RU2330269C1

RU2330269C1 - Method for determining water content in oil-well fluid using gamma densitometer

Info

Publication number: RU2330269C1
Application number: RU2007103130/28A
Authority: RU
Inventors: Владимир Григорьевич Белов (RU); Владимир Григорьевич Белов; Сергей Васильевич Ведерников (RU); Сергей Васильевич Ведерников; Владимир Сергеевич Козловский (RU); Владимир Сергеевич Козловский; Хасан Цицоевич Мусаев (RU); Хасан Цицоевич Мусаев; Анатолий Иванович Федосеев (RU); Анатолий Иванович Федосеев; Александр Леонидович Шелехов (RU); Александр Леонидович Шелехов
Original assignee: Хасан Цицоевич Мусаев
Priority date: 2007-01-26
Filing date: 2007-01-26
Publication date: 2008-07-27

Abstract

FIELD: measuring instruments.

SUBSTANCE: fluid is prepared for measuring operations in the following way: it is supplied to a measuring tank mounted atop the wellhead, wherein the fluid undergoes homogenisation to achieve desired homogeneity, for which purpose the content of associated gas being dissolved in the fluid is substantially reduced, the measuring tank is connected therefore to the atmosphere and then gas bubbles are removed from the fluid, for which purpose the pressure in the measuring tank is increased so as to completely dissolve the bubbles, whereafter the water content in the oil-well fluid is determined by means of a gamma densitometer.

EFFECT: achieving the maximal prescribed accuracy of measuring water content in oil-well fluid for a gamma densitometer.

2 cl, 2 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯAPPLICATION AREA

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способам определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера.The invention relates to the field of oil production, and in particular to methods for determining the water content in a liquid produced from an oil well using a gamma-density meter.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

В устройствах, получивших название «гамма-плотномер», измеряется ослабление в веществе потока гамма-квантов, испускаемых радиоактивным источником. Величина ослабления является характеристикой вещества. Такие устройства широко используются для определения состава жидких бинарных смесей. Для интенсивности пучка гамма-квантов, прошедшего слой жидкости протяженностью l, приближенно выполняется соотношениеIn devices called "gamma densitometers", the attenuation in the substance of the flux of gamma rays emitted by a radioactive source is measured. The amount of attenuation is a characteristic of a substance. Such devices are widely used to determine the composition of liquid binary mixtures. For the intensity of a gamma-ray beam transmitted through a liquid layer of length l, the relation

где α - коэффициент ослабления, зависящий от состава жидкости: как правило, чем выше плотность, тем больше величина α, I₀ и I - интенсивности потоков гамма-квантов, регистрируемые приемником в отсутствие и при наличии исследуемой жидкости. Наилучшее приближение достигается при использовании узких, т.е. коллимированых, пучков гамма-квантов [1, с.41].where α is the attenuation coefficient, which depends on the composition of the liquid: as a rule, the higher the density, the higher the value of α, I ₀ and I are the intensities of gamma-ray fluxes recorded by the receiver in the absence and presence of the studied liquid. The best approximation is achieved using narrow, i.e. collimated beams of gamma rays [1, p.41].

Слой жидкости можно характеризовать величиной ослабления D=ln(I₀/I).The liquid layer can be characterized by the attenuation D = ln (I ₀ / I).

Измерения величины D позволяют приближенно рассчитать состав смеси. Все способы определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с помощью гамма-плотномера основаны на различиях в коэффициентах ослабления гамма-квантов. Если добываемая жидкость состоит только из воды и нефти и соответствующие коэффициенты ослабления в воде α_w и в нефти α_o известны, D определяется какMeasurements of the value of D make it possible to approximately calculate the composition of the mixture. All methods for determining the water content in a fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer are based on differences in the attenuation coefficients of gamma rays. If the produced fluid consists only of water and oil and the corresponding attenuation coefficients in water α _w and in oil α _{o are} known, D is defined as

где f_w и f_о=1-f_w - объемные доли воды и нефти. Обозначая D/l=α* - коэффициент ослабления в исследуемой жидкости, нетрудно получить для объемной доли воды, т.е. обводненности продукции:where f _w and f _o = 1-f _w are volume fractions of water and oil. Denoting D / l = α * - attenuation coefficient in the studied liquid, it is easy to obtain for the volume fraction of water, i.e. water cut products:

Именно эта простая формула и используется для расчета содержания воды в водонефтяных смесях или в эмульсиях. Следует отметить, что при использовании на практике гамма-плотномера с уже заданной конфигурацией пучка формула (3), правильно отражающая принцип определения величины f_w, может давать ошибки, хотя и в большинстве случаев незначительные. Эти ошибки являются следствием приближенности основного соотношения (1). Для того, чтобы избежать этих ошибок, на практике выполняют градуировку плотномера, проводя измерения ослабления интенсивности пучков гамма-квантов для смесей с заданным составом при тех же условиях, при которых проводятся и рабочие измерения. В качестве градуировочной кривой используют либо зависимость I(α), либо зависимость I(ρ), где ρ - плотность жидкости. По результатам рабочих измерений и с использованием градуировочной кривой определяют состав смеси.It is this simple formula that is used to calculate the water content in oil-water mixtures or in emulsions. It should be noted that when using a gamma-density meter with a predefined beam configuration in practice, formula (3), which correctly reflects the principle of determining the quantity f _w , can produce errors, although in most cases they are insignificant. These errors are a consequence of the approximation of the main relation (1). In order to avoid these errors, in practice, the density meter is calibrated by measuring the attenuation of the intensity of gamma-ray beams for mixtures with a given composition under the same conditions under which the working measurements are carried out. As the calibration curve, either the dependence I (α) or the dependence I (ρ) is used, where ρ is the density of the liquid. According to the results of working measurements and using the calibration curve, the composition of the mixture is determined.

Гамма-плотномеры, выпускаемые промышленностью, позволяют определять состав бинарной смеси с точностью порядка 1-2% [6]. Такая же точность является достаточной для практических измерений состава жидкости при скважинной добычи нефти. Однако существует ряд факторов, которые заметно искажают результаты измерений, и максимальная установленная для гамма-плотномера точность не достигается. Одним из них является макроскопическая неоднородность жидкости, которая во многих случаях имеет место для водонефтяной смеси. Другим фактором, искажающим результаты измерений при высоком давлении, является присутствие в нефти значительного количества попутного газа, на многих скважинах величина газового фактора достигает значения 100 и более. Еще одним фактором является наличие в жидкости газовых пузырьков малого диаметра, объемную долю которых трудно контролировать.Gamma densitometers produced by industry make it possible to determine the composition of a binary mixture with an accuracy of about 1-2% [6]. The same accuracy is sufficient for practical measurements of fluid composition during downhole oil production. However, there are a number of factors that significantly distort the measurement results, and the maximum accuracy set for the gamma-density meter is not achieved. One of them is the macroscopic heterogeneity of the liquid, which in many cases takes place for a water-oil mixture. Another factor that distorts the measurement results at high pressure is the presence of a significant amount of associated gas in oil; in many wells, the gas factor reaches 100 or more. Another factor is the presence of small diameter gas bubbles in the liquid, the volume fraction of which is difficult to control.

Оценка величины погрешности, связанной с наличием значительного количества попутного газа, иллюстрируется следующим примером. Взяты следующие типовые значения параметров: давление насыщения P_S=8 МПа, давление в точке измерения Р=9 МПа, газовый фактор Г=100, температура T=60°С, плотность добываемой нефти при нормальных условиях ρ_o=888 кг/м³, обводненность добываемой жидкости при нормальных условиях η=80%. В этих условиях в объеме нефти содержится около 1/5 части газа, который выделяется из жидкости при снижении давления. Поэтому из-за разницы в составе жидкости в точке измерения и при нормальных условиях результат определения обводненности будет искажен - измерения гамма-плотномером дадут величину обводненности η≈76%. Для более точной оценки погрешности следует использовать известные методики, которые учитывают также зависимость плотности нефти, попутного газа и воды от давления. Например, расчеты, проведенные по методикам, приведенным в [5, с.2-3], при указанном наборе параметров, показывают, что результат измерения обводненности при высоком давлении искажен не менее чем на 3%. Можно также отметить, что приблизительно такая же величина искажения результатов измерений следует из графиков, приведенных в [4, с.35], для близкого набора параметров.The estimation of the error associated with the presence of a significant amount of associated gas is illustrated by the following example. The following typical parameter values were taken: saturation pressure P _S = 8 MPa, pressure at the measurement point P = 9 MPa, gas factor G = 100, temperature T = 60 ° C, oil density under normal conditions ρ _o = 888 kg / m ³ , water cut of the produced fluid under normal conditions η = 80%. Under these conditions, about 1/5 of the gas that is released from the liquid when the pressure decreases is contained in the volume of oil. Therefore, due to the difference in the composition of the liquid at the measurement point and under normal conditions, the result of determining the water cut will be distorted - measurements with a gamma densitometer will give a water cut of η≈76%. For a more accurate estimate of the error, well-known techniques should be used, which also take into account the dependence of the density of oil, associated gas and water on pressure. For example, the calculations carried out according to the methods given in [5, p.2-3], with the specified set of parameters, show that the result of measuring water cut at high pressure is distorted by at least 3%. It can also be noted that approximately the same amount of distortion of the measurement results follows from the graphs given in [4, p. 35] for a close set of parameters.

Тот факт, что наличие незначительного количества пузырьков газа может существенно искажать результаты измерений, можно проиллюстрировать на примере использования гамма-плотномера ИПБ-1К, выпускаемого серийно для нужд нефтяной промышленности организацией «Экофизприбор» [6]. Данный гамма-плотномер использован для определения состава водонефтяной смеси в измерительном объеме, представляющем собой цилиндр внутренним диаметром 6 см и толщиной стенок 5 мм. Минимальная апертура пучка на входе в жидкость составляла 25 мм. В этих условиях типовые значения коэффициентов ослаблений составляют α_w≈0,097 см^-1 и α_o≈0,085 см^-1. Если в данной жидкости содержится некоторая объемная доля пузырьков газа f_g, формула (3) должна быть записана в виде:The fact that the presence of an insignificant amount of gas bubbles can significantly distort the measurement results can be illustrated by the example of using the IPB-1K gamma-ray density meter, which is produced commercially for the needs of the oil industry by the Ecofizpribor organization [6]. This gamma densitometer was used to determine the composition of the oil-water mixture in the measuring volume, which is a cylinder with an internal diameter of 6 cm and a wall thickness of 5 mm. The minimum aperture of the beam at the entrance to the liquid was 25 mm. Under these conditions, the typical values of the attenuation coefficients are α _w ≈0.097 cm ^-1 and α _o ≈0.085 cm ^-1 . If a certain volume fraction of gas bubbles f _g is contained in this liquid, formula (3) should be written in the form:

Для реальной обводненности жидкости f_w=η=70%, без пузырьков величина α^*=0,0935 см^-1. Если же в этой жидкости содержится достаточно малая объемная доля пузырьков f_g=1%, то согласно (4) результат измерения будет η=78%. При увеличении объемной доли пузырьков результаты измерений искажены значительно больше: для f_g=2% получается η=85%. На этом примере показано, что небольшая объемная доля пузырьков заметно искажает результат измерения гамма-плотномером количества воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости.For the actual water cut of the liquid, f _w = η = 70%, without bubbles, the value α ^* = 0.0935 cm ^-1 . If this liquid contains a sufficiently small volume fraction of bubbles f _g = 1%, then according to (4) the measurement result will be η = 78%. With an increase in the volume fraction of bubbles, the measurement results are distorted much more: for f _g = 2%, η = 85% is obtained. This example shows that a small volume fraction of bubbles noticeably distorts the result of measuring the amount of water in a liquid produced from an oil well by a gamma-density meter.

Известен способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера [2], в котором измеряются характеристики продукции, протекающей по трубопроводу. Информация о составе смеси, состоящей из воды, нефти и газа, извлекается расчетным путем из измерений скоростей и расходов жидкости и свободного газа в трубопроводе. Такие измерения проводятся путем анализа корреляции сигналов двух гамма-плотномеров и основаны на том, что скорость движения свободного попутного газа всегда выше. Способ [2] имеет существенные недостатки. Точность измерений, обеспечиваемая гамма-плотномером, не достигается из-за того, что, помимо свободного газа, в исследуемой жидкости, главным образом в нефти, содержится также значительное количество пузырьков. Для повышения точности авторы вводят в расчеты постоянный коэффициент, величину которого определяют экспериментально. Однако очевидно, что объемный процент пузырьков в жидкости не остается постоянным, поэтому невозможно обеспечить стабильной точности измерений. Поскольку измерения проводятся при давлении порядка 1 МПа, в жидкости содержится порядка нескольких процентов [4] попутного газа, который никак не учитывается в расчетах и приводит к соответствующему снижению точности определения содержания нефти. Другим недостатком способа [2] является то, что течение свободного газа в трубопроводе предполагается непрерывным, хотя это предположение справедливо далеко не для всех скважин. Если поток свободного газа, хотя бы временно, прерван, корректно определить содержание нефти в добываемой жидкости данным способом невозможно. Таким образом, данный способ не обеспечивает стабильной точности измерений содержания нефти в добываемой жидкости и, тем более, той точности, которую обеспечивает гамма-плотномер.A known method for determining the water content in the fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer [2], which measures the characteristics of the product flowing through the pipeline. Information about the composition of the mixture, consisting of water, oil and gas, is calculated by calculation from measurements of the velocities and flow rates of liquid and free gas in the pipeline. Such measurements are carried out by analyzing the correlation of the signals of two gamma-densitometers and are based on the fact that the free gas velocity is always higher. The method [2] has significant disadvantages. The measurement accuracy provided by the gamma densitometer is not achieved due to the fact that, in addition to free gas, a significant number of bubbles are also contained in the test liquid, mainly in oil. To increase the accuracy, the authors introduce into the calculations a constant coefficient, the value of which is determined experimentally. However, it is obvious that the volume percentage of bubbles in the liquid does not remain constant; therefore, it is impossible to ensure stable measurement accuracy. Since the measurements are carried out at a pressure of the order of 1 MPa, the liquid contains about several percent [4] of associated gas, which is not taken into account in the calculations and leads to a corresponding decrease in the accuracy of determining the oil content. Another disadvantage of the method [2] is that the flow of free gas in the pipeline is assumed to be continuous, although this assumption is not true for all wells. If the flow of free gas, at least temporarily, is interrupted, it is impossible to correctly determine the oil content in the produced fluid in this way. Thus, this method does not provide stable accuracy in measuring the oil content in the produced fluid and, especially, the accuracy provided by the gamma densitometer.

Известен способ измерения состава бинарных жидкостей с использованием гамма-плотномера [3], который также может применяться для определения количества воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости. Измерения проводят в измерительном объеме, в который помещают исследуемую жидкость при атмосферном давлении. Используется высокоточный гамма-плотномер с узким коллимированным пучком, оснащенный также схемой совпадений. Данный способ позволяет измерять состав многих бинарных жидкостей с точностью ~1%. Однако при измерениях состава жидкости, добываемой из скважины, данный способ имеет существенный недостаток. Жидкость, добываемую из скважины, не освобождают от мелких пузырьков газа, присутствие которых на несколько процентов искажает результат измерений. Объемная доля пузырьков плохо контролируема и не может быть учтена путем соответствующей градуировки. Таким образом, данный способ не позволяет измерять величину η с точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер.A known method of measuring the composition of binary fluids using a gamma densitometer [3], which can also be used to determine the amount of water produced from an oil well fluid. The measurements are carried out in a measuring volume in which the test liquid is placed at atmospheric pressure. A high-precision gamma densitometer with a narrow collimated beam is used, which is also equipped with a coincidence scheme. This method allows you to measure the composition of many binary liquids with an accuracy of ~ 1%. However, when measuring the composition of the fluid produced from the well, this method has a significant drawback. The fluid produced from the well is not exempted from small gas bubbles, the presence of which by several percent distorts the measurement result. The volume fraction of bubbles is poorly controlled and cannot be taken into account by appropriate calibration. Thus, this method does not allow to measure the value of η with the accuracy that a gamma densitometer provides.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является глубинный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости, описанный в [7], [8]. Измерения по данному способу проводят с помощью серийных гамма-плотномеров [9], помещаемых внутри колонны НКТ на глубине порядка 1 км. Измерения проводят при высоком давлении. В этих условиях в нефти растворено значительное количество попутного газа. Этот попутный газ на несколько процентов искажает результат измерения обводненности продукции. Данный недостаток способа является существенным. Устранить его путем искусственного выбора градуировки также затруднительно, поскольку хорошо известным является только среднее значение газового фактора Г, а его «мгновенное» значение может иметь заметный разброс. Помимо этого, содержание и состав растворенного газа изменяются при изменении режима добычи, поскольку зависят от рабочего давления в скважине. Данный способ имеет и другой существенный недостаток. Для погружения измерительного оборудования и проведения измерений требуется остановка скважины на несколько часов. Подобные остановки, естественно, снижают среднюю нефтедобычу. Кроме того, после пуска скважины необходимо стабилизировать ее работу в течение десятков часов для установления параметров добычи нефти. Еще одним существенным недостатком данного способа является то, в условиях измерений невозможно провести гомогенизацию жидкости. Поэтому измерения проводятся в среде с существенными неоднородностями, что приводит к дополнительным ошибкам измерений. Данный способ сложен в применении, так как в используемом гамма-плотномере ПЛТ-03 применен достаточно мощный источник ионизирующего излучения на основе изотопа Cs-137 или Ат-241, который требует не только квалифицированного обслуживающего персонала, но и специального разрешения для проведения работ. Очевидно, что в данном способе, при его значительной сложности, не достигается точность измерений содержания воды в добываемой продукции, которую обеспечивает гамма-плотномер.Closest to the proposed invention is an in-depth method for determining the water content in the fluid produced from an oil well, described in [7], [8]. Measurements by this method are carried out using serial gamma densitometers [9], placed inside the tubing string at a depth of about 1 km. Measurements are carried out at high pressure. Under these conditions, a significant amount of associated gas is dissolved in oil. This associated gas distorts the result of measuring the water cut of the product by several percent. This disadvantage of the method is significant. It is also difficult to eliminate it by artificial choice of calibration, since only the average value of the gas factor G is well known, and its “instantaneous” value can have a noticeable scatter. In addition, the content and composition of the dissolved gas change when the production mode changes, since they depend on the working pressure in the well. This method has another significant drawback. To immerse the measuring equipment and take measurements, it is necessary to stop the well for several hours. Such stops, of course, reduce average oil production. In addition, after starting a well, it is necessary to stabilize its work for tens of hours to establish the parameters of oil production. Another significant disadvantage of this method is that in the conditions of measurement it is impossible to carry out homogenization of the liquid. Therefore, measurements are carried out in an environment with significant inhomogeneities, which leads to additional measurement errors. This method is difficult to use, since the PLT-03 gamma-ray densitometer used has a rather powerful ionizing radiation source based on the Cs-137 or At-241 isotope, which requires not only qualified maintenance personnel, but also special permission for work. It is obvious that in this method, with its considerable complexity, the accuracy of measuring the water content in the produced products, which is provided by the gamma-density meter, is not achieved.

Нефтедобывающие предприятия заинтересованы в том, чтобы проводить оперативный контроль содержания добываемой из нефтяных скважин жидкости наиболее удобным и точным способом. По этой причине задача совершенствования способов измерений состава добываемой жидкости является актуальной, о чем свидетельствуют приведенные выше примеры.Oil producers are interested in conducting operational control of the content of liquid extracted from oil wells in the most convenient and accurate way. For this reason, the task of improving the methods for measuring the composition of the produced fluid is relevant, as evidenced by the above examples.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является достижение максимальной установленной для гамма-плотномера точности измерений содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости путем предварительной подготовки жидкости к измерениям: достижением однородности жидкости, снижением количества растворенного в жидкости попутного газа, а также удалением пузырьков газа двумя возможными путями: либо увеличением давления выше давления насыщения, либо снижением давления до выхода из жидкости пузырьков газа вплоть до самых мелких, при этом используя экологически безопасный гамма-плотномер.The technical result to which this invention is directed is to achieve the maximum accuracy for measuring the water content in a liquid produced from an oil well by a gamma densitometer by pre-preparing the liquid for measurement: achieving liquid uniformity, reducing the amount of associated gas dissolved in the liquid, and also removing gas bubbles in two possible ways: either by increasing the pressure above the saturation pressure, or by lowering the pressure before exiting the liquid zyrkov gas down to the smallest, while using environmentally friendly gamma densitometer.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Технический результат достигается тем, что предложен:The technical result is achieved by the fact that it is proposed:

1. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения.1. The method of determining the water content in the fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer, characterized in that the maximum accuracy for determining the water content for a gamma densitometer is achieved by preparing the liquid for measurements: they let the liquid into the measuring volume, which is installed on the fountain, homogeneity of the liquid is achieved, for which the liquid is homogenized, the amount of associated gas dissolved in the liquid is significantly reduced, for which the measuring volume is connected to the atmosphere feroy, then removed from the liquid gas bubbles, which in the measuring volume is pressurized prior to their complete dissolution.

Для достижения максимальной точности, обычно указанной в паспорте прибора, которую может обеспечить гамма-плотномер, добываемая жидкость должна быть подготовлена к измерениям соответствующим образом. Это означает, что жидкость должна быть однородной, количество растворенного в ней попутного газа должно быть снижено до уровня нескольких процентов, а это достигается, как правило, при давлении порядка атмосферного, в жидкости не должно быть пузырьков газа. Следует также отметить, что максимальная точность измерений может быть достигнута только в том случае, когда процедуру градуировки гамма-плотномера проводят точно в тех же условиях, что и сами измерения. Это касается параметров измерительной емкости, характеристик пучка гамма-квантов и приемного устройства, а также давления и температуры.In order to achieve the maximum accuracy, usually indicated in the instrument certificate, which a gamma-density meter can provide, the produced fluid should be prepared for measurements accordingly. This means that the liquid must be homogeneous, the amount of associated gas dissolved in it must be reduced to a level of several percent, and this is achieved, as a rule, at a pressure of the order of atmospheric, there should be no gas bubbles in the liquid. It should also be noted that the maximum measurement accuracy can only be achieved if the calibration procedure for the gamma-density meter is carried out under exactly the same conditions as the measurements themselves. This applies to the parameters of the measuring capacitance, the characteristics of the gamma-ray beam and the receiving device, as well as pressure and temperature.

Достижение максимальной установленной для гамма-плотномера точности измерений в предлагаемом варианте способа обеспечивают тем, что проводят целенаправленную подготовку жидкости к измерениям. Эта подготовка включает следующую последовательность действий. Во-первых, достигают однородности жидкости путем ее гомогенизации. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с макроскопической неоднородностью состава жидкости. Во-вторых, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа путем снижения давления до атмосферного. Тем самым исключают погрешности измерения обводненности жидкости, связанные с ее разным составом в забое и на поверхности земли. В третьих, избавляются от пузырьков попутного газа вплоть до самых мелких путем повышения давления до значения выше давления насыщения попутных газов. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с присутствием в жидкости пузырьков газа. При применении данного способа градуировку гамма-плотномера проводят при том же повышенном давлении. Дополнительное преимущество предлагаемого способа заключается в том, что при реализации способа используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре.Achieving the maximum measurement accuracy established for the gamma-densitometer in the proposed method variant ensures that targeted preparation of the liquid for measurements is carried out. This preparation includes the following steps. Firstly, they achieve fluid homogeneity by homogenizing it. This excludes measurement errors associated with macroscopic heterogeneity of the liquid composition. Secondly, significantly reduce the amount of associated gas dissolved in the liquid by reducing the pressure to atmospheric. This eliminates the measurement errors of the water cut of the liquid associated with its different composition in the face and on the surface of the earth. Thirdly, they get rid of associated gas bubbles up to the smallest by increasing the pressure to a value above the saturation pressure of the associated gases. This excludes measurement errors associated with the presence of gas bubbles in the liquid. When using this method, the calibration of the gamma densitometer is carried out at the same elevated pressure. An additional advantage of the proposed method is that when implementing the method using an environmentally friendly gamma densitometer with a radiation source of low activity, for example Na-22. This, in turn, increases the ergonomics of the proposed method, since all measurements are carried out on fountain fittings.

На фиг.1 представлена таблица с тремя примерами 1, 2, 3 осуществления способа.Figure 1 presents a table with three examples 1, 2, 3 of the method.

ПРИМЕРЫ 1, 2, 3. Данный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера был опробован на трех скважинах Нефтеюганского региона. Измерительный объем устанавливали рядом со скважиной и соединяли с помощью пробоотборных вентилей с выкидной линией фонтанной арматуры скважины. Добываемую из скважины жидкость напускали в измерительный объем через патрубок с гомогенизатором. После заполнения измерительного объема его соединяли с атмосферой, затем часть жидкости брали для сравнительного анализа, который проводили в химлаборатории. Затем с использованием гидравлического масляного насоса и управляемого клапана давление в измерительном объеме повышали до 10 МПа. После этого проводили измерения состава жидкости при этом давлении экологически безопасным гамма-плотномером марки ИПБ-1К [6]. Предварительную градуировку гамма-плотномера проводили в том же измерительном объеме при том же повышенном давлении. Сравнительные результаты определения состава жидкости для проб, взятых из скважин, приведены в таблице на фиг.1. Результаты измерения состава жидкости гамма-плотномером сравнивали с результатами, полученными в химлаборатории, которые принимали за эталон. Погрешность δ рассчитывали по формуле

. Сравнение полученных результатов, т.е. величины η₁, с результатами измерений состава жидкости, выполненных в химико-аналитической лаборатории нефтегазодобывающего предприятия, т.е. величины η₂, показали, что погрешность δ измерения не превышала 2%. Эти данные показывают, что в примерах достигалась максимальная для данного гамма-плотномера точность измерений.EXAMPLES 1, 2, 3. This method of determining the water content in the fluid extracted from an oil well using a gamma-density meter was tested in three wells of the Nefteyugansk region. The measuring volume was installed near the well and connected using sampling valves with a flow line of the fountain reinforcement of the well. The fluid extracted from the well was injected into the measuring volume through a nozzle with a homogenizer. After filling the measuring volume, it was combined with the atmosphere, then part of the liquid was taken for comparative analysis, which was carried out in a chemical laboratory. Then, using a hydraulic oil pump and a controlled valve, the pressure in the measuring volume was increased to 10 MPa. After that, the composition of the liquid was measured at this pressure by an environmentally friendly gamma-density meter of the IPB-1K brand [6]. A preliminary calibration of the gamma-density meter was carried out in the same measuring volume at the same elevated pressure. Comparative results of determining the composition of the liquid for samples taken from wells are shown in the table in figure 1. The results of measuring the composition of the liquid by a gamma densitometer were compared with the results obtained in the chemical laboratory, which were taken as the standard. The error δ was calculated by the formula

. Comparison of the results obtained, i.e. η ₁ , with the results of measurements of the composition of the liquid, performed in the chemical-analytical laboratory of the oil and gas company, i.e. η ₂ values showed that the measurement error δ did not exceed 2%. These data show that in the examples the maximum measurement accuracy for a gamma densitometer was achieved.

Таким образом, данным способом достигнут желаемый технический результат, а именно содержание воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости определяют с максимальной точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер, то есть погрешность не превышает 2%, благодаря проведению подготовки жидкости к измерениям, при которой напускают жидкость в измерительный объем, устанавливаемый на фонтанной арматуре, добиваются однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего в измерительном объеме повышают давление до их полного растворения. В способе используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, а именно Na-22, все измерения проводят на фонтанной арматуре. Очевидно, что предложенный способ является достаточно простым, точным и удобным, т.е. эргономичным.Thus, the desired technical result is achieved by this method, namely, the water content in the liquid extracted from the oil well is determined with the maximum accuracy that the gamma densitometer provides, that is, the error does not exceed 2%, due to the preparation of the liquid for measurements at which the liquid is let in homogeneity of the liquid is achieved in the measuring volume installed on the fountain fittings, for which the liquid is homogenized, the amount of associated ha dissolved in the liquid is significantly reduced and for which the measurement volume is connected to the atmosphere, and then removed from the liquid gas bubbles, which in the measuring volume is pressurized prior to their complete dissolution. The method uses an environmentally friendly gamma densitometer with a radiation source of low activity, namely Na-22, all measurements are carried out on fountain fittings. Obviously, the proposed method is quite simple, accurate and convenient, i.e. ergonomic.

2. Способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, отличающийся тем, что максимальную для гамма-плотномера точность определения содержания воды достигают проведением подготовки жидкости к измерениям: напускают жидкость в измерительный объем, который устанавливают на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа вплоть до самых мелких, для чего измерительный объем соединяют с буферной емкостью, которую предварительно откачивают, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, вплоть до самых мелких, а перед измерением давление повышают до атмосферного.2. A method for determining the water content in a fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer, characterized in that the maximum accuracy for determining the water content for a gamma densitometer is achieved by preparing the liquid for measurements: they let the liquid into the measuring volume, which is installed on the fountain, homogeneity of the liquid is achieved, for which the liquid is homogenized, the amount of associated gas dissolved in the liquid is significantly reduced, for which the measuring volume is connected to the atmosphere fera, then gas bubbles are removed from the liquid up to the smallest, for which the measuring volume is connected to a buffer tank, which is previously pumped out, thereby reducing the pressure in the measuring tank until gas bubbles exit from it, down to the smallest, and the pressure is increased before measurement to atmospheric.

Достижение максимальной для гамма-плотномера точности измерений, обычно указанной в паспорте прибора, в предлагаемом способе обеспечивают тем, что проводят дополнительную целенаправленную подготовку жидкости к измерениям. Эта подготовка включает следующую последовательность действий. Во-первых, достигают однородности жидкости путем ее гомогенизации. Тем самым исключают погрешности измерений, связанные с макроскопической неоднородностью состава жидкости. Во-вторых, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа путем снижения давления до атмосферного. Тем самым исключают погрешности измерения обводненности жидкости, связанные с ее разным составом в забое и на поверхности земли. Последний, третий этап целенаправленной подготовки жидкости к измерениям проводят, не повышая, а снижая давление. А именно убирают из жидкости пузырьки газа вплоть до самых мелких, для чего измерительный объем соединяют с буферной емкостью, значительно большего объема, которую предварительно откачивают до давления порядка сотых долей атмосферы, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, вплоть до самых мелких. Поскольку пучок гамма-квантов практически не ослабляется пузырьками, их наличие приводит к искажению результатов измерений. Таким образом, исключают погрешности измерений, связанные с наличием в жидкости пузырьков газа. Выход пузырьков из жидкости при пониженном давлении продолжается небольшое время - порядка десятка секунд - и сопровождается образованием пены. При этом в жидкости остается минимально возможное количество растворенного газа, что также способствует высокой точности измерений. После выхода пузырьков газа измерительную емкость соединяют с атмосферой, что сопровождается спадом пены. Поэтому при применении данного способа градуировку гамма-плотномера проводят в более удобных условиях, т.е. при атмосферном давлении. Дополнительное преимущество предлагаемого способа заключается в том, что при реализации способа используют экологически безопасный гамма-плотномер с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре.The achievement of the maximum measurement accuracy for a gamma densitometer, usually indicated in the instrument certificate, in the proposed method is ensured by the fact that they carry out additional targeted preparation of the liquid for measurements. This preparation includes the following steps. Firstly, they achieve fluid homogeneity by homogenizing it. This excludes measurement errors associated with macroscopic heterogeneity of the liquid composition. Secondly, significantly reduce the amount of associated gas dissolved in the liquid by reducing the pressure to atmospheric. This eliminates the measurement errors of the water cut of the liquid associated with its different composition in the face and on the surface of the earth. The last, third stage of targeted preparation of the liquid for measurements is carried out, not increasing, but reducing pressure. Namely, gas bubbles are removed from the liquid up to the smallest, for which the measuring volume is connected to a buffer tank of a much larger volume, which is previously pumped to a pressure of the order of hundredths of an atmosphere, thereby reducing the pressure in the measuring tank until gas bubbles escape from it, right down to to the smallest. Since the gamma-ray beam is practically not attenuated by the bubbles, their presence leads to a distortion of the measurement results. Thus, the measurement errors associated with the presence of gas bubbles in the liquid are eliminated. The exit of the bubbles from the liquid under reduced pressure lasts a short time - of the order of ten seconds - and is accompanied by the formation of foam. In this case, the minimum possible amount of dissolved gas remains in the liquid, which also contributes to high measurement accuracy. After the release of gas bubbles, the measuring capacitance is connected to the atmosphere, which is accompanied by a decrease in foam. Therefore, when applying this method, the calibration of the gamma densitometer is carried out in more convenient conditions, i.e. at atmospheric pressure. An additional advantage of the proposed method is that when implementing the method using an environmentally friendly gamma densitometer with a radiation source of low activity, for example Na-22. This, in turn, increases the ergonomics of the proposed method, since all measurements are carried out on fountain fittings.

На фиг.2 представлена таблица с тремя примерами 4, 5, 6 осуществления способа.Figure 2 presents a table with three examples 4, 5, 6 of the method.

ПРИМЕРЫ 4, 5, 6. Данный способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера был опробован на трех скважинах Нефтеюганского региона. Измерительный объем устанавливали рядом со скважиной и соединяли с помощью пробоотборных вентилей с выкидной линией фонтанной арматуры скважины. Добываемую из скважины жидкость напускали в измерительный объем через патрубок с гомогенизатором. После заполнения измерительного объема его соединяли с атмосферой, затем часть жидкости забирали для анализа, который проводили в химлаборатории. Измерительный объем соединяли с буферной емкостью объемом V=5 л, которую предварительно откачивали до давления ~0,01 атм форвакуумным насосом. При этом давление в соединенных емкостях выравнивалось до ~0,06 атм. Спустя промежуток времени примерно 30 с, после выхода всех пузырьков газа, вплоть до самых мелких, буферный объем отключали, а измерительный объем соединяли с атмосферой. После этого измерения состава жидкости проводили при атмосферном давлении экологически безопасным гамма-плотномером марки ИПБ-1К [6]. Предварительную градуировку гамма-плотномера проводили в том же измерительном объеме при атмосферном давлении. Сравнительные результаты определения состава жидкости для проб, взятых из скважин, приведены в таблице на фиг.2. Результаты измерения состава жидкости гамма-плотномером сравнивали с результатами, полученными в химлаборатории, которые были приняты за эталонные. Погрешность δ рассчитывали по формуле

. Сравнение полученных результатов, т.е. величины η₁, с результатами измерений состава жидкости, выполненных в химлаборатории нефтегазодобывающего предприятия, т.е. величины η₂, показало, что погрешность δ измерения не превышает 2%. Эти данные показывают, что в примерах была достигнута максимальная, для данного гамма-плотномера, точность измерений.EXAMPLES 4, 5, 6. This method of determining the water content in the fluid extracted from an oil well using a gamma-density meter was tested in three wells of the Nefteyugansk region. The measuring volume was installed near the well and connected using sampling valves with a flow line of the fountain reinforcement of the well. The fluid extracted from the well was injected into the measuring volume through a nozzle with a homogenizer. After filling the measuring volume, it was connected with the atmosphere, then part of the liquid was taken for analysis, which was carried out in a chemical laboratory. The measuring volume was connected to a buffer tank with a volume of V = 5 L, which was previously pumped out to a pressure of ~ 0.01 atm by a forevacuum pump. In this case, the pressure in the connected tanks was equalized to ~ 0.06 atm. After a period of approximately 30 s, after the release of all gas bubbles, up to the smallest, the buffer volume was turned off, and the measuring volume was connected to the atmosphere. After this, the composition of the liquid was measured at atmospheric pressure with an environmentally friendly gamma-density meter of the IPB-1K brand [6]. A preliminary calibration of the gamma-density meter was carried out in the same measuring volume at atmospheric pressure. Comparative results of determining the composition of the liquid for samples taken from wells are shown in the table in figure 2. The results of measuring the composition of the liquid with a gamma densitometer were compared with the results obtained in the chemical laboratory, which were taken as reference. The error δ was calculated by the formula

. Comparison of the results obtained, i.e. η ₁ , with the results of measurements of the composition of the liquid performed in the chemical laboratory of the oil and gas company, i.e. η ₂ , showed that the error δ of the measurement does not exceed 2%. These data show that in the examples the maximum, for a given gamma densitometer, measurement accuracy was achieved.

Таким образом, данным способом достигнут желаемый технический результат, а именно содержание воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости определяют с максимальной точностью, которую обеспечивает гамма-плотномер, то есть погрешность не превышает 2%, благодаря проведению подготовки жидкости к измерениям, при которой напускают жидкость в измерительный объем, устанавливаемый на фонтанной арматуре, достигают однородности жидкости, для чего жидкость гомогенизируют, существенно снижают количество растворенного в жидкости попутного газа, для чего измерительный объем соединяют с атмосферой, затем убирают из жидкости пузырьки газа, для чего объем соединяют с буферной емкостью, которую предварительно откачивают до давления порядка сотых долей атмосферы, тем самым снижая давление в измерительной емкости до выхода из нее пузырьков газа, а перед измерением давление повышают до атмосферного. В способе используют экологически безопасный гамма-плотномер, все измерения проводят на фонтанной арматуре. Очевидно, что предложенный способ является достаточно простым, точным и удобным, т.е. эргономичным.Thus, the desired technical result is achieved by this method, namely, the water content in the liquid extracted from the oil well is determined with the maximum accuracy that the gamma densitometer provides, that is, the error does not exceed 2%, due to the preparation of the liquid for measurements at which the liquid is let in homogeneity of the liquid is achieved in the measuring volume installed on the fountain fittings, for which the liquid is homogenized, significantly reduced the amount of associated gas dissolved in the liquid why the measuring volume is connected to the atmosphere, then gas bubbles are removed from the liquid, for which the volume is connected to a buffer tank, which is previously evacuated to a pressure of the order of hundredths of an atmosphere, thereby reducing the pressure in the measuring vessel until gas bubbles escape from it, and before by measuring the pressure is increased to atmospheric. The method uses an environmentally friendly gamma densitometer, all measurements are carried out on fountain fittings. Obviously, the proposed method is quite simple, accurate and convenient, i.e. ergonomic.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬINDUSTRIAL APPLICABILITY

Нефтедобывающие предприятия заинтересованы в том, чтобы проводить оперативный контроль содержания добываемой из нефтяных скважин жидкости наиболее удобным и точным способом.Oil producers are interested in conducting operational control of the content of liquid extracted from oil wells in the most convenient and accurate way.

Предложен способ определения содержания воды в добываемой из нефтяной скважины жидкости с использованием гамма-плотномера, в котором достигается максимальная установленная для гамма-плотномера точность измерений. Такой точности в предлагаемом способе добиваются: проведением дополнительной целенаправленной подготовки жидкости к измерениям, а именно достижением макроскопической однородности жидкости, существенным снижением количества растворенного в жидкости попутного газа, удалением пузырьков попутного газа вплоть до самых мелких.A method is proposed for determining the water content in a fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer in which the maximum measurement accuracy established for the gamma densitometer is achieved. Such accuracy is achieved in the proposed method: by carrying out additional purposeful preparation of the liquid for measurements, namely, by achieving macroscopic homogeneity of the liquid, a significant reduction in the amount of associated gas dissolved in the liquid, and removal of associated gas bubbles up to the smallest.

Способ промышленно применим, так как может быть использован на любых скважинах, является достаточно экономичным, не требует сложного оборудования. Очевидное преимущество способа состоит в использовании экологически безопасного гамма-плотномера с радиационным источником низкой активности, например Na-22. Это, в свою очередь, повышает эргономичность предлагаемого способа, поскольку все измерения проводят на фонтанной арматуре. Способ реализован практически, что подтверждено примерами.The method is industrially applicable, as it can be used on any wells, is quite economical, does not require sophisticated equipment. An obvious advantage of the method is the use of an environmentally friendly gamma densitometer with a low activity radiation source, for example Na-22. This, in turn, increases the ergonomics of the proposed method, since all measurements are carried out on fountain fittings. The method is implemented practically, which is confirmed by examples.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИINFORMATION SOURCES

1. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкостей и бинарных систем. Москва, Атомиздат, 1975, 184 с. (стр.41).1. Garth G. Radioisotope density measurement of liquids and binary systems. Moscow, Atomizdat, 1975, 184 p. (p. 41).

2. Патент РФ №2102708, Кл. G01F 1/74, публ. 20.01.1998 г.2. RF patent No. 2102708, Cl. G01F 1/74 publ. 01/20/1998

3. Патент РФ №2034263, Кл. G01N 9/24, публ. 30.04.1995 г.3. RF patent No. 2034263, Cl. G01N 9/24, publ. 04/30/1995 g.

4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Ин-т компьютерных исследований, Москва-Ижевск, 2004, 406 с.4. Aziz X., Settari E. Mathematical modeling of reservoir systems. Institute of Computer Research, Moscow-Izhevsk, 2004, 406 pp.

5. Брот Р.А., Кутуков С.Е. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей. Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал, 2005, http://www.ogbus.ru/, с.1-12.5. Brot R.A., Kutukov S.E. Determination of rheophysical parameters of gas saturated oils. Oil and gas business. Electronic scientific journal, 2005, http://www.ogbus.ru/, p.1-12.

6. Измеритель плотности бесконтактный «ИПБ-1К», №23816-02 в Госреестре средств измерений. Руководство по эксплуатации КЗРС.843000.001 РЭ. Москва: ЗАО «НТЦ ЭКОФИЗПРИБОР», 2002, с.1-27. Техническое описание: www.ecophyspribor.ru.6. Non-contact density meter “IPB-1K”, No. 23816-02 in the State Register of Measuring Instruments. Operation manual KZRS.843000.001 RE. Moscow: CJSC STC ECOFIZPRIBOR, 2002, p.1-27. Technical description: www.ecophyspribor.ru.

7. Абрукин А.Л. О точности глубинных измерительных устройств при работе в многофазных потоках. Нефтяное хозяйство, 1972, №11.7. Abrukin A.L. On the accuracy of in-depth measuring devices when working in multiphase flows. Oil industry, 1972, No. 11.

8. Забродин П.И., Чернышев Г.И., Пруслин Я.А., Павлов В.Н. Контроль за обводненностью продукции пласта прибором РОС-1. Нефтяное хозяйство, 1975, №1, с.49.8. Zabrodin P.I., Chernyshev G.I., Pruslin Y.A., Pavlov V.N. Control over water cut in reservoir products with the ROS-1 device. Oil industry, 1975, No. 1, p. 49.

9. Гамма-плотномер PLT-03. Тюменский опытно-экспериментальный завод геофизического приборостроения. Тюмень. Техническое описание: www.tzgp.ru/production/product.html. Методические рекомендации по оценке плотности среды в межтрубье скважин, оборудованных ЭЦН. Тюмень, ОАО "ГЕОТРОН", 2004, 33 с.9. Gamma densitometer PLT-03. Tyumen pilot plant of geophysical instrumentation. Tyumen. Technical description: www.tzgp.ru/production/product.html. Guidelines for assessing the density of the medium in the annulus of wells equipped with ESPs. Tyumen, JSC "GEOTRON", 2004, 33 p.

Claims

1. The method of determining the water content in the fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer, characterized in that the maximum accuracy for determining the water content for a gamma densitometer is achieved by preparing the liquid for measurements: they let the liquid into the measuring volume, which is installed on the fountain, homogeneity of the liquid is achieved, for which the liquid is homogenized, the amount of associated gas dissolved in the liquid is significantly reduced, for which the measuring volume is connected to the atmosphere feroy, then removed from the liquid gas bubbles, which in the measuring volume is pressurized prior to their complete dissolution.

2. A method for determining the water content in a fluid extracted from an oil well using a gamma densitometer, characterized in that the maximum accuracy for determining the water content for a gamma densitometer is achieved by preparing the liquid for measurements: they let the liquid into the measuring volume, which is installed on the fountain, homogeneity of the liquid is achieved, for which the liquid is homogenized, the amount of associated gas dissolved in the liquid is significantly reduced, for which the measuring volume is connected to the atmosphere fera, then gas bubbles are removed from the liquid up to the smallest, for which the measuring volume is connected to the buffer tank, which is previously pumped out, thereby reducing the pressure in the measuring tank until the gas bubbles exit up to the smallest, and the pressure is increased before measurement atmospheric.