Объектом исследования является высокообъёмная проба скважинной продукции. В ходе исследования были рассмотрены методы её отбора и причины ошибочных результатов при оценке её обводненности. Цель работы — это совершенствование способов оценки обводненности продукции в скважинах. В данной работе приведены результаты лабораторных экспериментов определения толщины слоя нефти над водой устройством собственной разработки, что позволяет определить обводненность продукции. Новизна работы заключается в устройстве и способе по оценке толщины слоя нефти над водой большеобъемных проб высокообводненной продукции.
Ключевые слова: обводненность, отбор проб, большеобъёмные пробы, высыкообводненная скважина, проботборник.
Разработка любого нефтяного месторождения с поддержанием пластового давления сопровождается увеличением обводненности скважинной продукции. Обводненность — отношение попутно добытой воды при добыче нефти к добытой жидкости. Повышение обводненности связано со многими причинами. Главной и наиболее встречающейся причиной является процесс поддержания пластового давления водой. Из-за меньшей подвижности нефти вода прорывается на фронте вытеснения нефти водой и доходит до добывающей скважины. Этим обуславливается рост обводненности при разработке нефтяного месторождения.
Темп роста обводненности — важный показатель контроля за разработкой нефтяных месторождений. Это один из пунктов при определении эффективности разработки нефтяного месторождения. Также по изменению количества попутно добываемой воды можно судить об эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи и о наличии негерметичностей цементного камня и обсадной колоны.
Поэтому определение обводненности скважинной продукции является актуальной задачей в нефтяной промышленности и несомненно постоянно требует совершенствования технологии.
В целях более точного измерения влагосодержания продукции скважины рекомендуется отбирать большеобъемные пробы жидкости [1]. Чтобы исключить или уменьшить влияние структуры потока жидкости в подъемных трубах, объем пробы предлагается брать не менее половины объема НКТ. При отборе проб высокообводненная скважина работает только на отдельную емкость. После отбора пробы жидкости дается небольшой отстой в пределах одного часа для дегазации жидкости и разделения фаз [2].
Был предложен способ и устройство, относящиеся к эксплуатации устройств для отбора проб жидкости из нефти и воды с природного водоема, загрязненного нефтепродуктами. Способ применяется для оценки масштаба аварийного разлива нефтепродукта над водной поверхностью озера, реки или морского простора, а также применим для оценки процентного содержания нефти в продукции высокообводненных нефтедобывающих скважин.
Технической задачей изобретения является создание технологии проведения измерений с устройством, которое позволит оценить толщину слоя нефти над водой с большей точностью вне зависимости от погодных условий и величины слоя нефти над водой.
С целью подтверждения эффективности способа и устройства для определения толщины слоя нефти над водой с последующим определением обводненности был проделан следующий опыт.
Был изготовлен плавающий отсекатель. Он изготовлен из обрезка пластиковой тары достаточной прочности и постоянного диаметра, что важно для точности измерений. Поплавок был помещен в кусок резинового шарика для удобства мытья. Это обеспечивает нам многоразовость использования. Простота и дешевизна устройства очевидна.
Также был изготовлен насос с «хоботком» специальной конструкции. Его специфичность заключается в срезе под углом 45° для удобства дозировки растворителя и отбора нефти. В дальнейшем данный «хоботок» был усовершенствован.
Для удобства отбора тонкого слоя нефти над водой был разработан наконечник на «хоботок» куполообразной формы. Данная конструкция позволяет охватывать большую площадь поверхности жидкости, тем самым уменьшается доля захватываемой воды вместе со смесью нефти и растворителя.
Насос представляет собой обычный медицинский шприц большего объёма. В опыте был использован шприц объёмом 50 миллилитров.
Эксперимент был проведен для разных толщин слоя нефти над водой: 3, 6, 10 мм.
Контейнером для жидкости был выбран обычный обрезок от пятилитровой тары. Важно отметить, что он был постоянного диаметра для точности измерения.
Предварительно были измерены площади сечения контейнера и отсекателя.
Для контейнера значение площади сечения равнялось 184,70 см². Оно нам нужно для определения объема нефти закачиваемой на поверхность воды, чтоб получилась нужная толщина нефти.
Площадь сечения отсекателя равна 53,54 см².
Эксперимент был проведен следующим образом.
Сначала были вычислены объемы нефти, закачиваемой на поверхность воды, таким образом, чтобы получилась нужная толщина нефти. Эта толщина будет являться фактической. Затем вычисленные объемы нефти были помещены на поверхность воды в контейнер.
После создания модели тары с высокообводненной скважинной продукции в контейнер был помещен плавающий отсекатель. Отбор нефти из отсекателя в данном случае нецелесообразен. Причиной этому является то, что нефть адгезируется на поверхность отсекателя и тем самым создается погрешность. Для решения этой проблемы в периметр отсекателя добавляется растворитель. В нашем случае в качестве растворителя использовался бензин марки АИ-92. Использование растворителя также необходимо для уменьшения вязкости, отбираемой жидкости. Дозировка растворителя ведется непосредственно в слой нефти, затем размешивается. Объемы дозировки записываются. Они необходимы для дальнейших вычислений.
Следующим шагом является отбор смеси нефти с растворителем с помощью насоса с «хоботком» специальной формы. Отобранная смесь помещается в делительную воронку.
Отбор смеси ведется до тех пор, пока не пойдет откачка чистой воды, и пока будет видно зеркало чистой воды внутри отсекателя. Затем измеряется объем смеси нефти с растворителем без воды. Из объема смеси вычитается известный объем растворителя. Тем самым мы имеем объем нефти, находившийся внутри отсекателя. Отношение этого объема к площади сечения отсекателя — это и есть искомое значение толщины нефти над водой.
Экспериментальные данные приведены в таблице 1.
Погрешность измерений вычисляется по формуле:
,
где δ — погрешность измерений,
– толщина нефти, получившаяся опытным путем,
– фактическая толщина нефти, заданная в начале эксперимента.
Увеличение погрешности измерений толщины слоя нефти с увеличением фактической толщины слоя может быть связано со многими факторами. Наиболее вероятной причиной такого сильного увеличения погрешности может быть увеличение вязкости самой нефти.
В первом случае нефть имела сравнительно меньшую вязкость, чем во втором и третьем опыте. Уменьшение вязкости можно достичь добавлением больших объемов растворителя. Но увеличения объема растворителя ведет к более интенсивному испарению растворителя, следовательно, уменьшению объема растворителя в смеси. Вычитая из объема смеси объем растворителя, закачанный в слой нефти, мы получаем неверные заниженные результаты по объёму нефти.
Таблица 1
Результаты эксперимента
|
Условия опыта |
Объём растворителя, см³ |
Объём смеси, см³ |
Объём нефти, см³ |
Толщина слоя нефти, см |
Погрешность измерений,% |
|
Толщина слоя нефти = 0,3 см Объём нефти = 55,5 см³ |
25 |
41 |
16 |
0,299 |
0,3 |
|
Толщина слоя нефти = 0,6 см Объём нефти = 118 см³ |
43 |
73,5 |
30,5 |
0,569 |
5,0 |
|
Толщина слоя нефти = 1,0 см Объём нефти = 184,7 см³ |
70 |
120 |
50 |
0,933 |
6,7 |
Целью нашего исследования было определение обводненности высокообводненных скважин при отборе большеобъемных проб. Толщина нефти в таких пробах в десятки раз меньше по сравнению с общей высотой контейнера. Поэтому погрешность измерения толщины слоя нефти нивелируется при определении обводненности.
Литература:
- Васильевский, В. Н. Оператор по исследованию скважин. Учебник для рабочих/В. Н. Васильевский, А. И. Петров. — М.: Недра, 1983. — 310 с.
- ГОСТ 2517–2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. Технические требования [Текст]. — Введ. 03.03.2014 — М.: Изд-во стандартов, 2012. — 32 с.
