RU2807959C1 - Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины. Предложен способ определения обводненности продукции нефтяных скважин, который включает подачу продукции по входной линии в мерную камеру для измерения параметров продукции, анализ этих параметров с определением обводненности и циклический сброс продукции в выкидную линию. 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. Технический результат - увеличение межремонтного периода и повышение точности измерений. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

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

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 формуле

Мн=mн⋅Мв/(Мв-ΔМв),

объемное содержание воды в исследуемой пробе (обводненность) W вычисляют по формуле

W=(Mн-Мно)/(Мв-Мно).

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.

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.

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.

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.

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.

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 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_н / ρ_в – ρ_н,

где ρ_ж - плотность жидкости, ρ_н - плотность нефти, ρ_в - плотность воды.

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.

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.

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 линию

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.

Новым также является то, что продукцию пласта в мерной камере во время технологической выдержки нагревают до 15ºС – 20ºС.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин реализуется в следующей последовательности.

Пробы продукции со скважин (не показаны) месторождения отправляют в лабораторию, где их исследуют. Выбранный общий объем (V_о) 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 (V_в), а сверху – отбирают нефть (V_н).

Общая обводненность продукции без учета промежуточного слоя определяется по формуле по формуле:

, [1]

где В – обводненность продукции, %;

V_о – общий объем продукции, м³;

V_в – объем выделившейся воды, м³.

Объем промежуточного слоя составляет:

[2]

где V_пр – объем промежуточного слоя, м³;

V_о – общий объем продукции, м³;

V_в – объем выделившейся нефти, м³

V_в – объем выделившейся воды, м³.

Оставшийся промежуточный слой оставшимся объемом (V_пр) воздействием (ультразвуком или вращением) также расслаивают на воду (V_в1) и нефть. После чего определяют обводненность промежуточного слоя:

, [3]

где В_пр – обводненность промежуточного слоя, %;

V_пр – объем промежуточного слоя, м³;

V_в1 – объем выделившейся из промежуточного слоя воды, м³.

Определяют долю (γ) промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции (V_о):

[4]

где γ – доля промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции, ед;

V_пр – объем промежуточного слоя, м³;

V_о – общий объем продукции, м^3.

После чего определяют поправочный коэффициент (k), учитывающий обводненность промежуточного слоя, для скважин выбранного месторождения:

[5]

где k – поправочный коэффициент, ед.;

γ – доля промежуточного слоя от общего объема измеряемой продукции, ед.;

В – обводненность продукции, %;

В_пр – обводненность промежуточного слоя, %.

На месторождениях Республики Татарстан технологическое время отстоя при температурах не ниже 10ºС составляет 2–3 ч. Обводненность промежуточного слоя составляет 58–65 % (В_пр= 58 – 65 %), а доля промежуточного слоя составляет 0,06-0,11 (γ=0,06 – 0,11) в зависимости от месторождения.

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:

[6]

где V_о – общий объем продукции в емкости 1, м³;

S – площадь основания и поперечного сечения емкости 1, м²;

h_н – уровень нефти в емкости 1, м.

[7]

где V_в –объем воды в емкости 1, м³;

S – площадь основания и поперечного сечения емкости 1, м²;

h_в – уровень воды в емкости 1, м.

Подставляя уравнения [6] и [7] в уравнение [1] получаем:

, [8]

где В – обводненность продукции, %;

h_в – уровень воды в емкости 1, м;

h_н – уровень нефти в емкости 1, м.

То есть для определения обводненности продукции достаточно знать уровни нефти и воды в емкости 1.

В качестве уровнемеров воды и нефти возможно использование в виде:

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;

2. измерителей сопротивления (аналогично патенту на ПМ RU № 184117) с привязкой изменений сопротивления к уровню соответствующих жидкостей;

3. инфракрасных излучателей и приемников (аналогично патенту на ПМ RU № 140008);

4. или т.п.

На конструкцию уровнемеров воды и нефти и способ их измерения автор не претендует.

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.

Время открытия t клапанов 5 для заполнения 2-х объемов емкости 1 определяют по формуле:

[9]

где t – время открытия t клапанов 5, с;

V_е – объем емкости 1 мерной камеры, м³;

v_тр – скорость потока продукции в трубопроводе 3, при открытых клапанах 5 такая же и во входной линии 2, м/с;

s_вх – площадь поперечного сечения входной линии 2, м².

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.

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.

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.

Пример конкретного выполнения.

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 % (В_пр= 61 %), а доля промежуточного слоя составляет 0,09 (γ=0,09).

По формуле [5] определили поправочный коэффициент:

Как видим при отсутствии учета наличия промежуточного слоя погрешность составляет более 2%.

Применили для анализа проб вертикальную цилиндрическую емкость с объемом 5 дм³ (V_е=0,005 м³), скорость потока продукции в трубопроводе составила 1,5 м/с (v_тр=1,5 м/с), а площадь поперечного сечения входной линии 2 – 3,14 см² (s_вх=0,000314 м²).

По формуле [5] определили время открытия t клапанов 5:

Приняли t=21,5 с.

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 (h_в=1,3 м и h_н=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.

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.

При этом простота конструкции позволяет увеличить межремонтный период по сравнению с аналогом в 8 – 12 раз (с 6 мес., до 4 – 6 лет).

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.

Claims (2)

1. 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 линию, отличающийся тем, 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.

2. Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающийся тем, что продукцию пласта в мерной камере во время технологической выдержки нагревают до 15-20°С.