RU2595103C1

RU2595103C1 - Method of determining water content of oil well product

Info

Publication number: RU2595103C1
Application number: RU2015127514/03A
Authority: RU
Inventors: Ринат Раисович Хузин; Рашит Мухаметшакирович Абдулхаиров; Зуфар Венирович Хайруллин; Наиль Ирекович Хузин; Сергей Владимирович Фролов; Руслан Фирзанович Султангалиев
Original assignee: Ринат Раисович Хузин
Priority date: 2015-07-08
Filing date: 2015-07-08
Publication date: 2016-08-20

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used to determine the oil well production watering. Proposed method comprises feeding continuous flow/gas/water mixture alternately in identical metering chambers counter fluid and their cyclic unloading by tilting into a flow line, wherein the first chamber is equipped with permanent load, which is chosen so that the capacity of the second chamber is enough for the set threshold mass tripping time stamp three successive moments of actuation of contactless sensor emptying corresponding three successive moments emptying metering chambers of the counter, determination of time of metering chambers liquid meter received for cycle phase, calculation of value of phase asymmetry of cycles, determination of density of fluid supplied to the metering chambers counter: ρ_L= 0, 577m³(1-F_S ^1.5)²/{dm²Lm²W (1 + F_S)³}, where m is the mass of the chamber, dm is the mass of the load, Lm-arm of the load relative the centre of the rotation chamber, W is width of the measuring chamber, the value of which is introduced into the computing unit, the signal from the sensor of emptying. Oil well product watering is determined from ratio: W=ρ_L- ρ_O/ ρ_W-ρ_O, where ρ_L - liquid density, ρ_O - oil density, ρ_W - water density.

EFFECT: using the presented method simplifies the process of determining water content due to continuous monitoring and increases measurement accuracy.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in determining the water content of oil well products.

Известен способ определения обводненности продукции пластов в их смеси (заявка РФ №2010129093, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.01.2012 г.), включающий отбор проб из каждого продуктивного пласта с определением параметров продукции, последующий отбор проб добываемой смеси продукций и ее анализ, причем в параметрах продукции определяют ионный (химический) состав вод каждого пласта, а затем при их совместной эксплуатации измеряют дебит каждого пласта, общий дебит и обводненность смеси, химическим анализом определяют ионный (химический) состав смеси вод и по нему вычисляют обводненность продукции каждого пласта.A known method for determining the water content of formation products in their mixture (RF application No. 2010129093, IPC ЕВВ 47/10, published on January 20, 2012), including sampling from each reservoir with determining production parameters, subsequent sampling of the produced mixture of products and its analysis moreover, in the production parameters the ionic (chemical) composition of the water of each layer is determined, and then, when they are used together, the production rate of each layer, the total production rate and water cut of the mixture are measured, and the ionic (chemical) composition of the water mixture is determined by chemical analysis and it calculates the water cut of the production of each layer.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса определения обводненности продукции пластов.The disadvantage of this method is the complexity of the technological process for determining the water content of the formation.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.06.2014 г.), 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. 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.A known method for determining the water content of oil production wells (RF patent No. 2520251, IPC ЕВВ 47/10, published on 06/20/2014), which includes separating gas from the production of a well, holding to a state of separation into oil and water, measuring the height of the liquid column, the relative position of the liquid – gas and water – oil dividing lines; determination of the volumetric water cut value. The determination is carried out in the well, which is supplied with a tubing string with an electric centrifugal pump and a check valve at the end, to determine the water cut, select a well located in the region of the middle of the oil reservoir, with production modes close to the average for the reservoir, the well is operated for at least exit time to the operating mode, and before separating the gas from the well production and holding to the state of separation into oil and water, the well is stopped and technological exposure is carried out.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.The disadvantage of this method is the complexity of the process, including stopping the well, and the complexity of the equipment for determining water cut.

Известен способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности (патент РФ №2484246, МПК Е21В 47/10, опубликовано 10.06.2013 г.), включающий формирование сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенным в пластовый флюид, заданных уровней в скважине, измерение интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами, измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов, помещенных в восходящий или нисходящий поток пластового флюида реального сечения ствола скважины, при этом дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями, а плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента.A known method for determining the flow rate and density of the reservoir fluid of oil reservoirs and layers of low, low and ultra-low productivity (RF patent No. 2484246, IPC ЕВВ 47/10, published June 10, 2013), including the formation of signals during the passage of a sensitive element placed in the reservoir fluid , given levels in the well, measuring time intervals between signals, followed by calculating the flow rate of the formation in relation to the distance between specified levels to the time interval between the corresponding pulses, measuring the velocity the premises of several sensitive elements placed in an upward or downward flow of the formation fluid of a real section of the wellbore, the flow rate of each subsequent overlying oil reservoir or layer being defined as the difference between the previous and current measurements, and the density of the formation fluid is determined as the integral value of the density of the last floating sensing element and non-floating sensing element.

Недостатком данного способа является сложность процесса определения плотности флюида нефтяного пласта.The disadvantage of this method is the complexity of the process of determining the density of the fluid in the oil reservoir.

Задачей изобретения является разработка способа непрерывного контроля обводненности продукции нефтяной скважины.The objective of the invention is to develop a method for continuous monitoring of water cut in oil well products.

Техническим результатом является упрощение технологического процесса определения обводненности продукции нефтяной скважины за счет обеспечения непрерывного контроля и повышение точности измерения.The technical result is to simplify the process of determining the water content of oil well products by providing continuous monitoring and improving measurement accuracy.

Указанный технический результат достигается способом определения обводненности продукции нефтяной скважины, включающим 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 T₂ соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов F_S=T₁/T₂, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:The specified technical result is achieved by a method of determining the water cut of an oil well’s production, including supplying a continuous flow of an oil and water mixture in turn to one of two identical metering chambers of a liquid meter and cyclic unloading by tipping over into a flow line, the first metering chamber being provided with a constant load, which is thus selected so that the capacitance of the second measuring chamber is enough to set the threshold mass of capsizing, fixing the time of three consecutive moments of operation contactless emptying sensor Ia corresponding to three successive moments emptying dimensional counter chambers, the moment of emptying of the first metering chamber is considered point starts filling the second and vice versa, the determination of the filling time T ₁ and T _2, respectively, first and second dimensional fluid meter chambers adopted for cycle phase , the calculation of the asymmetry of the phases of the cycles F _S = T ₁ / T ₂ , the determination of the density of the liquid entering the measuring chambers of the meter:

ρ_Ж=0,577m³(1-F_S ^1,5)²/{dm²Lm²W(1+F_S)³},ρ _W = 0.577m ³ (1-F _S ^1.5 ) ² / {dm ² Lm ² W (1 + F _S ) ³ },

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:where m is the mass of the measuring chamber, dm is the mass of the load, Lm is the shoulder of the load relative to the center of rotation of the measuring chamber, W is the width of the measuring chamber, which are constant values for the liquid meter, and their values are preliminarily entered into the computing unit, which also receives a signal from the emptying sensor, and the water cut of oil well products is determined from the ratio:

B=ρ_Ж-ρ_Н/ρ_В-м_Н,B = ρ -ρ _F _H / ρ _B -th _H

где ρ_Ж - плотность жидкости, ρ_Н - плотность нефти, ρ_В - плотность воды.where ρ _Ж - density of the liquid, ρ _Н - density of oil, ρ _В - density of water.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где изображена принципиальная схема устройства для определения обводненности продукции нефтяной скважины в виде счетчика жидкости.The invention is illustrated in the drawing, which shows a schematic diagram of a device for determining the water content of an oil well in the form of a liquid meter.

Счетчик жидкости нефтяной скважины содержит мерный блок 1, выполненный в виде механических весов, состоящих из первой мерной камеры 2 и второй мерной камеры 3, поочередно принимающих поток нефтегазоводяной смеси, датчик опорожнения 4, срабатывающий от магнита 5, которые размещены в герметичном кожухе 6, снабженном приемным 7 и выкидным 8 трубными узлами. Выкидной трубный узел 8 соединен с выходным коллектором 9. Датчик опорожнения 4 соединен с вычислительным блоком 10 посредством проводника 11. Вычислительный блок 10 выполнен с возможностью автоматического измерения времени наполнения мерных камер, накопления серии мерных циклов и периодического вычисления плотности жидкости по предложенной формуле. Первая мерная камера 2 мерного блока 1 снабжена постоянным грузом 12 для получения искусственной асимметрии фаз мерных циклов счетчика.An oil well liquid counter contains a measuring unit 1 made in the form of mechanical scales consisting of a first measuring chamber 2 and a second measuring chamber 3, which in turn receive a flow of oil and gas and water mixture, an emptying sensor 4 activated by a magnet 5, which are placed in an airtight casing 6 provided receiving 7 and flow-through 8 pipe nodes. The flow tube assembly 8 is connected to the output manifold 9. The emptying sensor 4 is connected to the computing unit 10 by means of a conductor 11. The computing unit 10 is configured to automatically measure the filling time of the measuring chambers, accumulating a series of measuring cycles and periodically calculating the liquid density according to the proposed formula. The first measuring chamber 2 of the measuring unit 1 is provided with a constant load 12 to obtain an artificial asymmetry of the phases of the measured cycles of the counter.

Практическая реализация способа состоит в следующем.The practical implementation of the method is as follows.

Нефтегазоводяную смесь подают непрерывным потоком в приемный трубный узел 7 счетчика жидкости, затем смесь поступает в мерный блок 1, состоящий из двух одинаковых мерных камер 2 и 3. Заполнение первой мерной камеры 2 мерного блока приводит к нарушению условия равновесия и сливу жидкости из первой камеры через выкидной трубный узел 8 в выходной коллектор 9 счетчика жидкости, затем этот процесс повторяется во второй мерной камере 3 мерного блока. Слившаяся жидкость и излишек свободного газа одновременно вытесняются в выходной коллектор 9. В связи с тем, что первая мерная камера 2 снабжена постоянным грузом dm 12, объем и вес жидкости, необходимый для опрокидывания первой мерной камеры, как и время наполнения ее уменьшаются, т.к. жидкость наливается до накопления массы опрокидывания, а не до наполнения камеры. Это приводит к разбалансировке весов счетчика жидкости и цикл переключений становится несимметричным. Время заполнения первой мерной камеры с грузом уменьшится, а во вторую мерную камеру без груза потребуется больше жидкости, чем обычно, чтобы перевесить груз, прикрепленный к первой мерной камере. Т.е. получаем, что 0<(Fs=T₁/T₂)<1, где T₁ - время заполнения камеры с грузом, T₂ - время заполнения камеры без груза. Кроме того, груз подбирается таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания при плотности нефтегазоводяной смеси 0,8…0,9 кг/л. Путем несложных математических выкладок легко определить, что глубина асимметрии циклов обусловлена, главным образом, соотношением dm/m (dm - вес груза, m - масса ковша) и связана с плотностью жидкости. Если отслеживать асимметричность, т.е. фактически длительности фаз цикла T₁ и T₂, то можно на «ходу» оценивать плотность смеси и определять обводненность продукции смеси. Осуществляют контроль трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения t_i-1, t_i, t_i+1, которые соответствуют трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика жидкости, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй мерной камеры и наоборот. В вычислительный блок предварительно заносят значения массы мерной камеры m, массы груза dm, плеча груза относительно центра поворота Lm, ширины мерной камеры W, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости. В вычислительный блок подают сигналы с датчика опорожнения и он автоматически определяет длительность фаз цикла счетчика согласно соотношению:The oil-gas-water mixture is fed in a continuous flow to the receiving tube unit 7 of the liquid meter, then the mixture enters the metering unit 1, consisting of two identical metering chambers 2 and 3. Filling the first metering chamber 2 of the metering unit violates the equilibrium condition and drains the liquid from the first chamber through flow tube assembly 8 to the output manifold 9 of the liquid meter, then this process is repeated in the second metering chamber 3 of the measuring unit. The merged liquid and excess free gas are simultaneously displaced into the output manifold 9. Due to the fact that the first metering chamber 2 is equipped with a constant load dm 12, the volume and weight of the liquid necessary for tipping the first metering chamber, as well as its filling time, are reduced, t. to. the liquid is poured until the tipping mass accumulates, and not until the chamber is filled. This leads to an imbalance in the balance of the liquid meter and the switching cycle becomes asymmetric. The filling time of the first measuring chamber with load will be reduced, and the second measuring chamber without load will require more liquid than usual to outweigh the load attached to the first measuring chamber. Those. we get that 0 <(Fs = T ₁ / T ₂ ) <1, where T ₁ is the time of filling the chamber with the load, T ₂ is the time of filling the chamber without the load. In addition, the load is selected in such a way that the capacity of the second chamber is sufficient to set the threshold tipping mass at a density of oil and water mixture of 0.8 ... 0.9 kg / l. Using simple mathematical calculations, it is easy to determine that the depth of the asymmetry of the cycles is mainly due to the ratio dm / m (dm is the weight of the load, m is the mass of the bucket) and is related to the density of the liquid. If you track the asymmetry, i.e. Since the duration of the cycle phases T ₁ and T ₂ , it is possible to "evaluate" the density of the mixture on the go and determine the water content of the mixture. Three successive moments of operation of the non-contact emptying sensor t _i-1 , t _i , t _{i + 1} are monitored, which correspond to three successive moments of emptying of the measuring chambers of the liquid meter, while the moment of emptying of the first measuring chamber is considered the moment the filling of the second measuring chamber is started and vice versa. The computing unit is preliminarily entered with the values of the mass of the measuring chamber m, the mass of the load dm, the shoulder of the load relative to the center of rotation Lm, the width of the measuring chamber W, which are constant values for the liquid meter. Signals from the emptying sensor are sent to the computing unit and it automatically determines the duration of the phases of the counter cycle according to the ratio:

T1_i=MIN(Tx_i; Ty_i)=MIN(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)T1 _i = MIN (Tx _i ; Ty _i ) = MIN (t _i -t _i-1 ; t _{i + 1} -t _i )

T2_i=MAX(Tx_i; Ty_i)=MAX(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)T2 _i = MAX (Tx _i ; Ty _i ) = MAX (t _i -t _i-1 ; t _{i + 1} -t _i )

Вычислительный блок производит вычисление величины асимметрии фаз цикла согласно соотношению:The computing unit calculates the asymmetry of the phases of the cycle according to the ratio:

Fs_i=MIN(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i)/МАХ(t_i-t_i-1; t_i+1-t_i), и производит определение плотности поступающей в счетчик жидкости согласно формулы:Fs _i = MIN (t _i -t _i-1 ; t _{i + 1} -t _i ) / MAX (t _i -t _i-1 ; t _{i + 1} -t _i ), and determines the density of the liquid entering the meter according to formulas:

где F_S=T₁/T₂, a T₁ и T₂ длительности соответствующих фаз цикла.where F _S = T ₁ / T ₂ , a T ₁ and T _{2 the} duration of the corresponding phases of the cycle.

Вычислительный блок производит вычисление обводненности продукции нефтяной скважины из соотношения: B=ρ_Ж-ρ_Н/ρ_В-ρ_Н,The computing unit calculates the water cut of oil production from the ratio: B = ρ _W -ρ _N / ρ _B -ρ _N ,

Таким образом, предложенный способ определения обводненности продукции нефтяной скважины позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения.Thus, the proposed method for determining the water cut of an oil well’s production makes it possible to simplify the process of determining water cut by providing continuous monitoring and to improve the measurement accuracy.

Claims

A method for determining the water cut of an oil well product, comprising supplying a continuous flow of an oil and water mixture in turn to one of two identical metering chambers of a liquid meter and cyclic unloading by tipping into a flow line, the first metering chamber being provided with a constant load, which is selected so that the tanks of the second metering the camera was enough to set the threshold mass of the rollover, fixing the time of three consecutive moments of operation of the contactless emptying sensor, respectively three consecutive moments of emptying of the meter’s metering chambers, while the moment of emptying the first metering chambers is considered the second filling start time and vice versa, determining the filling time T ₁ and T _2, respectively, of the first and second measuring chambers of the liquid meter taken for the cycle phase, calculation of the phase asymmetry cycles F _S = T ₁ / T ₂ , determination of the density of the liquid entering the metering chambers of the meter:

where m is the mass of the measuring chamber, dm is the mass of the load, Lm is the shoulder of the load relative to the center of rotation of the measuring chamber, W is the width of the measuring chamber, which are constant values for the liquid meter, and their values are preliminarily entered into the computing unit, which also receives a signal from the emptying sensor, and the water cut of oil well products is determined from the ratio:
B = ρ _Ж - ρ _H / ρ _B -ρ _H,
where ρ _Ж is the density of the liquid, ρ _H is the density of oil, ρ _B is the density of water.