Способ оценки обводненности скважинной нефти

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу. Технология измерения основана на измерении разности давления в вертикально ориентированном сосуде, содержащем скважинную продукцию в виде пластовой нефти, попутной воды и нефтяного газа. Давление измеряется стационарными датчиками в двух точках скважины - внутри колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ), ближайшей к выкиду электроцентробежного насоса. Датчики давления расположены на известном по вертикали расстоянии, а диаметр НКТ выбирается максимально большим с тем, чтобы потери давления на трения были минимальны. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются в станцию управления как известные величины при измеренных значениях давления и температуры, поэтому рядом с датчиками давления в НКТ дополнительно располагают и датчики температуры. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти из продуктивных пластов, в частности к методам оценки объемов добычи нефти и воды из скважины. Изобретение предназначено для скважин, оборудованных глубинными электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Разработка нефтяных месторождений основана на поскважинном учете добычи нефти и воды для того, чтобы контролировать степень нефтеизвлечения как в целом по залежи или месторождению, так и решать эту задачу отдельно по зонам объекта разработки. Традиционная практика оценки степени обводненности нефтедобывающей скважины основана на периодическом отборе проб скважинной жидкости с устьевого пробоотборника, расположенного на выкидной линии скважины. Согласно ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» пробы с трубопровода можно отбирать только в двух случаях: после насоса или перемешивающего устройства (п. 2.13.1.4). Глубинный насос находится на расстоянии нескольких сотен метров от устьевого пробоотборника, а перемешивающее устройство перед насосом в выкидной линии (ВЛ), как правило, отсутствует. Это приводит к тому, что отбираемая проба может отличаться по составу от скважинной продукции благодаря явлению гравитационного разделения жидкости в ВЛ на прослои с различным содержанием нефти и воды.

С целью повышения точности оценки состава добываемой скважинной жидкости, авторами изобретения по патенту РФ №2533468 (опубл. 20.11.2014) предложено скважину, оборудованную ЭЦН, периодически останавливать и наблюдать за расслоением скважиной продукции, находящейся в колонне насосно-компрессорных труб, на составные части: воду, нефть и нефтяной газ. По высотам нефтяной и водной части в колонне НКТ можно судить об обводненности добываемой жидкости. Определенным недостатком данного способа является то, что колонну НКТ предварительно оборудуют акустическими датчиками и соответствующими преобразователями-контроллерами, вследствие чего повышается стоимость производимых измерений.

Известно изобретение по патенту РФ №2520251 (опубл. 20.06.2014), согласно которому обводненность продукции нефтедобывающей скважины определяется путем остановки эксплуатации электроцентробежного насоса, ожидании гравитационного разделения газожидкостного состава в колонне лифтовых труб на участки с водой и нефтью, а попутный газ при этом выпускается из колонны труб через лубрикаторное устройство. Для определения границ нефти и воды, а также уровня нефти в колоне НКТ, по колонне опускают на геофизическом кабеле измерительный прибор, например резистивиметр или влагомер. Недостатком данной технологии является необходимость остановки работы скважины на длительный период для достижения качественного отстоя скважинной продукции. Вторым недостатком является необходимость проведения спуско-подъемных операций, что также повышает стоимость оценочных работ и увеличивает время простаивания нефтедобывающей скважины. Исследования получаются чрезвычайно дорогими.

Прототипом заявляемого изобретения является способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины по патенту РФ на изобретение №2610941. (опубл. 17.02.2017, бюл. 5). По данному способу ниже насоса и ближе к продуктивному пласту располагают на фиксированном расстоянии друг от друга два датчика давления, во время измерения обводненности в зоне датчиков поддерживают давление выше давления насыщения нефти газом. По датчикам определяют существующий перепад гидростатического давления и выражают из этой измеренной величины доли нефти и воды в однородной водонефтяной эмульсии. Способ применим только для ограниченного числа скважин, у которых в зоне датчиков имеется гомогенный и двухфазный состав из нефти и воды, нефтяной газ должен находиться в растворенном состоянии. Исходя из этого, обводненность исследуемой скважины должна быть не выше 80%, а датчики давления должны находиться как можно ближе к продуктивному пласту с тем, чтобы газ в зоне датчиков находился в растворенном в нефти состоянии.

Технической задачей по изобретению является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу.

Поставленная техническая задача, заключающаяся в том, что в двухфазной водонефтяной среде располагают на фиксированном расстоянии по вертикали два датчика давления и по их показаниям по математической формуле находят обводненность скважинной нефти. Датчики давления устанавливают в насосно-компрессорной трубе (НКТ), расположенной выше глубинного электроцентробежного насоса (ЭЦН) и ближе всего к нему, причем для размещения датчиков давления выбирают НКТ с максимально допустимым внутренним диаметром по техническим условиям эксплуатации скважины, глубинно-насосной установки и нефтяного пласта. Дополнительно рядом с датчиками давления устанавливают и датчики температуры, так как общеизвестно то, что после погружного электродвигателя и электроцентробежного насоса температура пластовой продукции значительно повышается (на 15-25°С). С помощью значений температуры необходимо уточнять значения плотности нефти и воды в расчетной формуле обводненности скважинной нефти.

Рабочие колеса электроцентробежного насоса вращаются с высокой частотой - до 2-х тысяч оборотов в минуту и более, поэтому после сотен ступеней насоса пластовая продукция, независимо от содержания нефти и воды, превращается в гомогенный состав благодаря сотням соударениям, местным сопротивлениям в виде поворотов на 90° и 180°. Именно это место в скважине соответствует требованию п. 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» по оценке состава флюидов в колонне НКТ. Вторым обоснованием нового местоположения датчиков давления является то, что после насоса давление повышается до максимального значения в колонне лифтовых труб и в 95% и более случаях это давление значительно превышает давление насыщения нефти газом. Следствием этого становится то, что в зоне датчиков будет существовать только двухфазная система из нефти и попутной воды.

Для максимального снижения потери давления на трение при движении водонефтяной эмульсии вверх, датчики располагают в НКТ максимально возможного диаметра, например ∅ 114 мм. Расчеты потерь давления на трение по формуле Дарси-Вейсбаха при движении эмульсии вверх показывают, что при таком диаметре НКТ ими можно пренебречь, и они будут меньше величины погрешности измерений датчиков давления.

Обводненность скважинной нефти fв определяют по уже известной формуле (данные патента №2610941):

где:

fв - обводненность скважиной продукции, выраженная в долях единицы.

Р1 - давление в зоне первого - нижнего датчика в атм;

Р2 - давление в зоне второго - верхнего датчика в атм;

ρв - плотность воды в кг/м3 при средней температуре в зоне датчиков и среднем давлении

ρн - плотность пластовой нефти в кг/м3 при средней температуре в зоне датчиков и среднем давлении Рср

ΔН - расстояние по вертикали между верхним и нижним датчиками в НКТ.

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на рисунке, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - верхний датчик давления, 5 - верхний датчик температуры, 6 - нижний датчик давления, 7 - нижний датчик температуры, 8 - кабель электропитания датчиков и ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления скважины, 9 - станция управления скважиной.

Предложенный способ реализуется следующим образом:

1. Предварительно в контроллер станции управления скважины заносится информация по плотности пластовой нефти и воды при заданных значениях давления и температуры. Эти данные получают путем отбора глубинных проб пластовых флюидов и изучения их свойств в лабораторных условиях.

2. Сразу после электродвигателя и насоса в скважину спускают НКТ большого диаметра, внутри которого на расстоянии 8-10 метров (ΔН) установлены по два датчика давления и температуры - всего 4 датчика. В целях сохранности кабель электропитания и обратной связи от датчиков давления на станцию управления запасовывают, то есть устанавливают внутри насосно-компрессорной трубы большого диаметра.

3. После установки насоса на необходимой глубине его запускают в действие с помощью погружного электродвигателя и через некоторое время система «пласт-скважина-насос» стабилизируется, о чем свидетельствует и стабильное положение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины.

4. Датчики давления и температуры передают на станцию управления информацию по давлению и температуре скважинной продукции в их зоне. Контроллер станции управления по заранее введенной информации выбирает по заданной температуре и давлению плотность нефти и воды.

5. По известным параметрам Р1 Р2, ρн и ρв по формуле 1 контроллер определяет долю воды в добываемой нефти (скважинной продукции) и заносит с определенной частотой в память СУ. Эта информация может быть предана на любой необходимый компьютер нефтедобывающей компании по каналу радиосвязи.

Определение обводненности пластовой продукции во внутрискважинной зоне - это дело ближайшего будущего, так как это выгодно для предприятия, к тому же повышается и точность измерений. Заявляемый способ, по мнению авторов, решает эту задачу и обладает такими критериями как новизна и существенное отличие.

Способ оценки обводненности скважинной нефти, заключающийся в том, что в двухфазной и однородной водонефтяной среде располагают на фиксированном расстоянии по вертикали два датчика давления и по их показаниям по математической формуле находят искомую обводненность, отличающийся тем, что датчики давления устанавливают в насосно-компрессорной трубе (НКТ), расположенной выше и на ближайшем расстоянии к глубинному электроцентробежному насосу, причем для размещения датчиков давления выбирают НКТ с максимально допустимым внутренним диаметром по техническим условиям эксплуатации скважины, глубинно-насосной установки и нефтяного пласта, рядом с датчиками давления дополнительно устанавливают и датчики температуры для определения плотности нефти и воды в расчетной формуле обводненности скважинной нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области исследования скважины, а именно к способу экспресс-определения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин, при одновременном совмещении процессов освоения скважин и гидродинамического исследования.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов.

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин в режиме реального времени, в том числе в условиях высоких давлений скважинной продукции.

Изобретение относится к cпособу герметизации эксплуатационной колонны. Техническим результатом является обеспечение герметичной посадки пакера за одну спускоподъемную операцию.

Изобретение относится к способу определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин. Технический результат заключается в определеним объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин с высокой оперативностью и точностью в привязке к глубине бурения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

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

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин.

Изобретение относится к области исследования скважины, а именно к способу экспресс-определения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин, при одновременном совмещении процессов освоения скважин и гидродинамического исследования.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано для проведения гидротермодинамических исследований пластов и, преимущественно, паронагнетательных скважин, в частности, для уточнения геолого-гидродинамической модели продуктивного пласта и залежи, контроля продуктивности скважин.

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при опытной эксплуатации разведочных скважин на многопластовых залежах метаноугольных месторождений.

Группа изобретений относится к области исследования, передачи данных и электроэнергии в буровых скважинах. Система содержит электроприводной скважинный прибор, спусковую колонну гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины, трубу-кабель, размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором.

Изобретение относится к оценке эффективности матричной кислотной обработки. Техническим результатом является значительное сокращение объема получаемых данных, что ускоряет процесс интерпретации данных и делает его менее чувствительным к ошибкам.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу. Технология измерения основана на измерении разности давления в вертикально ориентированном сосуде, содержащем скважинную продукцию в виде пластовой нефти, попутной воды и нефтяного газа. Давление измеряется стационарными датчиками в двух точках скважины - внутри колонны насосно-компрессорной трубы, ближайшей к выкиду электроцентробежного насоса. Датчики давления расположены на известном по вертикали расстоянии, а диаметр НКТ выбирается максимально большим с тем, чтобы потери давления на трения были минимальны. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются в станцию управления как известные величины при измеренных значениях давления и температуры, поэтому рядом с датчиками давления в НКТ дополнительно располагают и датчики температуры. 1 ил.

Наверх