Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины


 


Владельцы патента RU 2520251:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду. Измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального 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 воды и нефти. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины. Техническим результатом является упрощение алгоритма определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины, повышение точности измерения высокой и низкой обводненности продукции скважины (патент РФ №2396427, опубл. 10.08.2010)

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, в котором измерительную емкость (ИЕ) калиброванного объема после продувки продукцией скважины (ПС) наполняют частично отсепарированной ПС в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях. По истечении назначенного времени поступление ПС в ИЕ прекращают. Частично отсепарированную ПС, содержащуюся в резервуаре уровнемера ИЕ, обрабатывают химреагентами, нагревают и выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление (ГСД) и температуру. Производят расчет производительности по жидкости. Затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности. Массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера ИЕ, и плотности нефти. При этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - ИЕ после ее "продувки" ПС перед началом процедуры замера. Потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление ПС в ИЕ и, определив скорость опорожнения ИЕ и избыточное давление, производят расчет производительности по газу. Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления разности ГСД столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости. А плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления значения ГСД, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту (патент РФ №2299322, опубл. 20.05.2007 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая точность определения обводненности, обусловленная перемещением продукции скважины в измерительную емкость.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения обводненности продукции скважины.

Задача решается тем, что в способе определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающем отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности, согласно изобретению определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.

Сущность изобретения

Достоверность определения обводненности продукции добывающих (нефтяных) скважин является одной из важнейших задач при контроле за разработкой объекта, определении рентабельности эксплуатации скважин, оценке эффективности применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

При достижении значений обводненности в 98-99% нередко принимается решение об остановке скважин (переводе в бездействующий или не эксплуатационный фонд) или переходе на вышележащие горизонты. Однако существующие технологии определения обводненности - отбор проб на устье скважин объемом в первые сотни миллилитров, не дают полной уверенности в ее достоверности. Ошибки в 2-3% на высокодебитном, высоко обводненном фонде могут кардинально изменить оценку рентабельности эксплуатации скважины.

Для повышения достоверности определения обводненности добываемой продукции определение проводят в скважинах, где в качестве глубинно-насосного оборудования используют электроцентробежный насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб, оборудованной обратным клапаном. Технология подразумевает определение обводненности непосредственно в скважине без извлечения глубинно-насосного оборудования и до подъема жидкости на поверхность.

Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи (отличающимися не более чем 15%). Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Скважину останавливают и закрытием задвижки отсекают от нефтепровода, при этом обратный клапан не допускает перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в скважину. В результате получают отсеченный сосуд - внутренняя полость колонны насосно-компрессорных труб, равный по объему 2-3 м3, что в несколько тысяч раз превышает объем стандартной пробы. Данный отсеченный сосуд имеет сильно вытянутую практически в вертикальном направлении форму, что повышает эффективность гравитационного разделения газожидкостной смеси.

После остановки скважину выдерживают в течение времени, необходимого для гравитационного разделения фаз (газ-нефть-вода). В данный период выделенный газ стравливают через лубрикаторную задвижку. Время определяется опытным путем с учетом температуры добываемой продукции, обводненности и в начальной стадии организации данной работы уточняется отбором проб в нефтяной шапке с использованием глубинных пробоотборников. Также для улучшения процесса разделения фаз через лубрикаторную задвижку можно добавлять маслорастворимый деэмульгатор. Далее через лубрикаторную задвижку спуском в колонну насосно-компрессорных труб резистивиметра, влагомера или другого аналогичного прибора фиксируют уровень жидкости и водонефтяного раздела. Рассчитывают высоту нефтяной шапки и по ее отношению к общей высоте столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб определяют объемную долю нефти и, соответственно, рассчитывают обводненность добываемой продукции:

W объемная = 1-h нефти/h жидкости (%)

Использование манометра в комплексе с влагомером также позволяет рассчитать плотность нефтяной «шапки» и, соответственно, подтвердить полноту разделения фаз.

Пример конкретного выполнения

Скважина №1387 Акташской площади Ново-Елховского месторождения расположена посередине нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи: дебит 80 м3/сут, забойное давление 11,7 МПа. Скважину эксплуатируют 30 сут, т.е. не менее времени выхода на рабочий режим. Скважина добывает нефть с кыновского и пашийского горизонтов с использованием следующего глубинно-насосного оборудования - электроцентробежного насоса ЭЦНМ5-60-1200, спущенного на глубину 1400 м на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Над электроцентробежным насосом установлен обратный клапан. Перед остановкой скважины через пробоотборник отбирают контрольную пробу, которая показала обводненность 100%. Скважину останавливают, проводят технологическую выдержку в течение суток и производят исследование по обводненности. Получены следующие данные: уровень жидкости - 264,5 м, водонефтяной раздел - 288 м. Т. е. нефтяная «шапка» составляет 23,5 м при столбе жидкости в колонне насосно-компрессорных труб - 1135,5 м (1400-264,5 м). Таким образом, обводненность составляет 97,9%. Эффективность разделения подтвердили как пробы, отобранные глубинным пробоотборником с двух точек в нефтяной «шапке» (обводненность 0,75% и 0,3%), так и показания манометра (давление на водонефтяном разделе составило 0,2 МПа, что соответствует плотности 23,5 м нефтяной шапки в 0,85 г/см3, т.е. нефти).

Таким образом, предложенный способ позволяет определять обводненность более точно, чем известные.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения обводненности продукции скважины.

Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности, отличающийся тем, что определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте. Техническим результатом является увеличение эффективности и/или производительности операции отбора проб пластовой текучей среды или работы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оперативного исследования пластов бурящихся поисково-разведочных скважин без подъема бурильных труб при проведении исследований.

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается способа и системы для получения характеристик градиентов состава и свойств текучей среды коллектора, представляющего интерес, и анализа свойств коллектора на основе таких градиентов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб. .

Изобретение относится к гидрогеологическим исследованиям скважин и предназначено для отбора глубинных проб жидкости в скважинах. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин и добыче газа. Группа изобретений может найти применение при проведении геофизических и гидродинамических исследований и позволяет оценить продуктивность газовых скважин, вскрывших продуктивный изотропный пласт под заданным зенитным углом, и оптимизировать их конструкции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения качества цементирования скважин. Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины заключается в равномерном перемещении вдоль скважины акустического преобразователя и отработке полученного на его выходе шумового сигнала, по которому судят о глубине расположения места перетока флюида.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу.
Наверх