Способ измерения дебита скважины

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита. Способ включает измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска полированного штока насоса. Разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе. Причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации.

Известен способ измерения дебита продуктивных интервалов скважин, включающий последовательную изоляцию интервалов перфорации и определение расхода жидкости со всех неизолированных интервалов, после чего определяют интегральный и дифференциальный профили притока [авт. свид. SU №983260, кл. Е21В 47/00].

Недостатком известного способа является его недостаточно высокая точность измерения, обусловленная как недостаточно надежной изоляцией интервалов пласта, так и большими погрешностями измерения суммарного количества притока жидкости из неизолированных интервалов.

Известен способ определения дебита скважины, принятый в качестве прототипа, включающий измерение статического и динамического уровней жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубой, измерение уровня подъема жидкости в период до следующего цикла подъема скважинного штангового насоса и определение величины дебита по разнице уровней жидкости в обсадной трубе во время подъема и спуска насоса [пат. RU №2229593, кл. Е21В 47/00].

Недостатком известного способа является сложность его осуществления, связанная с необходимостью спуска в межтрубное пространство измерителя уровня, а также невысокая точность измерения, обусловленная периодичностью замеров.

Задача - упростить способ определения дебита при одновременном повышении точности.

Поставленная задача решается тем, что в способе измерения дебита скважины, включающем измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска насоса, в отличие от прототипа, разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе, причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений.

На фиг.1 показана схема осуществления предлагаемого способа.

В обсадной трубе 1 размещена насосно-компрессорная труба 2 с выкидной линией 3. Внутри трубы 2 совершает возвратно-поступательные движения полированный шток 4 скважинной насосной установки. Патрубком 5 пространство между обсадной трубой 1 и насосно-компрессорной трубой 2 соединено с резервуаром 6, который в свою очередь соединяется с мерным цилиндром 7. С помощью поплавка 8 и индуктивной линейки 9 величина уровня жидкости в мерном цилиндре 7 передается в блок обработки информации 10, с которым также соединены датчики предельного верхнего положения 11 и предельного нижнего положения 12, контролирующие процесс движения полированного штока 4.

Способ измерения дебита скважины осуществляется следующим образом.

При движении полированного штока 4 вверх насос поднимает скважинную жидкость, которая через выкидную линию 3 выводится из насосно-компрессорной трубы 2. При этом в пространстве между обсадной трубой 1 и насосно-компрессорной трубой 2 уровень скважинной жидкости понижается из-за всасывания насосом. При нахождении в верхнем предельном положении насос прекращает всасывание жидкости, которая начинает поступать в межтрубное пространство из продуктивного пласта. При этом поднимается уровень жидкости в межтрубном пространстве, что ведет к вытеснению газа из межтрубного пространства в патрубок 5 и резервуар 6. Под воздействием поступающего газа жидкость из резервуара 6 вытесняется в мерный цилиндр 7, снабженный поплавком 8. Измерение уровня жидкости в мерном цилиндре 7 осуществляется путем взаимодействия поплавка 8 и индуктивной линейки 9. Данные о величине уровня жидкости в мерном цилиндре 7 поступают в блок обработки информации 10, причем начало отсчета определяется по сигналу датчика 11, а окончание отсчета - по сигналу датчика 12. Дебит скважины соответствует объему жидкости в мерном цилиндре 7, измеренному в течение одного спуска насоса. При осуществлении подъема насоса уровень скважинной жидкости уменьшается, вследствие чего во внутреннем объеме обсадной трубы создается разрежение. Это приводит к тому, что газ из резервуара 6 всасывается в полость обсадной трубы 1, жидкость из мерного цилиндра 7 возвращается в резервуар 6 и измерительная установка приводится в исходное состояние. Таким образом, применение предложенного способа позволяет осуществлять непрерывный контроль дебита скважины и накопление базы данных об изменении величины дебита за длительный период эксплуатации скважины.

По сравнению с аналогичными способами измерения дебита скважин предлагаемое техническое решение обладает следующими преимуществами:

- более простой методикой измерения, позволяющей производить замеры в режиме реального времени;

- более простой конструкцией устройства, осуществляющего предложенный способ;

- повышенной точностью и достоверностью измерений, обусловленной прямой зависимостью объема вытесняемого газа от дебита скважины.

Способ измерения дебита скважины, включающий измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска и подъема полированного штока насоса, отличающийся тем, что разность объемов жидкости в промежутке между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе, причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения.

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.

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.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин.

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.

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.

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

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью. По наличию аномалий производят определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости. При этом дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Технический результат заключается в одновременном выделении заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышении надежности оценки технического состояния скважин. 2 ил.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам. Данные по плотностям пластовых флюидов получаются по предварительным исследованиям глубинных проб нефти и воды нефтедобывающих скважин. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ включает запуск скважинного прибора в центральной трубе скважины, причем скважинный прибор содержит корпус и установленные в корпусе прибора генератор импульсов и регистратор сигнала; генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины; регистрацию, посредством регистратора сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины; повторение операций генерирования и регистрации для различных положений генератора импульсов по глубине скважины; обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления; фильтрацию зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу и принятие вершины гиперболы в качестве определяющей положение границы вода/цемент. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 4 ил., 11 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры. Модульный комплекс содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха. Между собой указанные модули и блоки обвязаны технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой. Вход мерной емкости в модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости. Обеспечивается расширение функциональных возможностей мобильного комплекса. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта. Можно осуществлять мониторинг флюидов, добываемых из подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, путем закачивания в скважину жидкости для гидравлического разрыва, которая содержит индикатор. Способ может применяться для мониторинга как добытых углеводородов, так и добытой воды. Индикатор также можно использовать при борьбе с поступлением в скважину песка, при гидравлическом разрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, или при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Индикатор является компонентом композита, в котором он может быть иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия), или пористых частиц, на носителе, или прессован со связующим веществом в твердые частицы. Индикатор может медленно высвобождаться из композита. Технический результат заключается в повышении эффективности количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов, подвергнутых гидравлическому разрыву. 3 н. и 29 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита. Способ включает измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска полированного штока насоса. Разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе. Причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений. 1 ил.

Наверх