RU2340772C2 - Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" - Google Patents
Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" Download PDFInfo
- Publication number
- RU2340772C2 RU2340772C2 RU2006133778/03A RU2006133778A RU2340772C2 RU 2340772 C2 RU2340772 C2 RU 2340772C2 RU 2006133778/03 A RU2006133778/03 A RU 2006133778/03A RU 2006133778 A RU2006133778 A RU 2006133778A RU 2340772 C2 RU2340772 C2 RU 2340772C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- oil
- water
- graph
- height
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.The invention relates to oil production and can be used for operational accounting of production rates of oil and gas condensate wells in pressurized collection systems.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, согласно которому в межтрубном пространстве скважины выдерживают порцию накопленной продукции до ее расслоения на компоненты (газ, нефть и воду) под действием сил гравитации, затем эти компоненты потоком скважинной продукции через преобразователь расхода вытесняют из межтрубного пространства, регистрируя время прохождения каждого компонента, при этом компоненты идентифицируют, например, индикатором плотности [1].A known method for determining the water cut in oil products of oil wells, according to which in the annulus of the well withstand a portion of the accumulated product until it is stratified into components (gas, oil and water) under the action of gravity, then these components are displaced from the annulus by the flow of well products through the flow transducer by registering the transit time of each component, while the components are identified, for example, by a density indicator [1].
Недостатками этого способа являются низкая точность, обусловленная невозможностью полноценного расслоения продукции скважины без нагрева и введения химреагентов, а также большая продолжительность каждого замера.The disadvantages of this method are the low accuracy due to the impossibility of a complete separation of the well products without heating and the introduction of chemicals, as well as the long duration of each measurement.
Наиболее близким техническим решением является способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность [2].The closest technical solution is a method for determining the water cut of a liquid in oil well production, namely, that partially separated well production contained in a vertical cylindrical vessel is held to a state of complete absence of bubble gas and foam settling, the height of the liquid column, hydrostatic pressure are measured, based on the data obtained, the density of the liquid is calculated and, using the values of the densities of water and oil contained in the production of the well, m its mass watercut [2].
Недостаток этого способа - низкая точность определения обводненности, обусловленная использованием лабораторных значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, в которых трудно предусмотреть влияние растворенного газа.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining water cut, due to the use of laboratory values of the densities of water and oil contained in the production of the well, in which it is difficult to predict the effect of dissolved gas.
Задача предлагаемого технического решения - повысить точность определения обводненности за счет обеспечения прямых измерений параметров для расчета плотностей воды и нефти в составе скважинной жидкости.The objective of the proposed technical solution is to increase the accuracy of determining water cut by providing direct measurement of parameters for calculating the densities of water and oil in the composition of the well fluid.
Это достигается тем, что в способе определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность, согласно изобретению жидкость, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, например в резервуаре уровнемера, доводят, например, отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.This is achieved by the fact that in the method for determining the water cut of a liquid in an oil well product, which consists in partially separating the well product contained in a vertical cylindrical vessel, it is held to a state of complete absence of bubble gas and foam settling, the height of the liquid column, hydrostatic pressure are measured, based on the data obtained, the density of the liquid is calculated and, using the densities of water and oil contained in the production of the well, its mass water cut is determined According to the invention, the liquid contained in a vertical cylindrical vessel, for example in a tank of a level gauge, is brought, for example, by sedimentation, treatment with chemicals and heating to a state of at least incomplete separation into oil and water, and then continuous measurements of hydrostatic pressure and the height of the liquid column and the nature of the dependence of hydrostatic pressure on the height of the liquid column judge the density of water and oil in the composition of the liquid and its volumetric water cut or and, if outflow is uniform, depending on the nature of the hydrostatic pressure times volumetric water content judge the liquid.
Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из вертикального цилиндрического сосуда, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.To calculate the densities of water and oil in the composition of the liquid, a graph is built of the hydrostatic pressure versus the height of the liquid column when it is drained from a vertical cylindrical vessel, then the upper and lower linear segments are identified on this graph, within which the densities of water and oil are calculated, and the density of water within the upper linear segment of the graph, the dependences of the hydrostatic pressure on the height of the liquid column are calculated by correlating the difference of hydrostatic pressures in two maxim at points remote from each other and the corresponding part of the height of the liquid column, and the oil density is calculated within the lower linear segment of the graph of the hydrostatic pressure versus the height of the liquid column by correlating the hydrostatic pressure at any point in the lower linear segment and the corresponding height of the liquid column, in the case of incomplete separation of the liquid into oil and water, the revealed upper and lower linear segments in the graph of the hydrostat critical pressures of the liquid column height is interpolated to intersect each other and to follow the resultant interpolated graph take adequate to what would have been obtained if the full fluid bundle in oil and water.
Объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика, к полной высоте столба жидкости.The volumetric water cut of the liquid is determined by the location of the connection point of the upper and lower linear segments contained in the graph of the hydrostatic pressure versus the height of the liquid column, or the intersection point of the interpolated extensions of the upper and lower linear segments in the case of incomplete separation of the liquid into oil and water as the ratio of the height of the liquid column, corresponding to the upper linear segment of the graph, to the full height of the liquid column.
Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика, к полному времени истечения жидкости из вертикального цилиндрического сосуда, причем в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.To calculate the volumetric water cut of the liquid, if the outflow is uniform, a graph of the hydrostatic pressure of the liquid is plotted against time, then the upper and lower linear segments are identified on this graph, while the volumetric water cut of the liquid is determined by the location of the connection point of the upper and lower linear segments contained in the graph, as the ratio of the time interval corresponding to the upper linear segment of the graph to the total time of fluid outflow from a vertical cylindrical vessel, and in the case of incomplete separation of the liquid into oil and water, the detected upper and lower linear segments in the graph of the hydrostatic pressure versus time are interpolated to intersect with each other, and for subsequent actions, the obtained interpolated graph is taken to be adequate to that obtained if the liquid was completely separated into oil and water.
В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.If the graph shows the dependence of the hydrostatic pressure of the liquid on the height of the liquid column or on time, if the outflow is uniform, only one linear segment, the liquid is considered homogeneous.
Проведение непрерывных измерений гидростатического давления и высоты столба, по крайней мере, неполно расслоенной на нефть и воду жидкости в процессе опорожнения вертикального цилиндрического сосуда, например, резервуара уровнемера, формирование массива данных, построение графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, и выявление на этом графике линейных отрезков, позволяет по их наличию подтвердить факт, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на чистую нефть и чистую воду, и в пределах выявленных верхнего и нижнего линейных отрезков с высокой точностью вычислить плотности соответственно воды и нефти.Conducting continuous measurements of hydrostatic pressure and column height, at least of an incompletely stratified liquid into oil and water during the emptying of a vertical cylindrical vessel, for example, a level gauge tank, forming a data array, plotting the dependence of hydrostatic pressure on the height of the liquid column, and identifying the graph of linear segments allows, by their presence, to confirm the fact of at least incomplete separation of the liquid into pure oil and pure water, and within the limits identified in rhnego and lower line segments accurately calculate the density of water and oil respectively.
Вычисление плотности воды в пределах верхнего линейного отрезка графика путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности высоты столба жидкости и вычисление плотности нефти в пределах нижнего линейного отрезка графика путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости дает возможность повысить точность определения обводненности скважинной жидкости, поскольку все расчеты произведены на основе данных, полученных путем прямых измерений, в которых учитывается в том числе и влияние растворенного газа на плотность жидкости, которое очень сложно учесть практически.Calculation of water density within the upper linear segment of the graph by correlating the difference in hydrostatic pressures at two points as distant as possible and the corresponding height difference of the liquid column and calculating the oil density within the lower linear segment of the graph by correlating the hydrostatic pressure at any point in the lower linear segment and the corresponding this hydrostatic pressure of the height of the liquid column makes it possible to increase the accuracy of determining the water cut in the borehole liquid, since all calculations are based on data obtained by direct measurements, which take into account, among other things, the effect of dissolved gas on the density of the liquid, which is very difficult to take into account in practice.
Интерполяция в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленных верхнего и нижнего линейного отрезков на графике до пересечения между собой, и принятие для последующих действий полученного интерполированного графика адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду, дает возможность повысить точность расчетов плотностей за счет уменьшения относительной погрешности измерения высоты столба жидкости. Она (интерполяция) в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду позволяет также определять объемную обводненность жидкости по расположению точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.Interpolation in the case of incomplete separation of the liquid into oil and water of the identified upper and lower linear segments on the graph before intersecting with each other, and acceptance for subsequent actions of the obtained interpolated graph is adequate to that which would be obtained with complete separation of the liquid into oil and water, makes it possible to increase the accuracy of density calculations by reducing the relative error in measuring the height of the liquid column. In case of incomplete separation of the liquid into oil and water, it (interpolation) also allows determining the volumetric water cut of the liquid by the location of the intersection point of the interpolated continuations of the upper and lower linear segments contained in the graph, as the ratio of the height of the liquid column corresponding to the upper linear segment of the graph to the total column height liquids.
Определение объемной обводненности жидкости по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, или их интерполированных продолжений, позволяет обойтись без дополнительных функций специального оборудования, например двухуровневого уровнемера, или совсем без уровнемера, и за счет этого повысить точность.Determination of the volumetric water cut of the liquid by the location of the connection point of the upper and lower linear segments contained in the graphs of the hydrostatic pressure of the liquid versus the height of the liquid column or time, if the outflow is uniform, or their interpolated continuations, allows you to do without additional functions of special equipment, for example, a two-level level gauge, or without a level gauge at all, and thereby increase accuracy.
Индикация однородности жидкости по критерию получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка по всей высоте столба, принимая во внимание плотность этой жидкости, позволяет констатировать либо чистую нефть, либо чистую воду, либо трудносепарируемую эмульсию и необходимость применения в следующем цикле измерений более сильных или длительных методов сепарации.Indication of fluid homogeneity by the criterion for obtaining on the graphs the dependence of the hydrostatic pressure of the liquid on the height of the liquid column or on time, if the outflow is uniform, only one linear segment along the entire height of the column, taking into account the density of this liquid, allows us to state either pure oil or pure water, or a difficult to separate emulsion and the need to use stronger or longer separation methods in the next measurement cycle.
На чертежах изображено одно из возможных устройств, реализующих предложенный способ.The drawings depict one of the possible devices that implement the proposed method.
На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ, на фиг.2 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора, на фиг.3 - график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.Figure 1 shows a diagram of a device that implements the proposed method, figure 2 is a top view of the lower tray of the gas separator, figure 3 is a graph of the hydrostatic pressure on the height of the liquid column or on time.
Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, двухуровневый уровнемер 3, резервуар 4 уровнемера 3, систему подогрева 5 содержимого резервуара 4 уровнемера 3, запорный клапан 6 с электроприводом, дозатор подачи химреагентов 7 в резервуар 4 двухуровневого уровнемера 3, указатель перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3, указатель перепада давлений 9 измерительной емкости 2, нижний датчик (мембрана) 10 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, верхний датчик (мембрана) 11 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, датчик температуры 12 резервуара 4 уровнемера 3, датчик температуры 13 измерительной емкости 2, датчик избыточного давления 14, переключатель потока 15, плоское днище 16 измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17, клапан обратный 18, вход 19 из скважины в газовый сепаратор 1, выход 20 в коллектор, газопровод 21, нижний сепарационный лоток 22, патрубок отбора потока 23 системы приоритетного минимума подачи, барьер 24 системы приоритетного минимума подачи, воронку 25 системы приоритетного минимума подачи, трубу 26 системы приоритетного минимума подачи, 27 - поверхность раздела нефть - газ, 28 - поверхность раздела нефть - вода при полном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 29 - переходная водонефтяная зона при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 30 - участок, соответствующий переходной водонефтяной зоне 29 при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 31 - интерполяционные продолжения линейных отрезков графиков зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.The device comprises a
Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 23, барьера 24 и трубы 26 с расположенной сверху воронкой 25, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар 4 уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 24 и воронку 25 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.The system of priority minimum supply, consisting of a
С некоторым снижением точности устройство может работать и при отсутствии указателя перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3.With some decrease in accuracy, the device can work even in the absence of a differential pressure indicator 8 of the reservoir 4 of the level gauge 3.
Способ реализуется, например, следующим образом.The method is implemented, for example, as follows.
В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ:The principle of operation of the device is based on the hydrostatic method for measuring mass, based on the dependence of the hydrostatic pressure ΔР of a liquid column of height H on the density of the liquid ρ:
где g - ускорение свободного падения.where g is the acceleration of gravity.
Перед началом процедуры замера производят «продувку» системы сепаратор - измерительная емкость - резервуар уровнемера, при этом переключатель потока 15 и открытый запорный клапан 6 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.Before starting the measurement procedure, a “purge” of the separator - measuring capacity - level gauge tank is performed, with the flow switch 15 and the open shut-off valve 6 providing free flow of well products through the reservoir system to the reservoir.
В начале процедуры замера переключатель потока 15 ставят в положение "наполнение", и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 15 газопровод 21 соединен с коллектором 20, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар 4 уровнемера 3 нагревают системой подогрева 5 (например, горячей жидкостью) и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 7 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В момент соприкосновения поднимающейся поверхности частично отсепарированной продукции скважины с верхним датчиком (мембраной) 11 указателя перепада давлений 9 переключатель потока 15 ставят в положение "слив", открывая жидкостную 17 и закрывая газовую 21 линии, и закрывают запорный клапан 6.At the beginning of the measurement procedure, the flow switch 15 is put into the “filling” position, and the well production through the
Плотность частично отсепарированной жидкости в измерительной емкости равна:The density of the partially separated liquid in the measuring tank is:
Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:Liquid production rate is determined by the following formula:
где Vе - объем измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);where V e is the volume of the measuring capacitance 2 in the range from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9 (determined when a signal from the upper sensor 11 appears);
Vу - объем резервуара уровнемера в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);V у - the volume of the tank of the level gauge in the range from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9 (determined when a signal from the upper sensor 11 appears);
τ - время наполнения измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9.τ is the filling time of the measuring tank 2 in the interval from the lower 10 to the upper 11 sensors of the differential pressure indicator 9.
После закрытия запорного клапана 6 (положение "отстой") наполнение резервуара 4 уровнемера 3 прекращается, и продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре 4 уровнемера 3 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают, по крайней мере, до момента прекращения изменений показаний положения раздела сред жидкость-газ 27 уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение поверхностей раздела сред жидкость-газ 27 и нефть-вода 28, или, если расслоение происходит быстро, - до появления поверхности раздела нефть-вода 28.After closing the shut-off valve 6 (the position "sludge"), the filling of the tank 4 of the level gauge 3 stops, and the well production begins to settle in the tank 4 of the level gauge 3 to the state of complete absence of bubble gas, sedimentation of the foam and, at least, incomplete separation of the liquid into oil and water . Sludge is continued, at least until the cessation of changes in the readings of the liquid-gas interface 27 of the level gauge 3, which simultaneously records the position of the liquid-gas interface 27 and oil-water 28, or, if the separation occurs quickly, until the surface oil-water section 28.
Определяют плотность жидкости в резервуаре 4 уровнемера 3:The density of the liquid in the tank 4 of the level gauge 3 is determined:
Затем переключатель потока 15 ставят в положение "слив", когда вход из скважины 19 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 17 соединена с коллектором 20, при этом газопровод 21 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2.Then, the flow switch 15 is placed in the "drain" position when the inlet from the well 19 is connected to the
В процессе вытеснения газом объема Vе жидкости фиксируется время вытеснения τг и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.In the process of gas displacement of the volume V e of the liquid, the displacement time τ g and the average value of excess pressure P and gas temperature t ° are fixed.
Дебит скважины по газу определяется, например, по следующему алгоритму:The gas production rate of a well is determined, for example, by the following algorithm:
где Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 14;where P is the average value of the excess gas pressure in the measuring tank 2, measured by the sensor 14;
t° - температура газа, С°;t ° - gas temperature, С °;
Kα - коэффициент сжимаемости.Kα is the compressibility coefficient.
При этом одновременно открывают запорный клапан 6 и с максимально доступной частотой производят измерения уровней жидкости Hi, а также соответствующие им гидростатические давления ΔPi. На основании этих замеров строят графики зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или, если истечение равномерное, то - зависимости гидростатического давления от времени. При соответствующих масштабах высоты столба жидкости и времени эти графики могут совпадать, как на фиг.3.At the same time, the shut-off valve 6 is opened at the same time and the liquid levels H i are measured with the maximum available frequency, as well as the corresponding hydrostatic pressures ΔP i . Based on these measurements, graphs of the dependence of hydrostatic pressure on the height of the liquid column are plotted, or, if the outflow is uniform, then the dependence of hydrostatic pressure on time. At appropriate scales of the height of the liquid column and time, these graphs may coincide, as in FIG.
(При отсутствии датчика гидростатического давления 8 измерения ΔРi производят датчиком гидростатического давления 9 при открытом запорном клапане 6.)(In the absence of a hydrostatic pressure sensor 8, ΔP i measurements are made by a hydrostatic pressure sensor 9 with the shut-off valve 6. open.)
Далее выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.Next, the upper and lower linear segments are identified, within which the densities of water and oil are calculated, and the water density is calculated within the upper linear segment of the graph of the hydrostatic pressure versus the height of the liquid column by correlating the difference of hydrostatic pressures at two points as far apart as possible and corresponding to this the difference in the part of the height of the liquid column, and the oil density is calculated within the lower linear section of the graph of the hydrostatic pressure I on the height of the liquid column by correlating the hydrostatic pressure at any point of the lower linear segment and the corresponding height of the liquid column, in the case of incomplete separation of the liquid into oil and water, the detected upper and lower linear segments on the graph of the hydrostatic pressure on the height of the liquid column interpolate to the intersection with each other, and for subsequent actions, the resulting interpolated schedule is taken to be adequate to what would be obtained with full stratification of liquid into oil and water.
Плотность воды: 
Плотность нефти: 
Массовая обводненность: 
Объемное содержание воды: 
или: 
В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.If the graph shows the dependence of the hydrostatic pressure of the liquid on the height of the liquid column or on time, if the outflow is uniform, only one linear segment, the liquid is considered homogeneous.
В случае, когда слив происходит при открытом запорном клапане 6, формула дебита скважины по газу приобретает вид:In the case when the drain occurs when the shut-off valve 6 is open, the gas production rate formula takes the form:
Дебит скважины по нефти: 
Дебит скважины по воде: 
В период, когда запорный клапан 6 закрыт и происходит отстой продукции скважины в резервуаре 4 уровнемера 3, измерение дебита по жидкости производят, применяя следующую формулу:In the period when the shutoff valve 6 is closed and the production of the well stagnates in the tank 4 of the level gauge 3, the liquid production rate is measured using the following formula:
Предлагаемый способ за счет обеспечения прямых измерений учитывает влияние всех факторов (температура, давление и пр.) на плотности компонентов скважинной жидкости (нефти и воды), но особенно важен учет влияния растворенного газа, который очень сложно осуществить практически, поэтому этот способ позволяет достаточно просто, но эффективно повысить точность определения обводненности скважинной жидкости.The proposed method, by providing direct measurements, takes into account the influence of all factors (temperature, pressure, etc.) on the density of the components of the well fluid (oil and water), but it is especially important to take into account the effect of dissolved gas, which is very difficult to implement in practice, therefore this method is quite simple , but to effectively improve the accuracy of determining the water cut in the well fluid.
Библиографические данные:Bibliographic data:
1. А.с. №1437495, Е21В 47/10, 1988, Бюл.№42.1. A.S. No. 1437495, ЕВВ 47/10, 1988, Bull. No. 42.
2. RU Патент на изобретение №2220282, Е21В 47/10 (прототип).2. RU Patent for the invention No. 2220282, ЕВВ 47/10 (prototype).
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (en) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (en) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006133778A RU2006133778A (en) | 2008-03-27 |
| RU2340772C2 true RU2340772C2 (en) | 2008-12-10 |
Family
ID=40194550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (en) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2340772C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519236C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Method for determining parameters of oil-gas-water flow |
| RU2610941C1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Evaluation method of production watering in oil-producing well |
| RU2700738C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps |
| RU2795509C2 (en) * | 2021-02-12 | 2023-05-04 | Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" | Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil |
-
2006
- 2006-09-21 RU RU2006133778/03A patent/RU2340772C2/en active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519236C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Method for determining parameters of oil-gas-water flow |
| RU2610941C1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Evaluation method of production watering in oil-producing well |
| RU2700738C1 (en) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps |
| RU2795509C2 (en) * | 2021-02-12 | 2023-05-04 | Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" | Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil |
| RU2807959C1 (en) * | 2023-10-05 | 2023-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for determining water cut in oil well production |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006133778A (en) | 2008-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108862468A (en) | A kind of oil-water separation test device by gravity reflux | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| CN201378135Y (en) | Liquid and on-line fluid density measuring device | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| CN104763408A (en) | High-precision oil three-phase automatic metering device and metering method thereof | |
| RU2695909C1 (en) | Method of determining water content of oil well product | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU66420U1 (en) | OCHNO OIL WELL PRODUCT HYDROMETER | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| CN109915126B (en) | Method for measuring imbibition production degree of oil-bearing rock and imbibition test device | |
| RU2253099C1 (en) | Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture | |
| RU72507U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF PRODUCTION OF OIL WELLS IN THE SYSTEMS OF THE SEALED COLLECTION "MEASURE OKH +" | |
| RU2002116614A (en) | A method of measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems and a device for its implementation | |
| RU2807959C1 (en) | Method for determining water cut in oil well production | |
| CN207278249U (en) | A kind of quick oil-water metering device | |
| RU2355884C1 (en) | Method of measuring well production and facility for implementation of this method | |
| RU72722U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") | |
| RU2779533C1 (en) | Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole | |
| RU2249204C2 (en) | Method and device for measuring content of water in water-oil-gas mixture |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |