Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения содержания пластовой воды в продукции скважины для получения информации для контроля за разработкой нефтяного месторождения. Технически результат заключается в повышении точности замеров и расчетов содержания пластовой воды в продукции скважины. 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. При этом отобранную пробу продукции скважины делят на две части, одну часть отобранной продукции скважины разделяют на нефть и пластовую воду, например, с применением деэмульгаторов, центрифугированием или нагревом. Затем производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда вначале одной разделенной жидкостью, например нефтью, измеряют высоту ее столба и гидростатическое давление в сосуде, по которым рассчитывают плотность нефти, затем после освобождения от нефти сосуд очищают от нее и заполняют разделенной пластовой водой для аналогичных измерений и расчетов ее плотности. После чего в освобожденный сосуд заливают другую часть пробы продукции скважины и производят измерения высоты столба водонефтяной смеси и гидростатического давления в сосуде, а расчет содержания пластовой воды в продукции скважины производят на основе полученной плотности водонефтяной смеси и полученных в предыдущих измерениях значений плотностей нефти и пластовой воды. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения содержания пластовой воды в продукции скважины для получения информации для контроля за разработкой нефтяного месторождения.

Разработка нефтяных месторождений основана на скважинном учете добычи нефти и пластовой воды с тем, чтобы контролировать степень нефтеизвлечения как в целом по залежи или месторождению, так и решать эту задачу отдельно по зонам объекта разработки. Традиционная практика оценки обводненности нефтедобывающей скважины основана на периодическом отборе проб продукции скважины с устьевого пробоотборника, расположенного на выкидной линии (манифольде) скважины.

Присутствие свободного газа в продукции скважины, представляющей собой трехкомпонентную нефтегазоводяную смесь (НГВС), значительно влияет на результаты измерений содержания пластовой воды в ней или делает 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).

Однако недостатками способа измерения являются громоздкость сепараторов и трудоемкость их обслуживания, приводящие к низкой точности измерения параметров.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 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, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, а 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.

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

Известен 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.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является 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.

Недостатками приведенного способа, выбранного в качестве прототипа, являются 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 прототипа.

Технической задачей заявляемого способа является повышения точности замеров и расчетов содержания пластовой воды в продукции скважины.

Решение технической задачи состоит в том, что в известном способе измерения содержания пластовой воды в продукции скважины, включающем 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, согласно изобретению, отобранную пробу продукции скважины делят на части, при этом часть отобранной продукции скважины разделяют на нефть и пластовую воду, например, с применением деэмульгаторов, центрифугированием или нагревом, после чего производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда вначале одной разделенной жидкостью, например нефтью, измеряют высоту ее столба и гидростатическое давление в сосуде, по которым рассчитывают плотность нефти, затем после освобождения от нефти сосуд очищают от нее и заполняют разделенной пластовой водой для аналогичных измерений и расчетов ее плотности, после чего в освобожденный сосуд заливают оставшуюся часть пробы продукции скважины и производят измерения высоты столба водонефтяной смеси и гидростатического давления в сосуде, а расчет содержания пластовой воды в продукции скважины производят на основе полученной плотности водонефтяной смеси и полученных в предыдущих измерениях значений плотностей нефти и пластовой воды.

На чертеже представлена принципиальная схема реализации способа.

В верхней части цилиндрического сосуда 1 установлен измеритель уровня жидкости 2, например, ультразвуковой с направленным вертикально вниз излучением звуковых волн, а в нижней части сосуда 1 установлен датчик давления 3 таким образом, что его чувствительный элемент 4 (мембрана) был расположен на уровне дна сосуда 1. В верхнюю и нижнюю части сосуда подведены краны 5 и 6 соответственно для заполнения его жидкостью и последующего слива. Электронная часть схемы для регистрации и обработки информации содержит источник питания 7, плюсовую 8 линию, соединяющую источник питания с ультразвуковым уровнемером 2, контроллером 9 и датчиком давления 3. Минусовая линия 10 источника питания 7 также соединена с указанными устройствами 2, 9 и 3. Ультразвуковой уровнемер 2 и датчик давления 3 соединены с контроллером 9 линиями 11 и 12 аналоговых сигналов. Цифровая информация о плотностях нефти, пластовой воды и обводненности продукции скважины из контроллера 9 выводится на дисплей 13.

Перед началом измерений цилиндрический сосуд 1 калибруют. Для этого ультразвуковым уровнемером 2 измеряют уровень сухого дна цилиндрического сосуда 1 (Н_д) и вносят этот замер как нулевое значение высоты уровня жидкости в сосуде в программу контроллера 9. В последующих расчетах высоты столба жидкости в сосуде после измерения уровня жидкости Н_ж контроллер 9 рассчитывает высоту столба жидкости, как разность уровней:

В дальнейших измерениях и расчетах при заполнении сосуда нефтью, пластовой водой или водонефтяной смесью в левой части формулы (1) параметр Н_в.ж. будет обозначать расчетные значения соответственно высоты столбов нефти (Н_в.н.), пластовой воды (Н_в.в.) или водонефтяной смеси (Н_в.см).

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 нефть, заливают через кран 5 в калиброванный цилиндрический сосуд 1 и измеряют Н_ж и рассчитывают высоту столба нефти (Н_в.н.) по формуле (1), а также измеряют гидростатическое давление Р_г.н. в сосуде 1 датчиком давления 3. Контроллер 9 рассчитывает плотность нефти по формуле:

где: g - ускорение силы тяжести.

Полученное значение плотности (ρ_н) нефти фиксируется в контроллере 9. Далее, после слива нефти и очистки от нее стенок сосуда 1, аналогичные измерения и расчеты производятся после заполнения сосуда 1 разделенной пластовой водой. Расчетное значение плотности пластовой воды (ρ_в) также фиксируется контроллером 9:

Объем первоначально отбираемой пробы продукции из скважины определяется его достаточностью для заполнения сосуда 1 порциями измеряемых жидкостей.

Оставшуюся часть пробы продукции скважины после слива пластовой воды из сосуда 1 заливают в него и далее измеряют уровень жидкости в цилиндре и по нему рассчитывают высоту столба водонефтяной смеси в сосуде (Н_в.см), а также соответствующее ему гидростатическое давление Р_г.см. Далее рассчитывают плотность водонефтяной смеси:

Расчет содержания воды (в долях единицы) в продукции скважины производится по формуле:

В формулу (5) программа контроллера подставляет плотности нефти и пластовой воды, рассчитанные соответственно по формулам (2) и (3) и выводит на дисплей содержание пластовой воды (В) в продукции скважины.

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

Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины, включающий 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, отличающийся тем, что отобранную пробу продукции скважины делят на две части, при этом одну часть отобранной продукции скважины разделяют на нефть и пластовую воду, например, с применением деэмульгаторов, центрифугированием или нагревом, после чего производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда вначале одной разделенной жидкостью, например нефтью, измеряют высоту ее столба и гидростатическое давление в сосуде, по которым рассчитывают плотность нефти, затем после освобождения от нефти сосуд очищают от нее и заполняют разделенной пластовой водой для аналогичных измерений и расчетов ее плотности, после чего в освобожденный сосуд заливают другую часть пробы продукции скважины и производят измерения высоты столба водонефтяной смеси и гидростатического давления в сосуде, а расчет содержания пластовой воды в продукции скважины производят на основе полученной плотности водонефтяной смеси и полученных в предыдущих измерениях значений плотностей нефти и пластовой воды.