RU2674351C1

RU2674351C1 - Способ оценки обводненности скважинной нефти

Info

Publication number: RU2674351C1
Application number: RU2017144963A
Authority: RU
Inventors: Ильдар Зафирович Денисламов; Рустам Рауилевич Ишбаев; Вильдан Рафисович Хасаншин; Алия Ильдаровна Денисламова
Original assignee: Ильдар Зафирович Денисламов
Priority date: 2017-12-20
Filing date: 2017-12-20
Publication date: 2018-12-07

Abstract

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.

Description

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 f_в определяют по уже известной формуле (данные патента №2610941):

где:

f_в - 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;

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

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

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, ρ_н и ρ_в 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.

Claims

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.