Способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах. Способ включает определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент. Спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок. Осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов. Формирование и съем электрического сигнала. Замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем. Определяют молярную массу Мг газа и удельную газовую постоянную. Определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе. Определяют плотность газа ρг на выбранном участке. Определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S. Замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку. Замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться. Замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления. Замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов. Определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками. Определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси. Динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек. Определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

где: ρн и ρв - плотности нефти и воды;

αг - объемная доля растворенного газа в сырой нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

Известен способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, в котором замер осуществляется скважинными расходомерами тахометрического типа [Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - С. 104-109], в первую очередь турбинными и шариковыми расходомерами.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная наличием вращающихся элементов, которые подвержены загрязнению (асфальтосмолопарафиновыми отложениями, механическими примесями и т.д.), а также тем, что не позволяют определить обводненность сырой нефти и объемное содержание выделившегося газа.

Наиболее близким техническим решением по совокупности существенных признаков к заявляемому изобретению и выбранным в качестве прототипа является способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, в котором замер в проточном цилиндрическом кожухе, полом направляющем аппарате (вращатель потока) кольцеобразной формы с радиальными относительно измерительного канала лопатками криволинейного профиля в сечении, осуществляется шарообразным телом качения из магнитного материала, размещенным в канавке для обеспечения его движения по штатной кольцевой траектории под воздействием вращающегося потока измеряемой среды / Патент № 2346154, МПК E21B 47/10 (2006.01); Опубл.: 10.02.2009 /. Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная наличием шарообразного тела (из магнитного материала), которое подвержено загрязнению (асфальтосмолопарафиновыми отложениями, механическими примесями и т.д.), а также тем, что не позволяют определить обводненность сырой нефти и объемное содержание выделившегося газа при осуществлении одновременной добычи из разных пластов.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах.

Указанная цель достигается тем, что в способе замера фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающем определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонента, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, определяют молярную массу газа и удельную газовую постоянную (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, выполненным с возможностью центрирования по оси скважины, определяют плотность газа ρг на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку, замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться, замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов, определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения на расстояние между этими точками, определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, динамический напор потока Δр определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

Кроме того, в некоторых случаях в способе замера фазового расхода в нефтедобывающих скважинах перед спуском в скважину рабочую часть размещают в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, замеряют показания датчиков статического давления и определяют поправку между ними, определение разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления осуществляется замером перепада давления между ними.

Замер плотностей нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам, позволяет учитывать их при замере расходов компонент, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение состава нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, позволяет определить молярную массу газа и удельную газовую постоянную (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная) [Авторское свидетельство СССР №1835537. Способ определения доли испаренного вещества в газожидкостном потоке. Заявл.: 04.07.1988. Опубл. 23.08.1993]:

позволяет повысить точность учета газа при замере расходов компонент, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение температуры скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, позволяет учитывать изменение плотностей компонент в зависимости от температуры, что обеспечивает повышение эффективности.

Расположение замерных датчиков на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, позволяет при необходимости производить замеры на любом участке ствола скважины независимо от его кривизны, что обеспечивает повышение эффективности.

Выполнение корпуса с возможностью центрирования по оси скважины позволяет производить замеры по центру потока и исключить возмущения, вносимые пограничным слоем, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение плотности газа ρг на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, позволяет более точно учитывать его содержание, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение площади проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, позволяет учитывать площадь проточной части при определении расхода, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление замера полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, по ее оси по направлению навстречу потоку позволяет повысить точность замера, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление замера статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, позволяет определять текущую обводненность, что обеспечивает повышение эффективности.

Выполнение расстояния между точками замера статического давления с возможностью изменения позволяет менять погрешность определения обводненности, что обеспечивает повышение эффективности.

Замер расстояния h между точками замера статического давления позволяет оценить погрешность определения обводненности, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение угла наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, позволяет определить высоту между точками замера и учесть наклон ствола скважины, что обеспечивает повышение эффективности.

Поступление замеренных данных в узел формирования и съема электрических сигналов позволяет осуществить обработку замеренной информации, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение плотности водонефтегазового потока ρсм как отношения разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения на расстояние между этими точками позволяет определить плотность водонефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение объемной доли газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, позволяет учитывать его содержание в потоке, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение динамического напора потока Δр как разности полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, позволяет определить скорость потока, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение объемного расхода водонефтегазовой смеси по формуле:

позволяет определить объемный расход, что обеспечивает повышение эффективности. Определение обводненности водонефтяной эмульсии по формуле:

позволяет определить обводненность, что обеспечивает повышение эффективности.

Размещение перед спуском в скважину рабочей часть в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, и замер показаний датчиков статического давления позволяет определить поправку между ними, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление определения разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления замером перепада давления между ними позволяет повысить точность, что обеспечивает повышение эффективности.

Если в сырой нефти содержатся только нефть и вода с плотностями соответственно ρн и ρв, то ее обводненность (объемная доля воды в единице объема) определяется по известной формуле [Шаякберов В.Ф. Установки для измерений количества нефти и нефтяного газа для скважин и их кустов. // Измерительная техника. - М., 2011. - №11. - С. 26-30; Shayakberov V.F. Test units for measurements of the quantity of petroleum and petroleum gas for wells and well clusters. // Measurement Technique. - USA, 2012. - Vol. 54. - №11. February. - Pp. 1249-1255] по перепаду ее гидростатического давления ΔPж при высоте столба жидкости hcosδ (h - расстояние между точками замера, δ - угол наклона между ними):

При наличии в сырой нефти растворенного газа методика определения обводненности по перепаду гидростатического давления дополняется за счет его учета. Молярная масса газа Mг определяется, например, по 6-компонентному составу и молярным массам компонент Mг,i и их концентрациям kг,i [Авторское свидетельство СССР №1835537. Способ определения доли испаренного вещества в газожидкостном потоке. Заявл.: 04.07.1988. Опубл. 23.08.1993]:

Удельная газовая постоянная с учетом (2) находится так [3]:

где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная.

Объем растворенного газа Vг,ну (при нормальных условиях), содержащегося в 1 м3 дегазированной сырой нефти, замеряется в лабораторных условиях, измеряются температура t и давление Р. Плотность газа ρг и объем растворенного газа при параметрах рабочей части Vг находятся по уравнению Менделеева-Клапейрона:

Объемная доля растворенного газа αг в сырой нефти составляет:

Объемную долю нефти αн в сырой нефти запишем так:

Плотность сырой нефти с учетом (5) представим так:

После подстановки в (9) выражения для плотности из [4,5] и проведения несложных преобразований получим выражение для определения объемной доли воды в сырой нефти

Тогда обводненность сырой нефти с учетом (7) составит

При αг=0 уравнение (8) принимает вид (1).

Погрешность определения обводненности в зависимости, в частности, от высоты между точками замера статического давления приведена в работах [Шаякберов В.Ф. Погрешность вычисления обводненности при использовании трубной установки для измерений количества сырой нефти и газа // Измерительная техника. 2013. №2. С. 25-26; Shayakberov V. F. Error in calculation of degree of tlooding with the use of a pipe device for mearsurements of the quantity of crude oil and gas // Measurent Technique. USA: 2013. Vol. 56. №2. P. 146-148].

Заявляемый способ замера фазового расхода в нефтедобывающей скважине, когда замер статического давления производится в двух точках, осуществляется следующей последовательностью операций:

1) определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент;

2) в случае установки корпуса на участке ствола скважины со сверхнормативной кривизной ствола корпус изготавливают полностью или частично гибким, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом;

3) замер расстояния h между точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности);

4) определение угла наклона δ между точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности) для определения глубины между ними;

5) спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины;

6) определение температуры t скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами;

7) определение площади проточной части S скважины в месте расположения датчика полного давления, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления;

8) замер плотностей нефти ρн и воды ρв, например, по отобранным на устье скважины пробам;

9) установка приемного отверстия датчика полного давления по оси скважины навстречу потоку, например при помощи центраторов на корпусе;

10) установка корпуса по оси скважины, например при помощи центраторов;

11) замер полного давления р*;

12) замер статического давления р1 в точке, расположенной первой после датчика полного давления;

13) замер статического давления р2 в точке, расположенной второй после датчика полного давления;

14) поступление замеренных данных одного полного и двух статических давлений в узел формирования и съема электрических сигналов;

15) определение плотности водонефтяной смеси по формуле (g - ускорение свободного падения):

16) определение обводненности водонефтяной смеси по формуле:

17) определение динамического напора потока по формуле:

18) определение скорости потока по формуле:

19) определение объемного расхода скважинной продукции по формуле:

Заявляемый способ определения фазового расхода в нефтедобывающей скважине, когда замер статического давления производится в трех точках, осуществляется следующей последовательностью операций:

1) определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент;

2) в случае установки корпуса на участке ствола скважины со сверхнормативной кривизной ствола корпус изготавливают полностью или частично гибким, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом;

3) замер расстояния h12 между первой и второй точками замера статического давления на корпусе; замер расстояния h23 между второй и третьей точками замера статического давления на корпусе; замер расстояния h13 между первой и третьей точками замера статического давления на корпусе; (отсчет начинается с ближайшей к датчику полного давления точки; может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности);

4) определение угла наклона ствола скважины δ12 между первой и второй точками замера статического давления на корпусе; определение угла наклона ствола скважины δ23 между второй и третьей точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности) для определения глубины между ними;

5) спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины;

6) определение температуры t скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами;

7) определение площади проточной части S скважины в месте расположения датчика полного давления, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления;

8) замер плотностей нефти ρн и воды ρв, например, по отобранным на устье скважины пробам;

9) определение состава нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8- компонентному составу;

10) определение молярной массы газа:

11) определение удельной газовой постоянной (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

12) определение объема растворенного газа Vг,ну (при нормальных условиях), содержащегося в 1 м3 дегазированной сырой нефти, например замеряется в лабораторных условиях;

13) установка приемного отверстия датчика полного давления по оси скважины навстречу потоку, например при помощи центраторов на корпусе;

14) установка корпуса по оси скважины, например при помощи центраторов;

15) замер полного давления р*;

16) замер статического давления р1 в точке, расположенной первой после датчика полного давления;

17) замер статического давления р2 в точке, расположенной второй после датчика полного давления;

18) замер статического давления р3 в точке, расположенной третьей после датчика полного давления;

19) поступление замеренных данных одного полного и трех статических давлений в узел формирования и съема электрических сигналов;

20) определение плотности водонефтегазовой смеси между первой и второй точками по формуле (g - ускорение свободного падения):

21) определение плотности водонефтегазовой смеси между второй и третьей точками по формуле:

22) определение плотности водонефтегазовой смеси между первой и третьей точками по формуле:

23) если ρсм,1-2см,2-3см,1-3, выделенного газа нет и определение обводненности водонефтяной смеси по формуле:

24) если ρсм,1-2≤ρсм,2-3, то выделенного газа нет и определение обводненности водонефтяной смеси по п. 23;

25) если ρсм,1-2см,2-3, определение изменение плотности из-за выделения газа по формуле:

26) определение объемной доли газа между второй и третьей точками:

27) определение плотности газа по формуле:

28) определение обводненности по формуле:

29) определение динамического напора потока по формуле:

30) определение скорости потока по формуле:

31) определение объемного расхода скважинной продукции по формуле:

Один из возможных вариантов выполнения устройства для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах показан на фиг. 1.

Устройства для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах находится в скважине 1. Оно состоит из двух жестких корпусов 2, соединенных гибким элементом 3. На нижнем жестком корпусе 2 расположен датчик полного давления 4 и датчик статического давления 5, на втором жестком корпусе 2 расположен датчик перепада давления 6 и кабель 7.

Устройство для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах работает следующим образом. После установки его на выбранном участке ствола скважины 1 производится замер полного давления и статического давления датчиками полного 4 и статического давления 5, расположенными на нижнем жестком корпусе 2. Замер перепада давления осуществляется датчиком перепада давления 6, расположенным на втором жестком корпусе 2. Замеренная информация поступает на обработку по вышеизложенным методикам по кабелю 7. Гибкость при прохождении искривленных участков ствола скважины при спуске обеспечивается гибким элементом 3.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность за счет возможности определения фазового расхода компонент из любого пласта и надежности эксплуатации из-за отсутствия подвижных и/или вращающихся деталей.

1. Способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, отличающийся тем, что замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, определяют молярную массу Мг газа и удельную газовую постоянную R (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, выполненным с возможностью центрирования по оси скважины, определяют плотность газа ρг на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку, замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться, замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов, определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статический давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками, определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

где: ρн и ρв - плотности нефти и воды;
αг - объемная доля растворенного газа в сырой нефти.

2. Способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах по п. 1, отличающийся тем, что перед спуском в скважину рабочую часть размещают в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, замеряют показания датчиков статического давления и определяют поправку между ними; определение разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления осуществляется замером перепада давления между ними.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин. Технический результат заключается в упрощении определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин. Способ включает замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости. После этого повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении. После чего определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной. Затем снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной. Определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом (ГРП) после затопления. Для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин. 1 ил.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Технический результат заключается в увеличении точности оценки моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Способ содержит идентификацию данных отслеживания линии тока; вычисление среднего времени пробега линии тока в каждой ячейке сети на основании данных отслеживания линии тока; идентификацию кратчайшей или быстрейшей линии тока для добывающей скважины, используя среднее время пробега линии тока в каждой ячейке сети; вычисление среднего времени пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока через каждую пересекаемую ячейку сети, используя процессор вычислительной машины; оценку момента прорыва флюида в добывающей скважине, используя данные моделирования распространения флюида и среднее время пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 13 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи. Технический результат - исключение преждевременного поступления пластовой воды в продукцию скважины, минимизация обводнения продукции, увеличение коэффициента извлечения газа в целом, а также увеличение зоны отбора газа эксплуатационных скважин. Способ включает оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная. Выделяют скважины, подлежащие пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по аналитическому выражению. Пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий. При получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа. В качестве инструмента пошагового регулирования принимают дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов. Регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Сущность изобретения: по первому варианту на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора. Внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой. В нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой. Выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком. Нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. По второму варианту внутри каплеотбойника в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором. Верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения. Обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения: B=ρЖ - ρH / ρB-ρH, где ρЖ - плотность жидкости, ρH - плотность нефти, ρB - плотность воды. Использование предлагаемого способа позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения. 1 ил.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте. Система и способ может использоваться для отображения фактической скорости текучей среды или пропорциональной скорости текучей среды для соответствующей линии тока при заранее определенных временных шагах приращения. Технически результат - улучшение визуализации без необходимости в цветовой схеме или таблице. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки. Способ включает непрерывное одновременное измерение объемного расхода газоконденсатной смеси в основном измерительном и дополнительном трубопроводах. Расчет покомпонентного расхода по газу и газовому конденсату и измерение объемных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора в дополнительном трубопроводе. Сравнение для каждого временного отсчета значений измеренных расходов со значениями расчетных параметров и установку на основании статистических критериев равноточности и совместимости сравниваемых параметров. При подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют средние значения расходов в основном и дополнительном трубопроводах, сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе, и если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают средние значения расходов по газу и конденсату в обоих трубопроводах, и если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату в дополнительном трубопроводе. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование. Способ включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. Причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия. Используется расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности. 2 з.п. ф-лы, 1 ил, 1 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания. Для контроля процесса обводнения используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определяют среднеквадратичные отклонения температуры и давления при разных режимах работы скважины и их сравнивают. Начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и . По результатам ежедневного замера давления и температуры на устье нормально работающих скважин за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления и наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий , , диагностируют начало обводнения скважины. Анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий , , диагностируют самозадавливание скважины. 3 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах. Способ включает определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент. Спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок. Осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов. Формирование и съем электрического сигнала. Замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем. Определяют молярную массу Мг газа и удельную газовую постоянную. Определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе. Определяют плотность газа ρг на выбранном участке. Определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S. Замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку. Замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться. Замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления. Замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов. Определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками. Определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси. Динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек. Определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:где: ρн и ρв - плотности нефти и воды;αг - объемная доля растворенного газа в сырой нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх