Способ определения плотности жидкости в скважине

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтяной промышленности как способ определения плотности жидкости в межтрубном пространстве действующей скважины. Способ реализуется тем, что давление в зоне глубинного насоса определяют по стационарному датчику, а давление на газожидкостном разделе в межтрубном пространстве РГЖР определяют расчетным путем по формуле Лапласа-Бабинэ при наличии информации по температуре и коэффициенту сверхсжимаемости z. При отсутствии этих данных по скважине необходимое давление РГЖР рассчитывают по аналогии с жидкой фазой, а именно - как сумму устьевого давления и дополнительного давления, создаваемое столбом газа от устья до уровня жидкости. Искомую плотность жидкости определяют исходя из полученных значений давления в зоне насоса и газожидкостного раздела. Техническим результатом является обеспечение возможности получать информацию с необходимой частотой, а также снижение стоимости работ по получению информации о плотности жидкости в межтрубном пространстве. 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

В нефтедобывающей скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовой (попутный нефтяной газ) и жидкостной с определенным содержанием растворенного газа. Несмотря на применение специальных трубок для доставки различных реагентов с устья скважины на прием глубинного насоса по МП, в нефтегазодобывающих компаниях продолжают использовать межтрубное пространство в качестве канала доставки технологических жидкостей и реагентов. Эффективность таких технологий доставки реагентов зависит от плотности жидкости в межтрубном пространстве, поэтому разработаны и успешно применяются несколько технологий определения этого параметра скважины.

Общеизвестно применение глубинных манометров малого диаметра на скребковой проволоке для записи давления от устья скважины до глубинного насоса с последующим определением плотности жидкости в МП. Данный способ показывает среднюю величину плотности жидкости, так и распределение параметра по глубине скважины. Недостатками способа являются его трудоемкость (необходимы спуско-подъемные операции с манометром) и значительная длительность по времени в интерпретации полученных данных.

Распространенным в нефтепромысловой практике является диагностика плотности скважинной жидкости с помощью гамма-плотномера, спускаемого в МП на геофизическом кабеле (стр. 34 в источнике: Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990. - 240 с.). Такие исследования проводятся только в остановленных скважинах, и такая технология не позволяет определять плотность жидкости в работающей скважине - при наличии определенного давления газа от уровня жидкости до устья скважины (реальные условия доставки реагентов на прием глубинного насоса).

Известен поплавковый плотномер по патенту РФ на изобретение №2038577 (опубл. 27.06.1995), который спускается в скважину на геофизическом кабеле и фиксирует плотность жидкости путем формирования электромагнитных сигналов в ее измерительной части. Устройство и способ его применения обладают теми же недостатками - необходимо время и финансовые затраты на проведение спуско-подъемных операций (СПО).

Технической задачей изобретения является создание такой технологии измерения плотности жидкости, которая будет осуществляться в работающей нефтедобывающей скважине в постоянном или периодическом режиме и без проведения СПО глубинных измерительных приборов. Такая технология должна значительно снизить стоимость работ по получению информации о плотности жидкости в межтрубном пространстве.

Поставленная задача по изобретению решается тем, что в способе определения плотности жидкости в скважине, основанным на измерении давления в разных по высоте точках жидкости, давление в зоне глубинного насоса измеряется с помощью стационарного датчика глубинной телеметрии, давление в зоне раздела между жидкостью и газом определяется по формуле Лапласа-Бабинэ*:

а плотность жидкости определяется по формуле:

где в формулах 1 и 2:

РГЖР- давление газа в зоне газожидкостного раздела (ГЖР), МПа;

Руст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины, МПа;

Рнасос - давление жидкости в зоне глубинного насоса, МПа;

ρотн - относительная плотность газа по воздуху, единицы;

Н - расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в скважине, м;

Ннас - расстояние по вертикали от устья скважины до насоса, м;

Тср, zcp - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа от устья скважины до ГЖР (Тср измеряют в градусах K, а параметр zcp - безразмерная величина);

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2.

* Известная формула Лапласа-Бабинэ (стр. 134 в источнике: Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с. ) базируется на известных значениях параметров: Tcp, zcp. При отсутствии этой информации давление газа в зоне газо-жидкостного раздела РГЖР рассчитывается по формуле 3:

где: ρг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве, кг/м3 (находится в прямой зависимости от давления в скважине).

Современная глубинная телеметрия нефтедобывающих скважин применяется на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Информация о давлении в зоне глубинного насоса Рнасос передается по кабелю электропитания погружного электродвигателя на станцию управления УЭЦН. Остальные параметры - Руст, Н - замеряются непосредственно с устья скважины различными исследовательскими комплексами типа Микон - 101. Параметры Tcp, zcp, ρг для попутного нефтяного газа, находящегося в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины, как правило, определяются заблаговременно для группы скважин одного месторождения проведением комплекса исследований.

На рисунке приведена нефтедобывающая скважина, оборудованная УЭЦН и глубинной телеметрией. На приведенной схеме, по которой реализуется заявленное изобретение, обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - глубинный насос УЭЦН, 4 - датчик давления, 5 - кабель электропитания и передачи информации, 6 - станция управления УЭЦН, 7 - давление Руст, 8 - давление РГЖР, 9 - вентиль межтрубного пространства, 10 - межтрубное пространство скважины.

Давление в зоне насоса Рнасос замеряется датчиком 4 в постоянном или периодическом режиме и передается на станцию управления 6 по кабелю 5. Через вентиль 9 в постоянном или периодическом режиме измерительной аппаратурой определяются параметры: Руст, Н. Плотность жидкости в межтрубном пространстве определяется по формуле 2.

В таблице приведена необходимая по изобретению информация по двум нефтедобывающим скважинам одного из месторождений в северо-западной части республики Башкортостан.

Таблица
Исходные данные для расчета плотности жидкости в скважине
Параметр Единица измерения Условный номер скважины
1 2
Рнасос МПа 3,46 3,31
Руст МПа 1,68 1,06
Н м 1559 1315
Ннас м 1762 1682
Тср К 293 296
zcp - 0,90 0,91
ρг кг/м3 1,1085 при Р=0,1 МПа 1,0277 при Р=0,1 МПа
18,62 при Р=Руст 10,89 при Р=Руст
ρотн - 0,857 0,795

Расчеты для скважины №1

По формуле 1 находим давление РГЖР:

По формуле 2 находим плотность жидкости:

При отсутствии значений параметров Tcp и zcp давление РГЖР находим по формуле 3:

РГЖРустг·g·H=1,68+18,62·9,81·1559=1,97 МПа

Также по формуле 2 находим плотность жидкости:

Относительная погрешность между двумя определениями плотности жидкости не превышает 2,2%, что говорит о приемлемой сходимости.

Расчеты по второй скважине показали, что при наличии данных по средним значениям температуры и коэффициенту сверхсжимаемости (расчет РГЖР по формуле 1) плотность жидкости равна 583 кг/м3. При отсутствии Тср, zcp плотность подсчитана с использованием формулы 3 и равна 586 кг/м3. Относительное расхождение между двумя способами равно 0,51%.

Апробация предложенного способа на этих двух и других скважинах показывает то, что плотности жидкости в межтрубном пространстве при наличии попутного нефтяного газа под значительным давлением имеют величину не более 750 кг/м3. Это имеет практическую важность - на прием насоса можно доставлять по затрубному пространству и реагенты с плотностью 800 кг/м3 и даже менее.

В предложенном изобретении плотность жидкости в межтрубном пространстве, находящейся между газовой средой и глубинным насосом, определяется исходя из разницы давлений на границах исследуемой зоне. В зоне насоса применяются данные современной телеметрии, а на газожидкостном разделе давление определяется расчетным путем исходя из свойств реального газа. Такой подход отсутствует в известных методиках и нефтепромысловой практике исследования скважин, поэтому соответствует, на наш взгляд, критериям «новизна» и «существенное отличие».

Способ определения плотности жидкости в скважине, основанный на измерении давления в разных по высоте точках жидкости, отличающийся тем, что давление в зоне глубинного насоса измеряется с помощью стационарного датчика глубинной телеметрии, давление в зоне раздела между жидкостью и газом определяется по формуле Лапласа-Бабинэ:

а плотность жидкости определяется по формуле:

где в формулах 1 и 2:
РГЖР - давление газа в зоне газожидкостного раздела (ГЖР), МПа;
Руст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины, МПа;
Рнасос - давление жидкости в зоне глубинного насоса, МПа;
ρотн - относительная плотность газа по воздуху, доли единицы;
Η - расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в скважине, м;
Ннас - расстояние по вертикали от устья скважины до насоса, м;
Тср, zcp - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа от устья скважины до ГЖР (Тср измеряют в градусах K, а параметр zcp - безразмерная величина);
g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2,
при отсутствии данных по Тср, zcp давление газа в зоне газожидкостного раздела РГЖР рассчитывается по формуле 3:

где ρг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве, кг/м3 (находится в прямой зависимости от давления в скважине).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных разведочных и эксплуатационных скважин. .

Изобретение относится к измерительной системе для измерения плотности среды, являющейся изменяющейся в отношении термодинамического состояния, в частности, по меньшей мере, частично сжимаемой, протекающей в технологическом трубопроводе, таком как технологическая магистраль или труба, вдоль оси потока в измерительной системе.

Изобретение относится к устройству и служит для определения концентрации азотной кислоты, тяжелых элементов и других веществ в технологических растворах радиохимического производства в аппаратах без избыточного давления при переработке отработанного ядерного топлива по значению измеренной плотности раствора.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для покомпонентного измерения потока нефти, который, как правило, дополнительно содержит свободный газ и воду, а также может быть использовано при измерениях газовых потоков в магистральных газопроводах, двухфазных потоков в различных областях промышленности, для замера трудно учитываемых жидкостей, например глинистые и цементные растворы.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам измерения плотности твердой фазы гетерогенных систем (сыпучие материалы, тканые и нетканые материалы, пористая фильтрующая керамика, газонаполненные пластмассы (поропласты) и др.), и может найти применение в различных отраслях промышленности.

Изобретение относится к стройиндустрии, в частности к способам оценки качества твердых неорганических материалов, преимущественно имеющих мелкопористую структуру, и может быть использовано в строительстве, геологии и минералогии.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к пневматическим способам контроля поверхностного натяжения и плотности жидкости, и может найти применение в различных отраслях промышленности, таких как нефтяная, химическая, микробиологическая, пищевая и др.

Изобретение относится к области измерения параметров жидкости или газа непосредственно в потоке и может найти применение в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов. Способ оценки количественных потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при малых дыханиях резервуара, оборудованного дыхательным клапаном, заключается в контроле над изменением избыточного давления в резервуаре и предусматривает регистрацию значения избыточного давления, атмосферного давления, средних значений температуры газового пространства в резервуаре, определение изменений массовой концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара, определение массовых потерь от испарения при вытеснении обогащенной парами углеводородов по определенным формулам. Обеспечивается повышение точности определения массовых потерь. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты установки электроцентробежного насоса. Способ защиты установки электроцентробежного глубинного насоса заключается в отключении электропитания погружного электродвигателя установки при показании датчика глубинной телеметрии, равном или ниже определенной заданной величины. Один датчик давления устанавливают на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН), второй датчик давления устанавливают в межтрубном пространстве на устье скважины. Величину Pмин - давления датчика, при котором и ниже которого отключается работа ПЭД, рассчитывают в постоянном режиме времени как сумму двух давлений: давления столба жидкости над датчиком Pгидро и давления газа над газожидкостным разделом (динамическим уровнем) PГЖР: Pмин=Pгидро+PГЖР, причем величина PГЖР определяется расчетным путем исходя их показаний второго - устьевого датчика давления, а давление Pгидро задается постоянной величиной исходя из скважинных условий и характеристик глубинного насоса. 1ил., 1 табл.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в системах измерения параметров жидких сред, например, в химической, нефтяной и других отраслях промышленности, где требуется учет количества жидкости (масса, объем), хранящейся в резервуарах. Устройство для измерения плотности и уровня жидкости содержит дифманометр, который соединен плюсовой камерой с трубой, погруженной в контролируемую среду, а минусовой камерой - со свободным от жидкости пространством резервуара, двухпоплавковый датчик уровня, измерительный элемент которого установлен внутри трубы, а сама труба выполнена в виде колокола с расширением в нижней его части (далее - колокол). Первый поплавок датчика уровня охватывает колокол снаружи, а второй поплавок находится под колоколом в расширенной его части на измерительном элементе датчика уровня. Измерительный элемент датчика уровня и колокол герметично соединены в верхней части колокола, при этом между ними присутствует зазор, позволяющий передавать воздействие гидродинамического давления в плюсовую камеру дифманометра, герметично соединенную с колоколом. Техническим результатом настоящего изобретения является упрощение конструкции устройства, обеспечивающего оперативный контроль средней плотности жидкости в резервуаре с помощью простой технологии процесса измерений. 1 ил.

Предусмотрен способ определения характеристик текучей среды для многокомпонентной текучей среды. Способ включает в себя этап измерения первой плотности, ρ1, многокомпонентной текучей среды, содержащей один или более несжимаемых компонентов и один или более сжимаемых компонентов в состоянии первой плотности. Способ дополнительно включает в себя этап регулировки многокомпонентной текучей среды из состояния первой плотности в состояние второй плотности. Затем вторая плотность, ρ2, многокомпонентной текучей среды измеряется в состоянии второй плотности, и определяются одна или более характеристик текучей среды по меньшей мере одного из сжимаемых компонентов или несжимаемых компонентов. Причем пропорция одного или более несжимаемых компонентов и одного или более сжимаемых компонентов в потоке многокомпонентной текучей среды является, по существу, одинаковой при состоянии первой плотности и состоянии второй плотности. Технический результат - улучшение измерений. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области экспериментальной океанографии, предназначено для непосредственного измерения вертикальных профилей плотности, температуры и скорости течения в море и может быть использовано в промышленности и на транспорте для определения тех же параметров в жидких средах, а также для контроля загрязнений морской воды. Согласно заявленному способу в море погружают трубку, у которой нижнее отверстие открыто, а верхнее присоединено к компрессору воздуха, которым осуществляют управляемое нагнетание-стравливание воздуха в трубке в заданном диапазоне давления. Фиксируют относительно вертикали положения уровней z1 и z2 воды в трубке, измеряют разносное давление внутри трубки и атмосферного на уровнях z1 и z2 соответственно P(z1) и P(z2) при ускорении свободного падения g, и рассчитывают среднюю плотность слоя воды между уровнями z1 и z2 по выражению: Согласно заявленному устройству оно содержит погруженную вертикально в море трубку, у которой нижнее отверстие открыто, а верхнее присоединено к управляемому компрессору воздуха и датчику разницы давлений воздуха внутри трубки и атмосферного, выход которого подключен к одному из входов блока электроники, к двум другим входам которого подключены соответственно первый распределенный термопрофилемер, уложенный вдоль трубки внутри ее, и второй распределенный термопрофилемер, уложенный вдоль трубки снаружи ее. Выход блока электроники подключен к процессору, выход управления которого соединен с входом управляемого компрессора воздуха. При этом трубка преимущественно выполнена жесткой. Техническим результатом заявленных способа и устройства является простота и надежность их эксплуатации и широкая область применения, а также высокая точность измерения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения ряда параметров жидких сред в потоке трубопровода. Заявленное устройство содержит измерительную колонку, выполненную в виде двух коаксиальных, установленных с кольцевым зазором вертикальных труб - с внешней трубой и внутренней трубой, датчик разности давления, установленный в верхней части измерительной колонки, два датчика разности давления, установленные в нижней части измерительной колонки, датчик давления и датчик температуры измеряемой жидкости, импульсные трубки с «эталонной» жидкостью, а также регистрирующий блок. Измерительная колонка снабжена дополнительным датчиком разности давления, точки отбора давления которого разнесены между собой по высоте L, а точки отбора давления датчиков разности давления, установленных в нижней части измерительной колонки, разнесены между собой по высоте ΔН. Датчики разности давления, датчик давления и температуры измеряемой жидкости размещены на внешней вертикальной трубе измерительной колонки и соединены с регистрирующим блоком, который снабжен программой для расчета параметров, таких как плотность, скорость, расход, давление и вязкость измеряемой жидкости согласно прилагаемым формулам. Технический результат - повышение точности измерения плотности измеряемой жидкости и расширение функциональной возможности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к области измерительной техники и предназначено для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин. Заявленное устройство содержит измерительную колонку с вертикальной ветвью, снабженной первым датчиком разности давления и датчиками абсолютного давления и температуры измеряемой жидкости, и ветвь измерительной колонки, содержащую участок калиброванного трубопровода длиной L1 меньшего диаметра D1 и участок калиброванного трубопровода длиной L2 с резким расширением его диаметра D2 в выходном патрубке, снабженный вторым датчиком разности давления. Ветвь измерительной колонки на участке калиброванного трубопровода длиной L1 снабжена третьим датчиком разности давления, а вертикальная ветвь измерительной колонки диаметром D снабжена четвертым датчиком разности давления. Кроме того, на вертикальной ветви измерительной колонки установлен сосуд с «эталонной» жидкостью, поддерживающей постоянный уровень высот столбов «эталонной» жидкости h1 и h2 в импульсных трубках, а на входе вертикальной ветви измерительной колонки установлена струевыпрямительная решетка. При этом все измерительные датчики соединены с регистрирующим блоком с заложенной программой для определения плотности, скорости потока, вязкости, количества массы воды, нефти, газа измеряемой газожидкостной смеси по прилагаемым формулам. Технический результат - повышение точности измерения плотности измеряемой газожидкостной смеси и расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтяной промышленности как способ определения плотности жидкости в межтрубном пространстве действующей скважины. Способ реализуется тем, что давление в зоне глубинного насоса определяют по стационарному датчику, а давление на газожидкостном разделе в межтрубном пространстве РГЖР определяют расчетным путем по формуле Лапласа-Бабинэ при наличии информации по температуре и коэффициенту сверхсжимаемости z. При отсутствии этих данных по скважине необходимое давление РГЖР рассчитывают по аналогии с жидкой фазой, а именно - как сумму устьевого давления и дополнительного давления, создаваемое столбом газа от устья до уровня жидкости. Искомую плотность жидкости определяют исходя из полученных значений давления в зоне насоса и газожидкостного раздела. Техническим результатом является обеспечение возможности получать информацию с необходимой частотой, а также снижение стоимости работ по получению информации о плотности жидкости в межтрубном пространстве. 1 ил.

Наверх