Способ добычи нефти и устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти предпочтительно в наклонных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах. Техническим результатом изобретения является оперативное получение оптимального количества достоверной информации при минимальных затратах времени и используемого технологического оборудования на скважинах месторождения на протяжении всего межремонтного периода работы скважин и получение информации без подъема приборов и оборудования на поверхность независимо от конфигурации стволов этих скважин с обеспечением безопасности обслуживающего персонала. Сущность изобретения: способ включает спуск в скважину хвостовика с размещенными на хвостовике по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления. Датчики давления применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга. После этого непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта. При этом используют различные комбинации сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида. При абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины. 2 с. и 7 з.п. ф-лы.

 

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи нефти предпочтительно в наклонных, наклонно-направленных или горизонтальных скважинах.

Известен способ добычи нефти и устройство для его осуществления, в соответствии с которым осуществляют контроль забойного давления путем его расчета по данным, полученным на устье скважины, поддерживание забойного давления в процессе добычи на установленном уровне с помощью устройства в виде регулятора давления, размещенного тоже на устье скважины [1].

Недостатком известного решения является зависимость от условий окружающей среды на устье скважины и недостоверность контроля параметров скважины, ведущего к низким показателям эксплуатации.

Известен способ добычи нефти и устройство для контроля параметров скважины, в соответствии с которым осуществляют подъем нефти с помощью насоса и контроль забойного давления с помощью манометра, который спускают вместе с колонной для подъема нефти [2].

Недостатком этого способа является недостаточный объем информации о состоянии физических параметров добываемого флюида в разных точках ствола скважины по его глубине в процессе добычи нефти и, следовательно, недостоверная информация и невысокая эффективность добычи.

Известен способ добычи нефти, включающий спуск в скважину колонны труб для подъема нефти, оснащенной хвостовиком в нижней части колонны, установку хвостовика против нефтяного пласта, обвязку устья скважины и эксплуатацию скважины с подъемом нефти на устье скважины при контроле затрубного, устьевого и забойного давлений в скважине и регулирование режима работы скважины [3].

Известно устройство для добычи нефти, включающее колонну труб для подъема нефти с хвостовиком в нижней части колонны, обвязку устья скважины и датчики давления [3].

Недостатком известного решения как в части способа, так и устройства является их низкая эффективность, обусловленная недостатком контролируемых параметров как в одной точке скважины, так и в разных точках скважины по ее глубине, недостоверностью измеряемых параметров и трудностью по этой причине поддержания оптимальных параметров условий добычи.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа и оперативное получение оптимального количества достоверной информации по скважинному флюиду при минимальных затратах времени и используемого технологического оборудования в скважине на протяжении всего межремонтного периода работы скважин, и получение информации без подъема приборов и оборудования на поверхность независимо от конфигурации стволов этих скважин с обеспечением безопасности обслуживающего персонала.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ добычи нефти включает спуск в скважину хвостовика с размещенными на нем по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления, по меньшей мере последние из которых применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга, после чего непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида и, при абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов, осуществляют регулирование режима работы скважины.

Кроме того:

в скважину спускают глубинный насос, а хвостовик спускают с глубинным насосом, при этом датчики размещают на хвостовике по его длине и выше приема глубинного насоса;

частное значение плотности добываемого флюида (ρ, г/см³) определяют по соотношению:

где ΔP - разница давлений по глубине скважины между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, г/см³;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/сек²;

ΔН_абс - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

обводненность скважинного флюида (V_в, %) дополнительно контролируют по соотношению:

где ΔР - разница давления между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, МПа;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/сек²;

ΔН - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

α - угол наклона ствола скважины на участке между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, град;

ρ_н, ρ_в, ρ_ф - плотность соответственно нефти, воды, скважинного флюида, г/см³;

V - объем воды;

данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и, по мере необходимости, передают на поверхность по кабельной линии связи для обработки и визуализации.

Необходимый технический результат достигается и тем, что устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти включает колонну труб для подъема нефти, хвостовик из труб или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта между парами датчиков давления при различных сочетаниях этих пар;

устройство имеет глубинный насос, гидравлически связанный с колонной труб, а хвостовик жестко связан с нижней частью глубинного насоса, при этом датчики размещены на хвостовике и выше приема глубинного насоса на колонне труб для подъема нефти;

устройство снабжено однопроводной кабельной линией с поверхностью;

устройство снабжено электронным блоком памяти для хранения измеренных параметров в виде цифровой информации и интерфейсом для передачи информации на поверхность для ее визуализации и обработки.

Сущность изобретения.

Информация о работе скважин является только тогда достоверной, когда она получена в реальных условиях работы нефтяного пласта в процессе добычи нефти, т.е. при конкретном забойном давлении, температуре и составе скважинного флюида, при этом является непрерывной во времени. Наличие такой информации позволяет принять правильное и своевременное решение о регулировании работы конкретной скважины, отдельного блока или месторождения в целом, оценить, например, состояние разрабатываемой залежи на любой период времени по работе всех скважин и составить полную историю разработки залежи. Полученная таким образом забойная информация не требует пересчета с учетом сложных переходных процессов, как этого требует информация, полученная на устье скважины. При этом отмечается, что приборное обеспечение сведено, по существу, к минимальному количеству видов измерительных датчиков - датчиков давления, температуры и электропроводности скважинного флюида. При этом на основании данных датчиков давления определяют плотность среды, поступающей из продуктивного пласта, например, на прием насоса. Для получения параметра плотности измеряют давление в двух отстоящих друг от друга точках скважины (на паре датчиков, размещенных на хвостовике) и по разности давлений, измеренной в данных точках в стволе скважины, определяют плотность скважинного флюида. При этом гидравлическое сопротивление между точками замера давлений должно быть минимальным. По этой причине датчики размещают на внешней поверхности хвостовика или лифтовых труб, где движение флюида практически отсутствует, или осуществляют кратковременное отключение насоса. Собственно хвостовик выполняют из труб малого диаметра, например, насосно-компрессорных, 1,5-2 дюйма, или кабеля, например, каротажного бронированного, или троса диаметром 3-36 мм. Способ вычисления плотности скважинного флюида по разности давления в столбе жидкости, измеренного в двух разных точках по глубине скважины исключает необходимость применения таких опасных для персонала методов, как гамма-просвечивание или метод замедленных нейтронов. Для повышения достоверности измерения плотности среды в скважине предусматривают применение датчиков давления, в количестве не менее трех. При этом эти датчики рассредоточивают по длине хвостовика на строго фиксированных и выверенных с необходимой точностью расстояниях друг от друга. Разницу давлений по длине хвостовика рассчитывают с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления, установленных в разных точках. Например, если датчики давления устанавливают в трех точках ствола скважины, а именно: нижний - в нижней части хвостовика над кровлей пласта, средний из них - ниже приема насоса, а верхний - на 50-150 м выше приема насоса, то разность давлений определяют при следующих комбинациях пар датчиков:

нижний — средний;

нижний - верхний;

средний - верхний.

При этом измерения осуществляют непрерывно дискретно во времени. Точность измерений с увеличением количества измерений от трех датчиков давления увеличивают в 1,7 раза.

Для определения влияния динамического режима течения нефти параметры (давление) определяют во взаимно перпендикулярных сечениях потока нефти (вдоль потока и перпендикулярно потоку) скважинными приборами, содержащими датчики измерения давления и температуры, где контакт датчиков со скважинным флюидом осуществляют в двух плоскостях под прямым углом. Отклонения плотности и электропроводности скважинного флюида от установленных интервалов его значений, в частности, от среднего значения, в разных точках ствола скважины свидетельствуют либо о его обводнении, либо о разгазировании. Эти данные, полученные в процессе добычи нефти, являются очень ценными, поскольку позволяют при непрерывно поступающей информации обеспечить оптимальный режим работы как данной скважины, так и соседних, а также находящихся рядом скважин для поддержания пластового давления. Это позволяет обеспечить оптимальный режим разработки нефтяной залежи в целом. При обводнении нефти до допустимого показателя в единичных скважинах останавливают работу скважины и устанавливают природу поступающей воды в пласт. После этого проводят мероприятия по отключению водопроявляющих горизонтов. Если вода в нефти является водой осуществляемого при разработке залежи заводнения, то переходят, например, к циклическому режиму разработки залежи, когда ряд скважин временно останавливают на перераспределение потоков в продуктивном пласте.

При забойном давлении в скважине ниже давления насыщения нефти попутным газом происходит разгазирование нефти и образование оторочек свободного газа, что исключает нормальный режим работы скважины с применением насоса. В этом случае изменяют режим работы скважины и повышают забойное давление до давления выше давления насыщения.

При безнасосной (фонтанной) эксплуатации иногда выгодно эксплуатировать скважины в режиме разделения фаз нефти и газа. В любом случае оптимальный режим эксплуатации скважины или разработки залежи можно осуществить только на базе непрерывно поступающей информации с забоя (продуктивного пласта) скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют спуск в скважину колонны труб для подъема нефти. Перед спуском колонну оснащают насосом с хвостовиком, прикрепленным к его нижней части. В процессе спуска колонны труб для подъема нефти к ней крепят каротажный кабель, которым последовательно соединяют автономные приборы с датчиками, жестко закрепленными на трубах и хвостовике. Обвязывают устье скважины. После этого осуществляют эксплуатацию скважины с подъемом нефти на устье скважины. Одновременно осуществляют по кабельной линии связи контроль затрубного, устьевого, забойного давлений в скважине, а также контроль температуры и плотности и электропроводности скважинного флюида. Дополнительно можно контролировать расход и обводненность скважинного флюида другим методом, например, по данным измерений давления. Данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и, при необходимости, по линии связи считывают с приборов и передают на поверхность.

Все эти параметры контролируют непрерывно во времени и на глубине продуктивного пласта в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины (20-600 сут). Для контроля вышеуказанных параметров приборы, оснащенные датчиками, устанавливают на хвостовике и подъемных трубах в количестве не менее трех и рассредоточивают по глубине в стволе скважины на строго фиксированных расстояниях друг от друга. Вычисляют разницу давлений на участке ствола скважины с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления и определяют плотность скважинного флюида в стволе скважины. Фиксируют также абсолютные величины забойного давления, температуры и электропроводности скважинного флюида. При абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значениях плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины.

Устройство для осуществления способа представляет собой, по существу, устройство для контроля забойных термобарических параметров скважины и состава скважинного флюида в процессе добычи нефти. Ввиду простоты устройства оно не требует графического сопровождения.

Устройство включает колонну труб для подъема нефти. На ней установлен глубинный насос с хвостовиком. Он жестко связан с нижней частью насоса и выполнен из труб, или кабеля, или троса. На хвостовике и выше приема насоса, т. е. на трубах для подъема нефти размещены автономные цифровые приборы с датчиками для измерения температуры, давления и электропроводности скважинного флюида. Каждый прибор кабельной линией связи соединен с поверхностью. По меньшей мере датчики давления установлены в количестве не менее трех на внешней поверхности труб для подъема нефти и хвостовике. Они рассредоточены на выверенные расстояния. В принципе, и остальные датчики могут быть установлены в количестве не менее трех. Датчики обеспечивают возможность измерения, в дискретном режиме и в реальном времени в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины, температуры, давления и электропроводности скважинного флюида в точках их установки в скважине. Каждый прибор с датчиком имеет твердотельную энергонезависимую память для накопления и хранения зарегистрированной датчиками информации в цифровом виде и интерфейс для ее передачи по кабельной линии связи на поверхность для ее обработки и визуализации посредством, например, ЭВМ.

Источники информации

1. RU 2018644 С1, 30.08.94.

2. RU 2077735 C1, 20.04.97.

3. RU 2165517 C1, 20.04.2001.

1. Способ добычи нефти, включающий спуск в скважину хвостовика с размещенными на нем по его длине датчиками температуры, электропроводности и давления, по меньшей мере последние из которых применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга, после чего непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида и при абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в скважину спускают глубинный насос, а хвостовик спускают с глубинным насосом, при этом датчики размещают на хвостовике по его длине и выше приема глубинного насоса.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что частное значение плотности добываемого флюида (ρ, г/см³) определяют по соотношению

где ΔP - разница давлений по глубине скважины между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, г/см³;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/с²;

ΔН_абс - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см.

4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что обводненность скважинного флюида (V_в, %) дополнительно контролируют по соотношению

где ΔР - разница давлений между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, МПа;

g - ускорение свободного падения (g = 9,8 ), см/с²;

ΔН - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см;

α - угол наклона ствола скважины на участке между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, град;

ρ_н, ρ_в, ρ_ф ~ плотность соответственно нефти, воды, скважинного флюида, г/см³,

V - объем воды.

5. Способ по одному из пп. 1-4, отличающийся тем, что данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и по мере необходимости передают на поверхность по кабельной линии связи для обработки и визуализации.

6. Устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти, включающее колонну труб для подъема нефти, хвостовик из труб, или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта между парами датчиков давления при различных сочетаниях этих пар.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что оно имеет глубинный насос, гидравлически связанный с колонной труб, а хвостовик жестко связан с нижней частью глубинного насоса, при этом датчики размещены на хвостовике и выше приема глубинного насоса на колонне труб для подъема нефти.

8. Устройство по п.6 или 7, отличающееся тем, что оно снабжено однопроводной кабельной линией с поверхностью.

9. Устройство по одному из пп. 6-8, отличающееся тем, что оно снабжено электронным блоком памяти для хранения измеренных параметров в виде цифровой информации и интерфейсом для передачи информации на поверхность для ее визуализации и обработки.