СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОЛИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ В ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF DETERMINING THE FORMATION WATER SHARE IN THE PRODUCTION OF OIL WELLS

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.
Применяемые в настоящее время лабораторные методы измерения влагосодержания сырой нефти базируются на выделении воды из сырой нефти с помощью химических реакций или физических воздействий на сырую нефть с последующим измерением массы воды и вычислением влагосодержания с учетом массы анализируемой пробы сырой нефти.
К этим методам относятся
- метод перегонки (метод Дина и Старка) ASTM D 95, ASTM D 4006, ГОСТ 2477,
- метод центрифугирования ASTM D 4007,
- метод К. Фишера ASTM D 4377, ГОСТ 24614, а также автоматические титраторы.
Проведенные исследования метрологических характеристик методоз показывают следующее: методы перегонки и центрифугирования имеют систематические погрешности (заниженные результаты измерений), что говорит о неполном отделении воды из нефти.
В настоящее время методы перегонки и центрифугирования аттестованы только до 1% влагосодержания.
Метод Карла Фишера включает в себя титрование пробы известной массы с реагентом К.Фишера. Метод получил применение при определении малых значений влагосодержания, например остаточного влагосодержания нефти при приготовлении эталонных водонефтяных эмульсий. Титратор по методу К. Фишера включен в состав Государственного эталона единицы влагосодержания нефти и нефтепродуктов. Метод К. Фишера по ASTM D 4377 аттестован до 5% влагосодержания нефти.
Рассмотренные методы экспериментально не аттестованы для измерений влагосодержания сырой нефти до 99%. Методы перегонки и центрифугирования имеют существенные систематические погрешности. Процесс измерений выполняется с участием лаборанта.
Методы имеют дополнительную погрешность за счет отбора и подготовки пробы.
Если в основу рассмотренных лабораторных методов положено выделение пластовой воды из сырой нефти, то в основу влагомеров нефти положено разделение информации о свойствах нефти и пластовой воды на основе косвенных данных. Поэтому влагомеры нефти имеют существенные дополнительные погрешности и при различных условиях измерений могут иметь разную точность измерений. Так, наиболее точные влагомеры нефти в диапазонах измерения объемной доли пластовой воды 50-70% и 70-100% имеют предел абсолютной погрешности соответственно ±0,9% и ±1,4%, что при больших значениях объемных долей пластовой воды не обеспечивает требования ГОСТ 8.615 по достижению погрешности измерения массы сырой нефти без учета пластовой воды ±15%.
Поэтому разработка эталонного влагомера для диапазона измерения влагосодержания сырой нефти до 99% бесперспективна. Создать эталонный влагомер удалось только для измерения влагосодержания товарной нефти до 2%, где нет влияющих факторов, которые присущи сырой нефти и условия измерений стабильные.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения содержания доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что сырую нефть в вертикальной цилиндрической емкости доводят отстоем на нефть и пластовую воду, определяют плотность пластовой воды и нефти в составе сырой нефти как частное от деления разности минимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно пластовой воды и нефти. Массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по выбранным значениям плотности пластовой воды и сырой нефти (патент РФ №2396427 от 10.08.2010 г.).
Недостатками известного способа является следующее.
Во-первых, низкая точность определения массовой доли пластовой воды в продукции скважины, обусловленная отсутствием учета в разделенной сырой нефти, остаточного содержания доли пластовой воды в сырой нефти, так как предусматривается расслоение в вертикальной цилиндрической емкости только на нефть и пластовую воду. Известно, что даже подготовленная товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 может иметь массовую долю пластовой воды до 1%.
Во-вторых, низкая точность измерения плотности расслоенной сырой нефти косвенным методом измерения с учетом разностей гидростатических давлений и уровнем жидкостей в емкости.
Способ также не может обеспечить требуемую точность определения содержания доли пластовой воды, которая необходима при учете сырой нефти, так как предусматривается определение доли пластовой воды только при делении сырой нефти на пластовую воду и нефть, без промежуточного слоя - водонефтяной смеси. Кроме того, не определена потенциальная точность измерения массовой доли воды.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти.
Достижение предела абсолютной погрешности определения содержания пластовой воды в сырой нефти не более 0,1% в диапазоне содержания пластовой воды в сырой нефти от 0 до 99%.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения массовой и объемной доли пластовой воды в сырой нефти в автоматическом режиме.
Это будет способствовать созданию эталонных измерительных установок, аттестации методик измерений массы сырой нефти на скважинах и в конечном итоге повышению точности учета сырой нефти продукции скважин.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды, с выходом газа, и в процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти, сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также  объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле
где М - значение массы сырой нефти,
В
М - значение массы пластовой воды,
НВ
М - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды,
- значение средней плотности сырой нефти,
- значение средней плотности пластовой воды,
- значение средней плотности водонефтяной смеси,
- значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды,
- значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером,
значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.
При поступлении сырой нефти из скважины в вертикальной цилиндрической емкости измерительной установки скапливается сырая нефть. В течение заданного времени отстоя происходит расслоение сырой нефти на три слоя: пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. После истечения заданного времени всю расслоенную сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости насосом сливают по жидкостному каналу. В жидкостном канале последовательно установлены массомер (вибрационного типа) и влагомер с диапазоном измерения от 0 до 30% объемной доли пластовой воды, которые измеряют в течение цикла слива: массомер - массу и плотность каждого слоя сырой нефти, а влагомер - объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды.
При сливе насосом расслоенной сырой нефти по жидкостному каналу массомером и влагомером измеряются
- масса М и средняя плотность  сырой нефти за время цикла слива,
В
- масса М и средняя плотность  пластовой воды за время с начала цикла слива до момента начала уменьшения плотности сырой нефти,
НВ
- масса М и средняя плотность  водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды за время от момента начала уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива,
- средняя плотность  сырой нефти с малым содержанием воды за время с момента окончания уменьшения плотности до окончания цикла слива,
- объемная доля воды  в сырой нефти, измеренная влагомером за время с момента окончания уменьшения плотности до окончания цикла слива.
В результате определяют следующие значения массы и плотности и доли воды в течение цикла слива.
1. Масса сырой нефти за время цикла слива
з
где Т - время окончания цикла слива.
2. Масса пластовой воды до времени начала уменьшения плотности сырой нефти
1
где T - время начала уменьшения плотности сырой нефти.
3. Масса водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от времени начала уменьшения плотности сырой нефти до времени окончания цикла слива
1
где T - время начала уменьшения плотности сырой нефти,
3
Т - время окончания цикла слива.
4. Средняя плотность пластовой воды до времени начала уменьшения плотности сырой нефти
1
где T - время начала уменьшения плотности сырой нефти.
5. Средняя плотность водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от момента начала уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива
1
где T - время начала уменьшения плотности сырой нефти,
з
Т - время окончания цикла слива.
6. Средняя плотность сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от времени окончания уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива
2
где T - временя окончания уменьшения плотности сырой нефти,
з
Т- время окончания цикла слива.
7. Средняя плотность сырой нефти от начала до окончания цикла слива
з
где Т - время окончания цикла слива.
8. Средняя доля пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренная влагомером
2
где Т - время окончания уменьшения плотности сырой нефти,
з
Т- время окончания цикла слива.
Определяются значения объемной доли пластовой воды в каждом слое сырой нефти за цикл слива:
- объемная доля пластовой воды
- объемная доля пластовой воды в водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды
- объемная доля воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренная влагомером, -
Определяются значения массовой доли пластовой воды в каждом слое сырой нефти за цикл слива:
- массовая доля пластовой воды
- массовая доля воды в водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды
- массовая доля воды в нефти с малым содержанием пластовой воды
Массовая доля пластовой воды расслоенной сырой нефти за цикл слива вычисляется по формуле
Объемная доля пластовой воды в расслоенной сырой нефти за цикл слива вычисляется по формуле
При оценке погрешности определения массовой и объемной доли пластовой воды в сырой нефти следует учесть, что значения параметров, используемых для определения доли пластовой воды, измеряются массомером и влагомером за короткие промежутки времени цикла слива. Это гарантирует неизменность погрешностей измерений массы и плотности массомером за цикл слива, а изменение погрешности измерения доли воды влагомером - в пределах его допускаемой погрешности. Погрешность массомера по каналу измерения массы характеризуется относительной погрешностью, а по каналу измерения плотности абсолютной погрешностью. Поэтому погрешность определения значений отношений масс  и  будет характеризоваться только случайной составляющей погрешности массомера по каналу измерения массы.
При определении значения отношения ϕ, которое равняется отношению разностей средних плотностей  абсолютные погрешности измеренных массомером плотностей будут компенсироваться и погрешность определения значения отношения ϕ будет также характеризоваться случайной абсолютной погрешностью массомера по каналу измерения плотности.
Погрешности определения значений отношений  и  будут сведены к минимуму, так как в числителях и знаменателях используются значения средней плотности, измеренные с одинаковыми абсолютными погрешностями.
3
Экспериментально было установлено, что за время 4 часа работы изменение погрешности массомера типа CMF 025 Micro Moution характеризуется только изменениями случайной составляющей погрешности, которая при измерении массы не превысила 0,01%, а при измерении плотности не превысила 0,005 кг/м. Ввиду малости этих величин для решения нашей задачи ими можно пренебречь.
В предлагаемом способе одним и тем же средством измерения - массомером в течение цикла слива, с учетом начала и окончания изменения плотности расслоенной сырой нефти, за короткий промежуток времени измеряются и вычисляются масса и средняя плотность пластовой воды, масса и средняя плотность водонефтяной смеси и средняя плотность нефти с малым содержанием пластовой воды, что позволяет не учитывать погрешности массомера при вычислении значений отношений  и  и вычислять абсолютные погрешности объемной и массовой долей пластовой воды в сырой нефти в процентах по формулам
M
1
2
ΔW=К⋅К(1-ϕ)(1-ΔW)⋅100,
0
1
3
ΔW=К⋅К(1-ϕ)(1-ΔW)⋅100,
где коэффициенты  а также  принимаются постоянными за цикл слива,
ΔW - допускаемая абсолютная погрешность влагомера в долях.
Таким образом, в заявляемом способе абсолютные погрешности массовой и объемной долей пластовой воды в сырой нефти определяются с допускаемой погрешностью влагомера ΔW при сливе расслоенной сырой нефти и уменьшаются за счет постоянных значений отношения  и коэффициента  которые меньше 1.
Это позволит в заявляемом способе обеспечить предел абсолютной погрешности определения доли пластовой воды в сырой нефти не более 0,1% в диапазоне содержания пластовой воды в сырой нефти от 0 до 99%.