единицы программа рассчитывает по формуле:

В формулу (4) программа контроллера подставляет плотности нефти ρ_н, пластовой воды ρ_пл.в и водонефтяной эмульсии ρ_эм, рассчитанные соответственно по формуле (3), и выводит на дисплей 12 содержание пластовой воды (В) в продукции скважины.

Технико-экономическими преимуществами предложенного способа являются простота и надежность схемы реализации определения содержания пластовой воды и высокая точность в расчетах обводненности благодаря предварительным измерениям и расчетам плотностей нефти и пластовой воды в одинаковых условиях одними и теми же методами и прибором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения влагосодержания извлекаемой продукции пласта непосредственно на скважинах. Техническим результатом является упрощение трудоемкости определения влагосодержания скважинной продукции и повышение надежности, а также снижение погрешности в расчетах обводненности. Заявлен способ определения влагосодержания нефти на промыслах, включающий отбор пробы продукции скважины и полную сепарацию газа из нефти при атмосферном давлении, после чего пробу делят на две части, одну из которых подвергают деэмульсации путем центрифугирования или нагрева с добавлением деэмульгатора для расслоения на нефть и воду, далее в калиброванный цилиндрический сосуд заливают отделенную пластовую воду и измеряют ее уровень в сосуде, после чего в другой цилиндрический сосуд того же диаметра и высоты, соединенный своим днищем с днищем первого сосуда трубкой с краном для ее перекрытия, наливают пресную воду с плотностью 1000 кг/м³ до уровня, превышающего уровень жидкости в первом сосуде, и измеряют ее уровень, после чего производят перепуск пресной воды из второго сосуда в первый и по достижении равновесия столбов жидкостей в сообщающихся сосудах производят закрытие крана трубки и повторное измерение пониженного уровня пресной воды во втором сосуде, далее рассчитывают плотность пластовой воды, после этого последовательно по указанной схеме определяют плотности безводной нефти и водонефтяной эмульсии, далее по полученным данным плотностей рассчитывают обводненность нефти. 2 ил.

Способ определения влагосодержания нефти на промыслах, включающий отбор пробы продукции скважины и полную сепарацию газа из нефти при атмосферном давлении, после чего пробу делят на две части, одну из которых подвергают деэмульсации путем центрифугирования или нагрева с добавлением деэмульгатора для расслоения на нефть и пластовую воду, далее в калиброванный цилиндрический сосуд заливают отделенную пластовую воду и измеряют ее уровень в сосуде, после чего в другой цилиндрический сосуд того же диаметра и высоты, соединенный своим днищем с днищем первого сосуда трубкой с краном для ее перекрытия, наливают пресную воду с плотностью 1000 кг/м³ до уровня, превышающего уровень жидкости в первом сосуде, и измеряют ее уровень, после чего производят перепуск пресной воды из второго сосуда в первый и по достижении равновесия столбов жидкостей в сообщающихся сосудах производят закрытие крана трубки и повторное измерение пониженного уровня пресной воды во втором сосуде, далее рассчитывают плотность пластовой воды, после этого последовательно по указанной схеме определяют плотности безводной нефти и водонефтяной эмульсии, далее по полученным данным плотностей рассчитывают обводненность нефти.