Способ определения плотности флюида

Авторы патента:

E21B47 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

ОП ИСАНИЕ

ИЗЬБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советски к

Социалистическик

Республик

<п>901479 (61) Дополнительное к авт. свил-вувЂ” (22) Заявлено 16. 04 ° 79 (21) 2755947/22-03 с присоединением заявки ЭйвЂ” (23)прнорнтетвЂ”

Опубликовано 30. 01 . 82, Беллетень М 4.

Дата опубликования описания 30 (51)М. Кл.

Е 21 В 47/00

Гееудлрстеаииьй кемитет

CCCP

60 делам иаабретеиий и еткрытий (53) УДК 550.832 (088. 8) ! с7 (72) Авторы изобретения

А.И.Тюрин и Г.В.Рогоцкий

Центральная научно-исследовательская лабора

Производственного ордена Трудового Красного объединения "Оренбургнефть" (71) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ФЛЮИДА (2/Ь„ъ) Изобретение относится к измерению плотности жидких сред в скважинах, оборудованных погружными электронасосами.

Известно устройство для определения плотности скважинного флюида с помощью глубинного датчика, опускаемого в скважину на металлическом тросе. При этом скважинное оборудование (электронасос, трубы НКТ) поднимается на поверхность (1).

Недостатками указанного способа являются остановка скважины и наличие операций подъема и спуска скважинного оборудования, что приводит т5 к большим непроизводительным потерям времени и материальным затратамм.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, в котором плотность флюида определяется с помощью измерения температуры, забойного давления и скорости распространения ультразвука во флюиде (23.

2, Однако этот способ трудоемок.

Цель изобретения - упрощение оп" ределения плотности флюида в рабо" тающих скважинах, оборудованных погружными электронасосами.

Указанная цель достигается тем, что устанавливают один датчик давле-ния в электродвигателе погружного насоса и второй вблизи эксплуатируе" мого пласта над его кровлей, которыми определяют разность давлений, а плотность флюида находят из выражения где Ë1 -(%-Р) - разность давлений нижнего и верхнего дат чи ка, кг/смо, Н - расстояние между датчиками; м;

На чертеже показана примерная установка датчиков давления в скважине дпя. использования способа, 3 90147

Схема состоит из устьевой арматуры 1, насосно-компрессорных труб (НКТ)2, на которых подвешен с силовым кабелем 3 погружной электронасос

Верхний датчик 5 давления устанавливают в переводнике 6 электронасоса 4, На каротажном кабеле 7 подвешен датчик 8 давления вблизи эксплуатируемого пласта 9. Штепсельные разъемы 10 находятся в станции ! 1 управления.

Способ осуществляется следующим образом.

Определяют расстояние H„ между датчиками 5 и 8 давления по известным глубинам залегания эксплуатируемого пласта 9 и подвески погружного электронасоса 4 в скважине, после чего предварительно производят на Н„ спуск в скважину каротажного кабеля 7 с датчиком 8 давления, затем производят совместный спуск погружного электронасоса 4 с вмонтированным в него датчиком 5 давления и каротажного кабеля 7 с датчиком 8 давле- 2s ния на глубину подвески электронасоса 4. Силовой кабель 3 электронасоса 4, который одновременно явля« ется и кабелем связи верхнего датчика 5 давления, выводят на дневную по- зв верхность через боковую задвижку арматуры 1 и его соединяют со штепсельным разъемом 10, размещенным в .станции 11 управления. Каротажный кабель

7 выводят на дневную поверхность через ту же боковую задвижку устьевой арматуры 1 и он также соединяется со штепсельным разъемом 10. После монтажа скважинного оборудования скважину пускают в работу и при динамичес" ком режиме замеряют разность давлений по нижнему и верхнему датчикам и из выражения У вЂ” Н (ММ))

10 ъР

- щф 0,660 (У/с и) В результате использования изоб10 ретения в производстве положительный эффект выразится в экономии времени на спуско-подъемные операции скважинного оборудования и остановку скважины. Например, на

1 одну скважину с глубиной подвески электронасоса в скважине 1100 м достигается экономия около 2000 руб.

Кроме того, обеспечивается постоян-, ное измерение плотности флюида в ув процессе добычи нефти работающих скважин, оборудованных погружными электронасосами.

Формула изобретения

Источники информации у принятые во внимание при экспертизе

1, Авторское свидетельство CCCP

У 450095, кл. G 01 N 9/26, 1974.

2. Авторское свидетельство CCCP

N 428081, кл. Е 21 В 47/00, 1974. определяют плотность флюида.

Пример. В скважине N 227

Покровского месторождения нефти объединения "Оренбургнефть" кровля эксплуатируемого пласта 5g расположена . на глубине 2308 м. Проектная глубина подвески электронасоса 1100 м.

Расстояние между датчиками равно

2308-1100=1208 м. При динамическом режиме скважины зафиксировано давле9 ф ние по нижнему датчику 1 179,7 атм, a no верхнему датчику Р 99,9 атм.

Разность давлений составит величину 79,8 атм, Плотность флюида опреляется из выражения

Способ определения плотности флюи- да в работающих скважинах, заключающийся в измерении давления, о т л ич а ю щ и " с я тем, что, с целью упрощения определения плотности флюида в скважинах, оборудованных погружными электронасосами, измеряют давления в электродвигателе погружного насоса и над кровлей эксплуата.ционного пласта и определяют плотность флюида по формуле где P> - давление над кровлей эксплуатационного пласта, кг/си@, Р - давление в электродвигателе погружного насоса, кг/см, Н - расстояние между датчиками, м.

Способ оценки напряжений в массиве горных пород // 899944

Устройство для измерения структурно-механических свойств буровых растворов // 899880

Скважинный дебитомер // 899879

Устройство для спуска кабеля в скважину // 899878

Устройство для соединения скважинного прибора с кабелем // 898049

Устройство для контроля стенок скважин // 896239

Устройство для контроля и калибровки скважинных приборов акустического каротажа // 894644

Устройство для спуска приборов в скважину под давлением // 894181

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100592

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100593

Способ определения азимута и зенитного угла скважины и гироскопический инклинометр // 2100594

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для обследования нефтяных, газовых и геофизических скважин путем движения скважинного прибора в скважине в непрерывном или точечном режиме, при определении азимута и зенитного угла скважины

Скважинный термометр // 2100595

Изобретение относится к устройствам для измерения температуры в буровых скважинах

Установка для измерения и исследования продукции скважин // 2100596

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов

Бескарданный гироскопический инклинометр и способ выработки инклинометрических углов // 2101487

Устройство для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн // 2101488

Изобретение относится к средствам контроля технического состояния обсадных колонн в скважинах и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства

Телеметрическая система передачи и приема информации в процессе бурения // 2101489

Изобретение относится к геофизическим исследованиям

Способ обработки сигналов инклинометрических преобразователей (его вариант) // 2102596

Способ контроля состояния крепи скважины // 2102597

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, применяемым для геофизических исследований скважин, и предназначено для технического состояния их крепи: обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве, а также спущенных в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ)