RU2610941C1 - Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины - Google Patents

Abstract

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.

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) и погружной телеметрией.

Разработка нефтяных месторождений основана на поскважинном учете добычи нефти и воды с тем, 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) предложена скважина, оборудованная с ЭЦН, который можно 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 колоне 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, ожидания 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.

Известен принцип работы влагомера по патенту РФ №2396427, в котором доля нефти и воды в герметичном вертикально вытянутом сосуде определяется по давлению в нижней точке сосуда. Недостатком способа является то, что нефть находится в этом сосуде с определенным и неизвестным остаточным содержанием попутного нефтяного газа. Поэтому плотность такой нефти всегда остается величиной, определенной с определенной погрешностью, которая будет влиять и на конечный результат - определение обводненности скважинной продукции.

Технической задачей по изобретению является создание технологии скважинных измерений по оценке обводненности скважинной продукции, проводимых без остановки работы глубинно-насосного оборудования и без спуско-подъемных операций глубинных измерительных приборов. Второй технической задачей по изобретению является повышение точности проводимых измерений благодаря приведению скважинной продукции в детерминированное, то есть известное состояние, и использованию в расчетах надежных исходных данных.

Поставленная задача достигается тем, что по способу оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающемуся в измерении давления, создаваемого столбом скважинной продукции в измерительном устройстве, 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, которые 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. Один из датчиков давления располагают на забое скважины - напротив продуктивного пласта, второй - выше на определенном расстоянии от этого датчика. В качестве второго датчика допустимо использовать датчик давления, входящий в комплект стандартного оборудования установки электроцентробежного насоса с внутрискважинной телеметрией типа ТМС, например Электон-ТМС-3 (Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС-3 / Руководство по эксплуатации ЦКД 228 РЭ. - г. Радужный Владимирской обл.: ЗАО «ЭЛЕКТОН», 2013. - 35 с.). Датчик давления в системе ТМС фиксируется, как правило, к нижней части погружного электродвигателя установки ЭЦН.

Благодаря тому, что давления в зонах нахождения верхнего и нижнего по высоте датчиках поддерживаются на время измерения обводненности продукции выше величины давления насыщения нефти газом Р_нас, скважинная продукция между двумя датчиками рассматривается как жидкость без свободного газа, так как попутный нефтяной газ будет находиться в жидкостной фазе в растворенном состоянии. В этом случае разность давлений между двумя датчиками можно записать в виде:

где P₁ - давление в зоне первого - нижнего датчика, в атм;

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

H₁ - вертикальная глубина первого датчика в призабойной зоне пласта, в м;

Н₂ - вертикальная глубина второго датчика, в м;

ρ_ж - средняя плотность жидкости между двумя рассматриваемыми датчиками, в кг/м³.

Плотность двухфазной скважинной продукции при отсутствии свободного попутного нефтяного газа определяется аддитивной формулой:

где ρ_в - плотность воды, в кг/м³, при среднем давлении

;

ρ_н - плотность пластовой нефти, в кг/м³, при среднем давлении Р_ср;

f_в - обводненность скважиной продукции, выраженная в долях от единицы.

Используя формулы 2 и 1, выразим искомую обводненность f_в:

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 - датчик давления в составе ТМС, 5 - верхний датчик давления, 6 - нижний датчик давления, 7 - станция управления скважиной, 8 - кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 9 - штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления.

Обводненность продукции нефтедобывающей скважины по изобретению определяется в следующем порядке:

1. Скважина с УЭЦН предварительно комплектуется двумя или более датчиками, их на кабеле располагают в зоне от ПЗП до электроцентробежного насоса.

2. С помощью электрочастотного регулятора тока ПЭД глубинный насос на время исследований эксплуатируют с наименьшей производительностью, благодаря этому давление в ПЗП и в зоне расположения датчиков давления повышается и становится выше давления насыщения нефти газом, и становится правомерным определения степени обводненности скважинной продукции f_н по формуле (3).

Отметим, что данные по плотностям пластовой воды и нефти при давлениях Р₁, Р₂ и Р_ср определяются заблаговременно по пробам нефти и воды, отобранным глубинными пробоотборниками при давлениях выше Р_нас и разгазированным до атмосферного давления с получением графика зависимости плотности флюида (нефти и воды) от давления.

В таблице 1 дана необходимая по изобретению исходная информация по нефтедобывающей скважине залежи нефти пластово-сводового типа, расположенной на северо-западе республики Башкортостан.

Давление в зоне верхнего датчика давления поддерживается на время измерений чуть выше давления насыщения нефти газом: Р₂>Р_нас (51>50), поэтому в зоне между двумя датчиками в нефти будет отсутствовать свободный газ, а плотность нефти будет практически неизменной величиной в этой зоне. По предварительным лабораторным исследованиям глубинных проб нефти определены плотности пластовой нефти и пластовой воды в интервале давлений Р₁-Р₂. Эти данные приведены в таблице 2.

По формуле (3) находим обводненность по первой скважине:

Рассчитанная по изобретению обводненность скважиной продукции (СП) равна 36,8%. По данным устьевых проб, средняя обводненность СП равна 36,0%.

Расхождение между предложенным способом измерения обводненности и существующим (отбор проб на устье) стал возможным по той причине, что скважинная продукция представляет эмульсионный состав, а это предопределяет гомогенный состав флюидов в зоне устьевого пробоотборника.

Полученная приемлемая сходимость показывает, что предложенный способ сможет стать надежным методом контроля за добычей нефти и воды из скважин. Это особенно важно для тех скважин, где устьевые пробы могут быть не представительными из-за гравитационного разделения скважинной жидкости в выкидной линии скважины в ее устьевой зоне на прослои с различным содержанием нефти и воды.

В открытой печати отсутствует информация по предложенной нами технологии, на наш взгляд, по заявке соблюдены критерии существенного отличия и новизна.

Claims (11)

1. Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающийся в измерении давления, создаваемого столбом скважинной продукции в измерительном устройстве, отличающийся тем, что 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, которые 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, а обводненность скважинной продукции определяют по формуле:
2. 
3. где f_в - обводненность скважиной продукции, выраженная в долях от единицы;
4. P₁ - давление в зоне первого - нижнего датчика, в атм;
5. Р₂ - давление в зоне второго - верхнего датчика, в атм;
6. H₁ - вертикальная глубина первого датчика, в м;
7. Н₂ - вертикальная глубина второго датчика, в м;
8. ρ_в - плотность попутной воды, в кг/м³, при среднем давлении:
9. 
10. где ρ_н - плотность пластовой нефти, в кг/м³, при среднем давлении Р_ср;
11. g - ускорение свободного падения.

Images