Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом

Авторы патента:

Грибенников Олег Алексеевич (RU)

Баландин Лев Николаевич (RU)

E21B47/06 - измерение температуры или давления (измерение температуры вообще G01K; измерение давления вообще G01L)

Владельцы патента RU 2515666:

Баландин Лев Николаевич (RU)
Грибенников Олег Алексеевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле

Р_заб=ρ_ж.гл.·g·(Н_перф.-Н_д.макс),

где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Н_д.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

Известно «Устройство для измерения давления на забое скважины», которое спускают в скважину для получения информации о забойном давлении (См. Ав. св. СССР №1314033, от 10.07.1985 г., МПК Е21В 47/06). Устройство отличается высокой точностью определения, но имеет ряд недостатков: замер давления на забое скважины возможно осуществить только в фонтанных и компрессорных скважинах. Исключается возможность его использования в скважинах, оборудованных погружными насосами.

Известен «Способ исследования наклонно-направленных скважин с погружным электронасосом», включающий подъем насосного агрегата, спуск скважинного прибора на забой и насосного агрегата на глубину оптимального режима работы скважины, включение его, проведение исследований и извлечение прибора в обратной последовательности (См. Ав. св. СССР №1265300, от 25.04.1985 г., МПК Е21В 47/00). Недостатком данного метода является то, что необходимо ставить на скважину бригаду подземного ремонта скважины и производить две спускоподъемных операции.

Известен «Способ определения забойного давления в скважине», который заключается в измерении уровня жидкости в скважине методом волнометрирования. При этом на устье скважины возбуждают акустический зондирующий импульс и регистрируют отраженный импульс. Затем с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа вычисляют забойное давление. Метод является более производительным, но учитывает среднюю плотность жидкости в скважине, которую трудно определить точно (Патент РФ №2052092 от 07.09.1993 г.). Известные исследования по замеру давлений на приеме погружного насоса, а также давлений в интервале перфорации со спуском в скважину манометров показали, что применяемый на практике расчет забойного давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.

Технический результат изобретения достигается за счет измерения максимальной глубины динамического уровня, заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле

$Р_{з а б} = ρ_{ж . г л .} \cdot g \cdot (Н_{п е р ф .} - Н_{д . м а к с}), (1)$

где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Н_д.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.

На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.

На фиг.2 - график определения динамического уровня первым методом.

На фиг.3 - график определения динамического уровня вторым методом.

Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, достигая своего максимального значения, соответствующего установившемуся забойному давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до максимальной глубины динамического уровня не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить давление на забое можно по формуле (1).

Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение давления на забое скважины сводится к нахождению максимальной глубины динамического уровня при выводе скважины на режим после глушения. Определить точку Н_д.макс. можно двумя приближенными методами.

Первый метод заключается в нахождении точки пересечения между прямыми, соединяющими две последние точки при понижении динамического уровня (первая прямая) и две первые точки при повышении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем максимальную глубину динамического уровня в межтрубном пространстве скважины при выводе скважины на режим. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2

Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (H₁; t₁) и 2 (Н₂; t₂), во втором - 3 (Н₃; t₃) и 4 (Н₄; t₄).

Уравнения прямых примут вид

$\frac{H_{1} (t) - H_{1}}{H_{2} - H_{1}} = \frac{t - t_{1}}{t_{2} - t_{1}} (2)$

$\frac{H_{2} (t) - H_{2}}{H_{4} - H_{2}} = \frac{t - t_{2}}{t_{4} - t_{2}}, (3)$

где

H₁, Н₂, Н₃, Н₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, Н₂, Н₃, H₄, ч;

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав некоторые математические преобразования, получаем систему уравнений

${\begin{cases} H_{1} (t) = \frac{t - t_{1}}{t_{2} - t_{1}} \cdot (H_{2} - H_{1}) + H_{1} \\ H_{2} (t) = \frac{t - t_{3}}{t_{4} - t_{2}} \cdot (H_{4} - H_{2}) + H_{2} \end{cases} (5)$

где

H₁, Н₂, Н₃, Н₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, Н₂, Н₃, Н₄, ч;

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время t_д.макс равно:

$t_{д . м а к с} = (\frac{t_{1} \cdot (H_{2} - H_{1})}{t_{2} - t_{1}} - H_{1} - \frac{t_{3} \cdot (H_{4} - H_{3})}{t_{4} - t_{3}} + H_{3}) / (\frac{H_{2} - H_{1}}{t_{2} - t_{1}} - \frac{H_{4} - H_{3}}{t_{4} - t_{3}}), (6)$

где

H₁, Н₂, Н₃, Н₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, Н₂, Н₃, Н₄, ч;

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Полученные значения t по формуле (6) подставляем в любое уравнение системы (5) и получаем Н_д.макс.

Существует возможность нахождения Н_д.макс. вторым методом. Во время снижения динамического уровня происходит откачка жидкости из межтрубного пространства до тех пор, пока давление на забое не достигнет постоянного значения. Отсюда получается, чтобы найти точку, соответствующую максимальной глубине динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, необходимо перестроить часть кривой снижения уровня из координат H(t) в координаты Н(Q_затр). Тогда точке Н_д.макс. будет соответствовать точка когда Q_затр.=0, т.е. пересечение кривой координатную ось Н.

Сделаем допущение, что перед окончанием откачки из затрубного пространства динамический уровень снижается линейно. Тогда нам необходимы всего две последних точки снижения кривой падения уровня 1 (H₁; Q_затр1) и 2 (Н₂; Q_затр2). Графически метод определения представлен на фиг.3.

Точнее будет решение аналитическое, заключающееся в составлении уравнения прямой по точкам 1 и 2, а после нахождения значения Н при Q_затр=0.

Уравнение запишется

$\frac{H - H_{1}}{H_{2} - H_{1}} = \frac{Q_{з а т р} - Q_{з а т р 1}}{Q_{з а т р 2} - Q_{з а т р 1}}, (7)$

где

H₁, Н₂ - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;

Q_затр1, Q_затр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м³/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

Преобразуем в зависимость Н(Q_затр)

$H = \frac{Q_{з а т р} \cdot (H_{2} - H_{1})}{Q_{з а т р 2} - Q_{з а т р 1}} - \frac{Q_{з а т р 1} \cdot (H_{2} - H_{1})}{Q_{з а т р 2} - Q_{з а т р 1}} + H_{1}, (8)$

H₁, Н₂ - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м

Q_затр1, Q_затр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м³/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

Подставляем Q_затр=0 и получаем Н_д.макс

$H_{д . м а к с} = H_{1} - \frac{Q_{з а т р 1} \cdot (H_{2} - H_{1})}{Q_{з а т р 2} - Q_{з а т р 1}}, (9)$

H₁, Н₂ - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;

Q_затр1, Q_затр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м³/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

После нахождение Н_д.макс производится расчет забойного давления при известной плотности жидкости глушения по формуле (1).

Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что используют максимальную глубину динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле
Р_заб=ρ_ж.гл.·g·(Н_перф.- Н_д.макс),
где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
Н_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
Н_д.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч.

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине // 2505672

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.

Способ исследования технического состояния скважины // 2500886

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин.

Аппаратура для исследования скважин // 2500885

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения.

Способ гидрогазодинамических исследований скважин // 2490449

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. .

Способ вызова притока пластового флюида из скважины // 2485305

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Способ и система для интерпретации испытаний свабированием с использованием нелинейной регрессии // 2474682

Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов // 2473803

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения.

Устройство для гидродинамического мониторинга скважин // 2471984

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии. .

Устройство для измерения давления бурового раствора в скважине // 2471983

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. .

Система и способ оптимизирования добычи в скважине // 2520187

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ определения давления насыщения нефти газом // 2521091

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Техническим результатом является повышение точности измерения давления насыщения нефти газом. Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине включает замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. При этом дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве. По данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени. Фиксируют появление выделившегося свободного газа, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор. Определяют величину давления насыщения нефти газом, сопоставляя кривую изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени. 1 табл., 1 пр., 3 ил.

Устройство для пофазного замера физических параметров флюида в горизонтальной скважине // 2523335

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований. Техническим результатом является регистрация границ раздела фаз скважинного флюида и скорости течения каждой отдельной фазы в условно-горизонтальных скважинах. Устройство содержит корпус, в котором установлен блок датчиков давления, температуры, влагомера и дебитомера, блок электроники, соединенный, с одной стороны, геофизическим кабелем с наземной станцией управления и, с другой стороны, с указанными датчиками, стыковочный узел с головкой кабельного разъема и центратор. На корпусе с помощью рычажного механизма закреплен контрольно-измерительный модуль, включающий инклинометр и дополнительные датчики, по крайней мере, влагомера и дебитомера, связанные соединительным кабелем с блоком электроники, с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль вектора гравитации между обсадной трубой и корпусом, расположенным в нижней части профиля обсадной трубы посредством центратора и стыковочного узла, выполненного с приводом поворота корпуса с контрольно-измерительным модулем на угол смещения их от вектора гравитации, заданный инклинометром через блок электроники. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ определения заколонной циркуляции // 2530806

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Способ и устройство для измерения технологического параметра текучей среды в скважине // 2531422

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи. Техническим результатом является обеспечение измерения в режиме реального времени свойств скважинной текучей среды как во время бурения, так и во время эксплуатации скважины. Предложена система (100) датчиков для измерения технологического параметра текучей среды в скважинном местоположении, содержащая резонатор (110) параметра, который расположен в скважине (106), имеющий частоту резонанса, изменяющуюся в зависимости от технологического параметра текучей среды и который в ответ формирует резонансный акустический сигнал на частоте резонанса, указывающей технологический параметр. Кроме того система содержит акустический датчик (118), расположенный в местоположении вблизи над поверхностью, разнесенном от резонатора параметра, схему измерения (102), соединенную с акустическим датчиком, и акустический источник, соединенный с трубой в местоположении вблизи над поверхностью и разнесенном от резонатора параметра, размещенного в скважине. При этом акустический датчик выполнен с возможностью приема резонансного акустического сигнала, передаваемого с резонатора параметра, схема измерения выполнена с возможностью формирования выходного сигнала технологического параметра, соответствующего технологическому параметру текучей среды, в ответ на принятый резонансный акустический сигнал, а акустический источник выполнен с возможностью передачи акустического сигнала в скважину. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Устройство и способ для моделирования конструкции и эксплуатационных характеристик скважин // 2531696

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины. Получают интегрированную индикаторную кривую (IPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и интегрированную индикаторную кривую (IPR2), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны. Получают значение для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2. Определяют в точке смешения начальную долю притока флюида из первой продуктивной зоны и начальную долю притока флюида из второй продуктивной зоны. Получают первую суммарную кривую оттока (TPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья. Определяют в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первую долю притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первую долю притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21). Машиночитаемый носитель, доступный для процессора, содержит программу, которая включает команды для вышеперечисленных действий. Техническим результатом является повышение эффективности оценки доли притока из продуктивной зоны. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Способ определения параметров забоя и призабойной зоны скважины // 2535324

Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения параметров забоя и призабойной зоны во время спуско-подъемных операций с последующим расчетом притока/оттока жидкости на забое и вычислением скин-фактора, проницаемости или мощности коллектора. Способ, в котором в процессе перемещения колонны труб в скважине осуществляют измерения давления двумя датчиками, один из которых установлен над пакером, а второй - ниже пакера. По результатам измерения давления определяют плотность флюида и определяют динамическое забойное давление в зависимости от плотности флюида, постоянной силы тяжести, заданной скорости перемещения колонны бурильных труб, площади поперечного сечения колонны бурильных труб, пластового давления, коэффициента продуктивности скважины. 12. з.п. ф-лы, 5 ил.

Устройство для измерения температуры в скважине // 2538014

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам для измерения температуры бурового раствора в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности устройства и усовершенствование его конструкции. Устройство содержит механическую колебательную систему с укрепленными на ней постоянными магнитами и преобразователь механических колебаний в электрические. Механическая колебательная система выполнена в виде цилиндрической биметаллической спирали, один конец которой жестко закреплен, а второй - свободен, а преобразователь механических колебаний в электрические выполнен в виде системы взаимодействующих электромагнитных полей постоянных магнитов, жестко закрепленных на цилиндрической биметаллической спирали, и катушек привода и съема колебаний, обеспечивающих поперечные колебания цилиндрической биметаллической спирали. 2 ил.

Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине // 2539084

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Техническим результатом является возможность одновременного получения информации о свойствах относительно толстого (около 1 м) слоя пород вокруг скважины и информации о теплопроводности пород для всего цементируемого интервала глубин. Согласно способу в скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры и закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины. В процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по измеренной зависимости температуры от времени. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом // 2539445

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в определении пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом. Причем при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по математической формуле. 2 ил.