Способ определения обводненности скважинной нефти

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для оценки состава продукции нефтедобывающих скважинах по нефти и попутной воде. Рекомендуемая область применения изобретения - нефтедобывающие высокообводненные скважины, оборудованные глубинным электроцентробежным насосом с обратным клапаном над насосом.

Обводненность скважинной продукции на нефтяных месторождениях или содержание нефти и воды в добываемой скважинной жидкости является самой востребованной информационной величиной в нефтедобывающих предприятиях. Существует несколько методик и технологий по определению обводненности скважинной нефти, основной из которых является отбор устьевых проб скважинной жидкости объемом 0,4-1,5 литра и определение в лабораторных условиях содержания в такой пробе доли нефти и воды. При гравитационном разделении скважиной продукции перед пробоотборной точкой на прослои с различным содержанием нефти и воды существует вероятность несоответствия отобранной пробы составу скважинной продукции, транспортируемой по выкидной линии (ВЛ) устья скважины.

Известны два решения обозначенной проблемы. Можно добиться гомогенности скважинной продукции в ВЛ перед штатным устьевым пробоотборником согласно требованиям пункта 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб (Изд-во стандартов, 2001. - 25 с.).

Второе направление - это определение обводненности добываемой нефти непосредственно во внутренней зоне колонны лифтовых труб (колонны насосно-компрессорных труб - НКТ). Например, известно изобретение по патенту РФ №2533468 «Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом» (опубл. 20.11.2014), по которому после гравитационного отстаивания межфазные уровни идентифицируются с помощью акустических датчиков, заблаговременно установленных в колонне НКТ выше электроцентробежного насоса. По методу существует необходимость остановки скважины на период гравитационного перераспределения флюидов в колонне лифтовых труб.

В качестве прототипа нами рассматривается патент РФ на изобретение №2520251 «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 20.06.2014), согласно которому колонна нососно-компрессорных труб скважины рассматривается как гигантский сосуд-пробоотборник, в котором пластовая продукция расслаивается на воду, нефть и газ. Нефть и вода остаются в колонне НКТ, а попутный газ постепенно стравливается через пробоотборник в лубрикаторе на устье скважины. Способ имеет такой же недостаток, что и по патенту №2533468 - необходимо время до 24 часов для достижения полного расслоения скважинной продукции на нефть и воду. Этот осуществляется только при остановке работы скважины, что, в свою очередь, означает образование потерь в добыче нефти.

Технической задачей по заявляемому изобретению является обеспечение более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Техническая задача выполняется следующим образом. В способе определения обводненности скважинной нефти, заключающемся в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости, предварительно над глубинным насосом устанавливают обратный клапан, после остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного, несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб, путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли, при этом давление в трубопроводной линии путем штуциирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации.

Практика эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками электроцентробежных насосов, продукция которых является высокообводненной нефтью, показывает, что уровень жидкости в колонне НКТ стабилизируется в течение нескольких минут, а перевод жидкости из колонны НКТ в емкость на устье скважины занимает не более трех часов даже при малой производительности электроцентробежного насоса.

Схема скважины с УЭЦН с необходимым поверхностным оборудованием для реализации измерения обводненности добываемой нефти согласно изобретению приведена на чертеже. Условно обозначены позициями следующие элементы: 1 - колонна лифтовых труб, 2 - обратный клапан, 3 - электроцентробежный насос, 4 - вентиль для стравливания газа, 5 - уровнемер типа Микон-101 или Судос, 6 - манометр, 7 - регулируемый штуцер, 8 - патрубок для слива жидкости в емкость, 9 - емкость для сбора скважинной продукции, 10 - задвижка на выкидной линии скважины, 11 - расходомер (счетчик жидкости).

Технология измерения обводненности скважинной нефти заключается в следующем.

1. К скважине с УЭЦН и обратным клапаном 2 устанавливают вертикальную емкость 9 с постоянным сечением по высоте. Работу глубинного насоса останавливают.

2. Задвижку 10 закрывают, а вентиль 4 открывают с тем, чтобы понизить давление в колонне НКТ до атмосферного и выпустить весь дегазированный из нефти попутный газ.

3. Известно, что основной объем попутного нефтяного газа находится после глубинного насоса в растворенном состоянии в нефти, поэтому благодаря малой доле нефти в скважинной продукции происходит быстрое всплытие основной массы нефти в верхнюю часть колонны НКТ и последующая после этого усадка нефти из-за выпуска попутного нефтяного газа из нефти. Этот процесс контролируют с помощью уровнемера с акустическим принципом действия типа Микон-101 или Судос.

4. После стабилизации статического уровня Нстат на неизменной величине определяют объем жидкости Vж, находящийся в колонне НКТ, запускают в работу глубинный насос 3 и жидкость из колонны лифтовых труб 1 переводят для дальнейшего гравитационного разделения в емкость 9. Перед этим вентиль 4 закрывают, а задвижку 10 открывают. Прохождение необходимого объема Vж в емкость 9 определяют по расходомеру 11.

5. Весь период перевода жидкости из колонны лифтовых труб в емкость 9 давление в выкидной линии между задвижкой 10 и штуцером 7 поддерживают таким, каким оно было при штатной работе глубинного насоса скважины. Этот процесс осуществляется с помощью плавного приоткрытия или прикрытия штуцера 7.

Благодаря штуциированию и работе скважины как в штатном режиме эксплуатации минимизируется погрешность при определении обводненности скважинной нефти. При отсутствии штуцера на устье скважины давление на выходе электроцентробежного насоса будет меньшим на величину устьевого давления, чем при штатной эксплуатации системы «пласт-насос». Это приведет к росту производительности глубинного ЭЦН на определенную величину, что, в свою очередь, может привести к опережающему движению капель нефти относительно общего потока и увеличению доли нефти в жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб. В итоге без имитации работы скважины штатному режиму может произойти завышение доли нефти в скважинной продукции (снижение обводненности добываемой нефти).

Рассмотрим реализацию изобретения на примере нефтедобывающей скважины со следующими исходными данными:

- ∅ колонны лифтовых труб (колонны НКТ) - 73 мм; внутренний D=62 мм;

- обратный клапан установлен над насосом на глубине Н=1000 м;

- фактическая режимная производительность глубинного ЭЦН Q=48 м3/сут;

- обводненность скважинной нефти по устьевым пробам - 88-89%.

На скважине проведены следующие работы со следующими результатами:

1. Скважина остановлена в 1200 на измерение обводненности добываемой нефти путем остановки глубинного электроцентробежного насоса.

2. В течение 30 минут уровень жидкости в колонне НКТ при открытом вентиле 4 стабилизировался на уровне Нст=53 м. Такой уровень соответствует объему жидкости в колонне лифтовых труб:

3. Путем пуска глубинного ЭЦН в работу через расходомер 10 по патрубку 8 в емкость 9 пропускают 2,86 м3 нефти и воды из колонны лифтовых труб 1. При заполнении емкости 9 давление перед штуцером поддерживается на уровне 1,2 МПа - величине, соответствующем рабочему давлению на ВЛ при режимной эксплуатации глубинного насоса.

4. В начальной стадии заполнения емкости 9 в поток скважинной продукции добавляется маслорастворимый деэмульгатор марки Рекод-758 в объеме 70 грамм.

5. Продукция из колонны лифтовых труб в объеме 2,86 м3 оставляется в покое в емкости 9 на 20-24 часа для полного гравитационного отстаивания. Разделению способствует относительно высокая температура в 21°С (летнее время года) и действие деэмульгатора.

После заполнения емкости 9 скважина пускается в эксплуатацию в штатном режиме.

6. Через сутки с помощью пробоотборника по патенту РФ на изобретение №2452933 определяется толщина слоя нефти над водой Ннефти=14,4 см при общей высоте столба жидкости в емкости 9 Нобщ=110 см. Высота водной части отобранной скважинной жидкости равна Нв=110-14,4=95,6 см. Искомая обводненность скважинной нефти равна

Измеренная по описанной технологии обводненность оказалась ниже обводненности добываемой нефти, определенной по устьевым пробам. Это можно объяснить наличием гравитационного разделения скважинной продукции в выкидной линии в зоне отбора пробы.

В отличие от прототипа (изобретение №2520251) для определения обводненности добываемой нефти нет необходимости вывода скважины из эксплуатации на сутки, это исключает потери в добыче нефти. К тому же разделение скважинной нефти в емкости с большой межфазной поверхностью и при наличии деэмульгатора происходит за более короткий временной интервал и с большим качеством. Проба нефти, отобранная со средней части нефтяной части жидкости в емкости 9, показала в лабораторных условиях наличие воды не более 0,5%.

Измерение объема скважинной продукции в колонне лифтовых труб с дальнейшим переводом этого объема в емкость возле устья скважины для дальнейшего исследования его компонентного состава является основной сущностью заявляемого изобретения. Такое техническое решение, по мнению авторов, соответствует критериям «новизна» и «существенное отличие».

Способ определения обводненности скважинной нефти, заключающийся в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости, отличающийся тем, что предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан, после остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного, несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб, путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли, при этом давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации.



 

Похожие патенты:

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени.

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида.

Группа изобретений предназначена для удаления твердых примесей из нижней части аппаратов, работающих под избыточным давлением газа, в частности из скважинных приустьевых отбойников, и может применяться в нефтяной, газовой, химической и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к разделению и нагреву водонефтяных эмульсий и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Установка для разделения и нагрева водонефтяной эмульсии содержит емкость 1 с патрубками 2, 3, 4, 5 ввода нефтяной эмульсии, вывода нефти, вывода воды, нефтяного газа, расположенный снаружи емкости 1 цилиндрический кожух 6 с патрубками 7, 8 ввода и вывода теплоносителя и с размещенной в нем жаровой трубой 9, циркуляционный насос 10 и нагреватель 11.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Группа изобретений относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использована в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использована для разделения жидкой и газообразной фаз.

Группа изобретений относится к способам, системам и многофазным сепараторам обработки воды для гидроразрывов. Технический результат заключается в обеспечении безопасности при гидроразрыве пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромысле. Устройство для разделения нефтяной эмульсии включает цилиндрический корпус 1 с системой ввода эмульсии в виде трубчатого перфорированного коллектора 7 и патрубками вывода продуктов ее разделения 5, 6, установленный в продольном сечении корпуса 1 V-образный коалесцирующий пакет 15, систему сбора и вывода воды 3, 4, 21, датчики контроля уровня воды, систему контроля и управления открытием и закрытием системы вывода воды, перфорированную неполную перегородку 9, патрубок вывода газа 6, верхнюю сплошную наклонную поперечную перегородку 11, одинарный коалесцирующий пакет 10, нижнюю сплошную вертикальную перегородку 12, нижнюю вертикальную перфорированную в нижней части перегородку 13, нижнюю неполную перегородку 18, верхнюю вертикальную неполную перегородку 14, параллельные перегородки 16 со щелями 17 в нижней части от V-образного коалесцирующего пакета 15 до низа корпуса 1.

Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13, теплообменное устройство 11, измерительные приборы, трубопроводную обвязку, запорно-регулирующую арматуру.

Предложенная группа изобретений относится к способам отделения твердой фазы от текучей среды, может быть использована для отделения твердой фазы из бурового раствора. Способ отделения твердой фазы от текучей среды, в котором: присоединяют магистральную трубу к поперечно-поточному вибрационному ситу для приложения напора к пульпе, сообщают вибрации камере, обеспечивают протекание пульпы в тангенциальном направлении по поверхности фильтровальных сеток для того, чтобы жидкость из пульпы проходила через эти фильтровальные сетки и дроссельное отверстие. Способ осуществляют с помощью системы, содержащей поперечно-поточное вибрационное сито, имеющее камеру, которой сообщены вибрации во время работы сита; магистральную трубу, соединенную с поперечно-поточным вибрационным ситом для приложения напора к пульпе в направлении поперечно-поточного вибрационного сита; впускную трубу, соединенную с магистральной трубой для сопряжения между магистральной трубой и камерой; фильтровальную сетку, установленную в камере поперечно-поточного вибрационного сита, дроссельное отверстие, расположенное в камере. Текучая среда в пульпе сепарируется в то время, когда пульпа протекает в тангенциальном направлении сквозь фильтровальную сетку. Расход пульпы через камеру ограничен дроссельным отверстием, и твердая фаза пульпы выгружается из камеры через дроссельное отверстие. Технический результат – повышение производительности и эффективности отделения твердой фазы от текучей среды. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.

Наверх