Технические решения по оценке обводненности продукции нефтедобывающих скважин
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2015-.— 2413-1830 Т. 330, № 9.— 2019.— [С. 60-69] |
|---|---|
| Autor Corporativo: | |
| Otros Autores: | , , , |
| Sumario: | Заглавие с титульного листа Актуальность исследования определена необходимостью стандартизации способов и методик по определению обводненности продукции нефтедобывающих скважин. Цель: оценить причины и условия возникновения систематической погрешности при определении состава скважинной продукции, минимизировать ошибки в измерениях обводненности путем создания новых технологий. Объектом исследования являются нефтедобывающие скважины и процессы, протекающие при движении пластовой продукции от забоя скважины до штатного пробоотборника на выкидной линии устьевой арматуры. Методы исследования основаны на отборе устьевых проб продукции скважин до и после гомогенизации жидкости в выкидной линии скважины. По технологии отбора объемных скважинных проб жидкости оценивалась толщина слоя нефти над водной фазой с помощью разработанного устройства, в котором фиксированный объем нефти переводится в делительную воронку путем снижения давления и добавления в нефть органического растворителя. Установлено, что в высокообводненных скважинах наблюдается гравитационное разделение скважинной жидкости на прослои с различным содержанием нефти и воды. Следствием этого становится поступление в пробоотборную тару жидкости, не соответствующей составу скважинной продукции. Рассмотрены возможные решения существующей проблемы пробоотбора: скважинный поток необходимо гомогенизировать перед штатным пробоотборником или отбирать объемные пробы в течение длительного периода времени. Относительная погрешность измерения доли нефти и воды в объемных пробах с помощью разработанного устройства не превышает 0,1 % для высокообводненных скважин. Рассмотрен альтернативный способ оценки обводненности скважинной продукции, основанный на применении двух датчиков давления в колонне лифтовых труб над электроцентробежным насосом, соответствующий требованиям репрезентативности оцениваемых дискретных проб скважинной жидкости. The relevance of the research is defined by the need for standardization of oil products water-cut determining methods and techniques. The aim of the research is to assess the causes and conditions for occurrence of a systematic error in well products composition deter- mining, to minimize errors in water-cut measurements by creating new technologies. The objects of the research are oil producing wells and the processes that occur during the movement of formation products from the bottom of the well to the standard sampler on the outflow line of the wellhead armature. The methods are based on selection of wellhead samples of well products before and after fluid homogenization in the flow line of the well. By the volumetric fluid samples selection technology the oil layer thickness above water was estimated using the developed device in which a fixed oil volume is transferred to a separating funnel by pressure reducing and adding an organic solvent to the oil. As the result of the research it was observed that in high-watered wells borehole fluid separates under the influence of gravity into layers with different contents of oil and water. Therefore the liquid, which flows into the sampling container, does not correspond to the composition of well products. The possible solutions of the existing sampling problem are considered in the article: the well flow must be homogenized before the standard sampler or the volumetric samples should be taken for a long period of time. The relative error in measuring the proportion of oil and water in volumetric samples using the developed device does not exceed 0,1 % for high-watered wells. The paper considers the alternative method for estimating the well products water-cut, based on using of two pressure sensors in a column of lift pipes above the electric centrifugal pump. The method meets the representativeness requirements of the estimated discrete borehole fluid samples. |
| Lenguaje: | ruso |
| Publicado: |
2019
|
| Materias: | |
| Acceso en línea: | http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/55998/1/bulletin_tpu-2019-v330-i9-06.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2019/9/2256 |
| Formato: | Electrónico Capítulo de libro |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=343446 |
MARC
| LEADER | 00000nla2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 343446 | ||
| 005 | 20231102005547.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\book\373790 | ||
| 035 | |a RU\TPU\book\373767 | ||
| 090 | |a 343446 | ||
| 100 | |a 20191002d2019 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drgn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Технические решения по оценке обводненности продукции нефтедобывающих скважин |f И. З. Денисламов [и др.] | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 215 | |a 1 файл (531 Kb) | ||
| 230 | |a Электронные текстовые данные (1 файл : 531 Kb) | ||
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a [Библиогр.: с. 66-67 (33 назв.)] | ||
| 330 | |a Актуальность исследования определена необходимостью стандартизации способов и методик по определению обводненности продукции нефтедобывающих скважин. Цель: оценить причины и условия возникновения систематической погрешности при определении состава скважинной продукции, минимизировать ошибки в измерениях обводненности путем создания новых технологий. Объектом исследования являются нефтедобывающие скважины и процессы, протекающие при движении пластовой продукции от забоя скважины до штатного пробоотборника на выкидной линии устьевой арматуры. Методы исследования основаны на отборе устьевых проб продукции скважин до и после гомогенизации жидкости в выкидной линии скважины. По технологии отбора объемных скважинных проб жидкости оценивалась толщина слоя нефти над водной фазой с помощью разработанного устройства, в котором фиксированный объем нефти переводится в делительную воронку путем снижения давления и добавления в нефть органического растворителя. Установлено, что в высокообводненных скважинах наблюдается гравитационное разделение скважинной жидкости на прослои с различным содержанием нефти и воды. Следствием этого становится поступление в пробоотборную тару жидкости, не соответствующей составу скважинной продукции. Рассмотрены возможные решения существующей проблемы пробоотбора: скважинный поток необходимо гомогенизировать перед штатным пробоотборником или отбирать объемные пробы в течение длительного периода времени. Относительная погрешность измерения доли нефти и воды в объемных пробах с помощью разработанного устройства не превышает 0,1 % для высокообводненных скважин. Рассмотрен альтернативный способ оценки обводненности скважинной продукции, основанный на применении двух датчиков давления в колонне лифтовых труб над электроцентробежным насосом, соответствующий требованиям репрезентативности оцениваемых дискретных проб скважинной жидкости. | ||
| 330 | |a The relevance of the research is defined by the need for standardization of oil products water-cut determining methods and techniques. The aim of the research is to assess the causes and conditions for occurrence of a systematic error in well products composition deter- mining, to minimize errors in water-cut measurements by creating new technologies. The objects of the research are oil producing wells and the processes that occur during the movement of formation products from the bottom of the well to the standard sampler on the outflow line of the wellhead armature. The methods are based on selection of wellhead samples of well products before and after fluid homogenization in the flow line of the well. By the volumetric fluid samples selection technology the oil layer thickness above water was estimated using the developed device in which a fixed oil volume is transferred to a separating funnel by pressure reducing and adding an organic solvent to the oil. As the result of the research it was observed that in high-watered wells borehole fluid separates under the influence of gravity into layers with different contents of oil and water. Therefore the liquid, which flows into the sampling container, does not correspond to the composition of well products. The possible solutions of the existing sampling problem are considered in the article: the well flow must be homogenized before the standard sampler or the volumetric samples should be taken for a long period of time. The relative error in measuring the proportion of oil and water in volumetric samples using the developed device does not exceed 0,1 % for high-watered wells. The paper considers the alternative method for estimating the well products water-cut, based on using of two pressure sensors in a column of lift pipes above the electric centrifugal pump. The method meets the representativeness requirements of the estimated discrete borehole fluid samples. | ||
| 453 | |t Technical solutions for estimating watercut of oil well products |o translation from Russian |f I. Z. Denislamov [et al.] |c Tomsk |n TPU Press |d 2015- |d 2019 | ||
| 453 | |t Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering | ||
| 453 | |t Vol. 330, № 9 | ||
| 461 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\312844 |x 2413-1830 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) |d 2015- | |
| 463 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\373764 |t Т. 330, № 9 |v [С. 60-69] |d 2019 | |
| 610 | 1 | |a обводненность | |
| 610 | 1 | |a скважины | |
| 610 | 1 | |a пробы | |
| 610 | 1 | |a жидкости | |
| 610 | 1 | |a турбулизаторы | |
| 610 | 1 | |a датчики давления | |
| 610 | 1 | |a электроцентробежные насосы | |
| 610 | 1 | |a насосно-компрессорные трубы | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | |a water-cut | ||
| 610 | |a well | ||
| 610 | |a fluid sample | ||
| 610 | |a turbulator | ||
| 610 | |a pressure sensor | ||
| 610 | |a electric centrifugal pump | ||
| 610 | |a tubing | ||
| 701 | 1 | |a Денисламов |b И. З. |g Ильдар Зафирович |6 z01712 | |
| 701 | 1 | |a Гималтдинов |b И. К. |g Ильяс Кадирович |6 z02712 | |
| 701 | 1 | |a Денисламова |b А. И. |g Алия Ильдаровна |6 z03712 | |
| 701 | 1 | |a Максутов |b З. А. |g Зиннат Анверович |6 z04712 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Уфимский государственный нефтяной технический университет |c (1993- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\42 |6 z01701 |9 23148 |
| 712 | 0 | 2 | |a Уфимский государственный нефтяной технический университет |c (1993- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\42 |6 z02701 |9 23148 |
| 712 | 0 | 2 | |a Уфимский государственный нефтяной технический университет |c (1993- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\42 |6 z03701 |9 23148 |
| 712 | 0 | 2 | |a Уфимский государственный нефтяной технический университет |c (1993- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\42 |6 z04701 |9 23148 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20191007 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/55998/1/bulletin_tpu-2019-v330-i9-06.pdf | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2019/9/2256 | |
| 942 | |c CF | ||