Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин



Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин
Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин
Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин
Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин
Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин

 


Владельцы патента RU 2620702:

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти. Способ заключается в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. В процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти. Сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды. Выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле

, где М - значение массы сырой нефти, МВ - значение массы пластовой воды, МНВ - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней плотности сырой нефти, - значение средней плотности пластовой воды, - значение средней плотности водонефтяной смеси, - значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером, значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

Применяемые в настоящее время лабораторные методы измерения влагосодержания сырой нефти базируются на выделении воды из сырой нефти с помощью химических реакций или физических воздействий на сырую нефть с последующим измерением массы воды и вычислением влагосодержания с учетом массы анализируемой пробы сырой нефти.

К этим методам относятся

- метод перегонки (метод Дина и Старка) ASTM D 95, ASTM D 4006, ГОСТ 2477,

- метод центрифугирования ASTM D 4007,

- метод К. Фишера ASTM D 4377, ГОСТ 24614, а также автоматические титраторы.

Проведенные исследования метрологических характеристик методоз показывают следующее: методы перегонки и центрифугирования имеют систематические погрешности (заниженные результаты измерений), что говорит о неполном отделении воды из нефти.

В настоящее время методы перегонки и центрифугирования аттестованы только до 1% влагосодержания.

Метод Карла Фишера включает в себя титрование пробы известной массы с реагентом К.Фишера. Метод получил применение при определении малых значений влагосодержания, например остаточного влагосодержания нефти при приготовлении эталонных водонефтяных эмульсий. Титратор по методу К. Фишера включен в состав Государственного эталона единицы влагосодержания нефти и нефтепродуктов. Метод К. Фишера по ASTM D 4377 аттестован до 5% влагосодержания нефти.

Рассмотренные методы экспериментально не аттестованы для измерений влагосодержания сырой нефти до 99%. Методы перегонки и центрифугирования имеют существенные систематические погрешности. Процесс измерений выполняется с участием лаборанта.

Методы имеют дополнительную погрешность за счет отбора и подготовки пробы.

Если в основу рассмотренных лабораторных методов положено выделение пластовой воды из сырой нефти, то в основу влагомеров нефти положено разделение информации о свойствах нефти и пластовой воды на основе косвенных данных. Поэтому влагомеры нефти имеют существенные дополнительные погрешности и при различных условиях измерений могут иметь разную точность измерений. Так, наиболее точные влагомеры нефти в диапазонах измерения объемной доли пластовой воды 50-70% и 70-100% имеют предел абсолютной погрешности соответственно ±0,9% и ±1,4%, что при больших значениях объемных долей пластовой воды не обеспечивает требования ГОСТ 8.615 по достижению погрешности измерения массы сырой нефти без учета пластовой воды ±15%.

Поэтому разработка эталонного влагомера для диапазона измерения влагосодержания сырой нефти до 99% бесперспективна. Создать эталонный влагомер удалось только для измерения влагосодержания товарной нефти до 2%, где нет влияющих факторов, которые присущи сырой нефти и условия измерений стабильные.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения содержания доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что сырую нефть в вертикальной цилиндрической емкости доводят отстоем на нефть и пластовую воду, определяют плотность пластовой воды и нефти в составе сырой нефти как частное от деления разности минимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных, строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения, выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно пластовой воды и нефти. Массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по выбранным значениям плотности пластовой воды и сырой нефти (патент РФ №2396427 от 10.08.2010 г.).

Недостатками известного способа является следующее.

Во-первых, низкая точность определения массовой доли пластовой воды в продукции скважины, обусловленная отсутствием учета в разделенной сырой нефти, остаточного содержания доли пластовой воды в сырой нефти, так как предусматривается расслоение в вертикальной цилиндрической емкости только на нефть и пластовую воду. Известно, что даже подготовленная товарная нефть по ГОСТ Р 51858-2002 может иметь массовую долю пластовой воды до 1%.

Во-вторых, низкая точность измерения плотности расслоенной сырой нефти косвенным методом измерения с учетом разностей гидростатических давлений и уровнем жидкостей в емкости.

Способ также не может обеспечить требуемую точность определения содержания доли пластовой воды, которая необходима при учете сырой нефти, так как предусматривается определение доли пластовой воды только при делении сырой нефти на пластовую воду и нефть, без промежуточного слоя - водонефтяной смеси. Кроме того, не определена потенциальная точность измерения массовой доли воды.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти.

Достижение предела абсолютной погрешности определения содержания пластовой воды в сырой нефти не более 0,1% в диапазоне содержания пластовой воды в сырой нефти от 0 до 99%.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения массовой и объемной доли пластовой воды в сырой нефти в автоматическом режиме.

Это будет способствовать созданию эталонных измерительных установок, аттестации методик измерений массы сырой нефти на скважинах и в конечном итоге повышению точности учета сырой нефти продукции скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды, с выходом газа, и в процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти, сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле

где М - значение массы сырой нефти,

МВ - значение массы пластовой воды,

МНВ - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды,

- значение средней плотности сырой нефти,

- значение средней плотности пластовой воды,

- значение средней плотности водонефтяной смеси,

- значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды,

- значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером,

значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

При поступлении сырой нефти из скважины в вертикальной цилиндрической емкости измерительной установки скапливается сырая нефть. В течение заданного времени отстоя происходит расслоение сырой нефти на три слоя: пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. После истечения заданного времени всю расслоенную сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости насосом сливают по жидкостному каналу. В жидкостном канале последовательно установлены массомер (вибрационного типа) и влагомер с диапазоном измерения от 0 до 30% объемной доли пластовой воды, которые измеряют в течение цикла слива: массомер - массу и плотность каждого слоя сырой нефти, а влагомер - объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды.

При сливе насосом расслоенной сырой нефти по жидкостному каналу массомером и влагомером измеряются

- масса М и средняя плотность сырой нефти за время цикла слива,

- масса МВ и средняя плотность пластовой воды за время с начала цикла слива до момента начала уменьшения плотности сырой нефти,

- масса МНВ и средняя плотность водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды за время от момента начала уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива,

- средняя плотность сырой нефти с малым содержанием воды за время с момента окончания уменьшения плотности до окончания цикла слива,

- объемная доля воды в сырой нефти, измеренная влагомером за время с момента окончания уменьшения плотности до окончания цикла слива.

В результате определяют следующие значения массы и плотности и доли воды в течение цикла слива.

1. Масса сырой нефти за время цикла слива

где Тз - время окончания цикла слива.

2. Масса пластовой воды до времени начала уменьшения плотности сырой нефти

где T1 - время начала уменьшения плотности сырой нефти.

3. Масса водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от времени начала уменьшения плотности сырой нефти до времени окончания цикла слива

где T1 - время начала уменьшения плотности сырой нефти,

Т3 - время окончания цикла слива.

4. Средняя плотность пластовой воды до времени начала уменьшения плотности сырой нефти

где T1 - время начала уменьшения плотности сырой нефти.

5. Средняя плотность водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от момента начала уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива

где T1 - время начала уменьшения плотности сырой нефти,

Тз - время окончания цикла слива.

6. Средняя плотность сырой нефти с малым содержанием пластовой воды от времени окончания уменьшения плотности сырой нефти до окончания цикла слива

где T2 - временя окончания уменьшения плотности сырой нефти,

Тз - время окончания цикла слива.

7. Средняя плотность сырой нефти от начала до окончания цикла слива

где Тз - время окончания цикла слива.

8. Средняя доля пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренная влагомером

где Т2 - время окончания уменьшения плотности сырой нефти,

Тз - время окончания цикла слива.

Определяются значения объемной доли пластовой воды в каждом слое сырой нефти за цикл слива:

- объемная доля пластовой воды

- объемная доля пластовой воды в водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды

- объемная доля воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренная влагомером, -

Определяются значения массовой доли пластовой воды в каждом слое сырой нефти за цикл слива:

- массовая доля пластовой воды

- массовая доля воды в водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды

- массовая доля воды в нефти с малым содержанием пластовой воды

Массовая доля пластовой воды расслоенной сырой нефти за цикл слива вычисляется по формуле

Объемная доля пластовой воды в расслоенной сырой нефти за цикл слива вычисляется по формуле

При оценке погрешности определения массовой и объемной доли пластовой воды в сырой нефти следует учесть, что значения параметров, используемых для определения доли пластовой воды, измеряются массомером и влагомером за короткие промежутки времени цикла слива. Это гарантирует неизменность погрешностей измерений массы и плотности массомером за цикл слива, а изменение погрешности измерения доли воды влагомером - в пределах его допускаемой погрешности. Погрешность массомера по каналу измерения массы характеризуется относительной погрешностью, а по каналу измерения плотности абсолютной погрешностью. Поэтому погрешность определения значений отношений масс и будет характеризоваться только случайной составляющей погрешности массомера по каналу измерения массы.

При определении значения отношения ϕ, которое равняется отношению разностей средних плотностей абсолютные погрешности измеренных массомером плотностей будут компенсироваться и погрешность определения значения отношения ϕ будет также характеризоваться случайной абсолютной погрешностью массомера по каналу измерения плотности.

Погрешности определения значений отношений и будут сведены к минимуму, так как в числителях и знаменателях используются значения средней плотности, измеренные с одинаковыми абсолютными погрешностями.

Экспериментально было установлено, что за время 4 часа работы изменение погрешности массомера типа CMF 025 Micro Moution характеризуется только изменениями случайной составляющей погрешности, которая при измерении массы не превысила 0,01%, а при измерении плотности не превысила 0,005 кг/м3. Ввиду малости этих величин для решения нашей задачи ими можно пренебречь.

В предлагаемом способе одним и тем же средством измерения - массомером в течение цикла слива, с учетом начала и окончания изменения плотности расслоенной сырой нефти, за короткий промежуток времени измеряются и вычисляются масса и средняя плотность пластовой воды, масса и средняя плотность водонефтяной смеси и средняя плотность нефти с малым содержанием пластовой воды, что позволяет не учитывать погрешности массомера при вычислении значений отношений и и вычислять абсолютные погрешности объемной и массовой долей пластовой воды в сырой нефти в процентах по формулам

ΔWM1⋅К2(1-ϕ)(1-ΔW)⋅100,

ΔW01⋅К3(1-ϕ)(1-ΔW)⋅100,

где коэффициенты а также принимаются постоянными за цикл слива,

ΔW - допускаемая абсолютная погрешность влагомера в долях.

Таким образом, в заявляемом способе абсолютные погрешности массовой и объемной долей пластовой воды в сырой нефти определяются с допускаемой погрешностью влагомера ΔW при сливе расслоенной сырой нефти и уменьшаются за счет постоянных значений отношения и коэффициента которые меньше 1.

Это позволит в заявляемом способе обеспечить предел абсолютной погрешности определения доли пластовой воды в сырой нефти не более 0,1% в диапазоне содержания пластовой воды в сырой нефти от 0 до 99%.

Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды, с выходом газа, и в процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти, отличающийся тем, что сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле

,

где М - значение массы сырой нефти,

МВ - значение массы пластовой воды,

МНВ - значение массы водонефтяной смеси,

- значение средней плотности сырой нефти,

- значение средней плотности пластовой воды,

- значение средней плотности водонефтяной смеси,

- значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды,

- значение средней объемной доли пластовой воды в нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером,

значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке. Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающий измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины. При этом полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют и прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок. По результатам полученных отклонений от измеренного и контролируемого общего дебита группы скважин запускают поочередное измерение всех подключенных скважин без одной, последовательно определяют результаты измерения дебита каждой скважины и затем по результатам измерения определяют отклонения работы каждой скважины. Устройство для измерения дебита содержит узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительной трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. Технический результат - повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины. По способу в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. При этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури. Посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта. Технической результат заключается в повышении точности определения относительного дебита по пластам и сокращении сроков исследования. Способ включает отбор устьевых проб продукции, то есть природной углеводородной смеси из каждого эксплуатационного однопластового объекта. Последующий отбор устьевых проб продукции из двухпластового эксплуатационного объекта и статистическую обработку полученных данных. Проводятся исследования динамической вязкости природных углеводородных смесей (нефти) скважин, в которых ведется раздельный учет продукции по пластам, например первого пласта в первой скважине и второго пласта во второй скважине. Затем осуществляют подготовку проб природных углеводородных смесей путем их обезвоживания, перемешивание проб однопластовых объектов в заданных пропорциях и далее проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей. Проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей, производят построения зависимостей между содержанием в модельных смесях доли нефти каждого из пластов и динамической вязкости модельных смесей в виде полиноминальных зависимостей и в дальнейшем определение доли каждого из пластов в нефти двухпластового объекта. 6 ил.
Наверх