Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение уникальное по запасам в России и входит в семерку крупнейших в мире. Оно расположено в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа – Югра в 15–60 км севернее и северо-восточнее
г. Нижневартовск. Месторождение было открыто в 1965 году и после нескольких лет проведения разведочных работ в 1969 году, было введено в разработку и стало ключевым фактором для развития нефтяной отрасли страны.
В настоящее время Самотлорское месторождение находится на поздней стадии разработки. Около 70 % фонда относится к высокообводненному, где обводненность 97 %
и выше. При данных обстоятельствах существует большая погрешность в измерениях обводненности скважинной продукции. Данное обстоятельство приводит к некорректной оценке темпов падения, искажению базовой добычи и корректности планирования добычи нефти в разрезе объектов разработки, что в свою очередь влияет на парковый коэффициент. В связи с этим, было принято решение провести эксперименты по определению влияния существующих методик анализа проб на точность определения обводненности.
Данная тема является актуальной и востребованной. Оптимизация производственных процессов, приведение в соответствие паркового коэффициента позволяет оптимизировать работу, улучшая производительность и эффективность добычи нефти.
Рисунок 1 показывает экспоненциальный рост погрешности существующих методов при увеличении обводненности, сформированный на основании расчетов доверительных границ абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси с доверительной вероятностью 0,95 согласно ГОСТ 8.1007-2022 «Государственная система обеспечения единства измерений. Объемная и массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси».

Расчеты прецизионности по ГОСТ 8.1007-2022 были положены в основу существующей методики измерений АО «Самотлорнефтегаз» «Методика измерений объемной доли воды в нефти с применением деэмульгаторов и термостатирования проб» №М3.7-10, для применения с пробоотборной тарой типа «бутылка».
При этом согласно ГОСТ 8.1007-2022 в диапазоне от 98% до 100% нормирование показателей точности существующих методов не производится, что указывает на резкое увеличение погрешности и невозможности достоверного определения обводненности существующими методами.
Эксперимент проводился с применением традиционной методики отбора проб в бутылку и в цилиндр объёмами 0,5 литров и в колбу объёмом 2,0 литра.

Метод измерений объемной доли воды в пробах обводненной нефти традиционным способом основан на измерении общего объема водонефтяной эмульсии и измерении объема отделившейся после добавления деэмульгатора и термостатирования проб в суховоздушном или водяном термостате при температуре (60±1) °С с помощью измерительной линейкой.
По результатам проведенных испытаний выяснились недостатки существующей методики, с применением тары объёмом 0,5 л:
• разброс результатов анализа в 1–2 % при обводнённости более 97 % (некорректность закрытия режимов, отсутствие точного определения рентабельности скважин);
• ограничен верхний предел результата уровнем 99 %.
Результаты опытных испытаний при отборе проб скважинной продукции в колбу объёмом 2 л. показали:
• точность увеличилась с 1,00 до 0,05 %;
• верхний предел возможности анализа расширен с 99 % до максимального значения 99,9 %.
Для отбора проб на определение обводненности скважины предлагается использовать лабораторную колбу объемом 2 литра с внутренним диаметром цилиндрической части 22,5 мм. Для достижения похожей геометрической точности нам бы понадобился цилиндр высотой 4 метра.
Для проведения измерения на цилиндрическую часть колбы нанесена линейка с миллиметровой шкалой.
После полного раздела фаз нефтяной слой будет располагаться в пределах цилиндрической части, позволяет с достаточной степенью достоверности определить суммарный объём жидкости и объём нефти.
Достоверность использования подтверждается наличием данных о результатах испытаний и технических записей в журналах учета и регистрации поступающих проб, журналах регистрации результатов определения объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси.
Также достоверность методики подтверждает свидетельство об аттестации методики измерений №01.00257-2013/9206-22, выданное ВНИИИР – филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева». Методика зарегистрирована в Федеральном реестре аттестованных методик под №ФР.1.29.2022.44507. Данные возможно проверить на публичном портале ФГИС Росстандарт «АРШИН».
Средства измерений:
• колба-мерная стеклянная 2-2000-2 по ГОСТ 1770;
• термометры ртутные стеклянные лабораторные, с пределами измерений от 0 до 100 градусов, с ценой деления 1,0 градус, и пределами допускаемой абсолютной погрешностью ± 1,0 градус;
• барометр-анероид метеорологический;
• гигрометр психрометрический;
• секундомер;
• пипетки градуированные 2 класса точности;
• баня водяная;
• вода дистиллированная;
• шкаф сушильный лабораторный с температурой нагрева до 130 градусов.

Сущность метода заключается в отстаивании нагретой до 60 °С пробы нефти с добавленным в нее деэмульгатором, до образования границы раздела «нефть–вода».
После охлаждения, расслоения и образования границы раздела фаз «вода-нефть» производят отсчет уровня, отделившийся воды и уровня пробы в мерной колбе с дискретностью цены деления шкалы. Показания снимают по верхнему краю мениска, при этом глаз должен находиться на уровне мениска.
Через 10–15 минут повторно производят отсчет уровня, отделившийся воды и Уровня пробы в мерной колбе. Если уровень, отделившийся воды или уровень пробы в мерной колбе отличается от первоначально измеренных значений менее, чем на одно деление, то измерения завершают. В противном случае отсчет повторяют каждые 10-15 минут до тех пор, пока изменение уровня отделившийся воды или уровня пробы составит менее одного деления шкалы.
После проведения измерений использованные мерные колбы промывают последовательно нефрасом, водопроводной водой, дистиллированной водой, ополаскивают ацетоном (при загрязнении посуды используют хромовую смесь) и сушат в сушильном шкафу.

Погрешность измерений оценивалась согласно утвержденной «Программы оценивания показателей точности при проведении аттестации методики измерений объемной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории АО «Самотлорнефтегаз»».
Для оценивания готовились и использовались эталонные пробы.

Табл. 1. Методы определения обводненности