Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине



Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине
G01L9/00 - Измерение постоянного или медленно меняющегося давления газообразных и жидких веществ или сыпучих материалов с помощью электрических или магнитных элементов, чувствительных к механическому давлению; передача и индикация перемещений элементов, чувствительных к механическому воздействию, используемых для измерения давления с помощью электрических или магнитных средств (измерение разности двух или более величин давления G01L 13/00; одновременное измерение двух и более величин давления G01L 15/00; вакуумметры G01L 21/00)

Владельцы патента RU 2685379:

Ишбаев Рустам Рауилевич (RU)
Денисламов Ильдар Зафирович (RU)

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области изучения свойств пластовой нефти и подготовки исходной информации для организации разработки нефтяных месторождений и скважинной добычи нефти. Способ реализуется на скважинах с фонтанной эксплуатацией и оборудованных глубинными электроцентробежными насосами.

Давление насыщение нефти газом Рнас является важным ориентировочным параметром при выборе режима фильтрации флюидов в призабойной зоне пласта путем поддержания забойного давления на определенном уровне. Параметр также необходимо учитывать при установлении величины давления скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Как правило, величину давления насыщения нефти газом определяют в лабораторных условиях при стандартном наборе исследований свойств пластовой нефти, которую отбирают при испытании пласта на продуктивность либо в течение эксплуатации скважины с помощью глубинного пробоотборника.

Известен способ определения искомого параметра Рнас, заключающийся в последовательном снижении давления на приеме насоса с помощью изменения производительности глубинного насоса и снижения динамичского уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины по патенту РФ №2521091 «Способ определения давления насыщения нефти газом» (опубл. 27.06.2014). Данное изобретение рассматривается нами по техническому содержанию как наиболее близкое к заявляемому, и будет служить прототипом.

Рассматриваемый способ реализуем в промысловых условиях, но требуется информация по динамическому уровню нефти и устьевому давлению в межтрубном пространстве (МП) скважины. Для этого необходимы операторы по обслуживанию скважин с переносными уровнемерами либо стационарные уровнемеры на устье скважин для периодического измерения глубины уровня нефти (жидкости) в МП.

По изобретению №2521091 оценивается состояние жидкости в межтрубном пространстве от приема насоса до динамического уровня. При снижении давления в зоне насоса ниже давления насыщения нефти газом происходит значительное снижение плотности нефти в МП из-за интенсивной дегазации нефти в зоне насоса. Но дегазация нефти в МП на большом расстоянии от насоса происходит постоянно, и это может внести определенную погрешность в графо-аналитическое решение поставленной задачи. Уровень жидкости в межтрубном пространстве определяется с определенной погрешностью звукометрическим методом, поэтому определение давления насыщения нефти газом Рнас, согласно прототипа, будет происходить с определенной систематической погрешностью.

Известно также изобретение «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины» по патенту РФ №2610941 (опубл. 17.02.2017, бюл. 5), по которому над продуктивным нефтенасыщенным пластом располагают в скважинной зоне два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга. По разнице показаний датчиков можно судить о содержании нефти и воды в добываемой пластовой продукции при отсутствии третьей - газовой фазы. Способ реализуем только при давлении в зоне датчиков выше давления насыщения нефти газом, поэтому априори невозможно определить по данному способу величину параметра Рнас.

Технической задачей изобретения является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Технология должна быть применима для большинства скважин, в продукции которых преобладает нефть.

Поставленная задача выполняется по способу определения давления насыщения нефти газом в скважине - Рнас, состоящем в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины, тем, что в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.

На фиг. 1 приведена схема расположения датчиков давления в нефтедобывающей скважине, где 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных (лифтовых) труб, 3 - центробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - геофизический кабель с обратной информационной связью, 5 - верхний датчик давления, 6 - нижний датчик давления, 7 - жесткий стержень фиксированной длины, 8 - подъемник геофизического кабеля, 9 - устьевой ролик, 10 - задвижка с сальниковым устройством 11.

Длина жесткого стержня 7 будет предопределять точность измерений параметра Рнас. Например при достаточной точности измерений в 1,0 атм необходимо чтобы фиксированное расстояние между датчиками было равно Юм.

Для реализации способа выполняют следующие процедуры:

1. К геофизическому кабелю 4 соединяют два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления) с фиксацией расстояния между ними с помощью жесткой металлического стержня 7 определенной длины, например Юм.

2. Работу глубинного насоса останавливают, и давление в колонне НКТ на устье скважины снижают до атмосферного значения.

3. В колонну НКТ с помощью подъемника 8 на кабеле спускают до глубинного насоса два манометра (датчика давления): верхний - 5 и нижний - 6.

4. Сальниковое устройство 11 уплотняют, а глубинный насос 3 пускают в эксплуатацию. Через непродолжительное время (обычно 1-4 часа) система «пласт-скважина-насос» вступает в стабильное состояние: динамический уровень остается неизменным, а приток пластовой жидкости в скважину соответствует производительности глубинного насоса. Такое состояние системы «пласт-скважина-насос» обеспечивает транспортировку всей пластовой жидкости по колонне НКТ.

5. О стабилизации рассматриваемой системы можно судить и по данным двух глубинных манометров, информация от которых передается на монитор компьютерной системы подъемника 8. После этого манометры поднимают до устья скважины с малой вертикальной скоростью с построением в режиме реального времени графика зависимости разницы давлений между датчиками (манометрами) ΔР=P12 от среднего их значения Рср=(P12)/2, где Р1 - давление в зоне нижнего датчика, Р2 - давление в зоне верхнего датчика.

6. В подавляющем большинстве нефтедобывающих скважин, в которых глубинный насос расположен на значительной глубине, давление в колонне НКТ над насосом превышает давление насыщения нефти газом Рнас. При движении датчиков давления (манометров) вверх среднее давление между ними Рср будет снижаться из-за снижения гидростатического давления и наличия потерь давления на трения по формуле Дарси-Вейсбаха.

Разница давлений между двумя датчиками будет величиной постоянной при отсутствии газовой фазы:

Расчеты по формуле Дарси-Вейсбаха показывают, что последней составляющей Ртр можно пренебречь, тогда ΔР=P12=ρ⋅g⋅h, где плотность жидкости ρ остается неизменной величиной до тех пор, пока не появится газовая фаза. Среднее давление Рср, при котором начнется выделение пузырьков газа из нефти, снижение плотности нефти, и как следствие снижение параметра ΔР, и является давлением насыщения нефти газом.

График зависимости ΔР=Р12 от Рср по гипотетической нефтедобывающей скважине приведен на фиг. 2. Рассмотрим состояние пластовых флюидов между датчиками в зависимости от среднего давления между ними.

1. При обеспечении высокого давления в зоне двух датчиков выше 70 атм в нефти попутный газ находится в растворенном состоянии, поэтому между датчиками находится двухфазная жидкость с определенной средней плотностью в пределах 800-1050 кг/м3. Зависимость ΔР от Рср носит характер прямолинейного участка, параллельного горизонтальной оси Рср. Нефть и пластовая вода имеют малую величину коэффициента сжимаемости, поэтому изменение давления в рассматриваемой системе не приводит к чувствительному повышению плотности водо-нефтяной эмульсии, и как следствие, разница давлений между датчиками остается неизменной величиной.

2. При снижении давления между датчиками во время их подъема по колонне НКТ наступает момент, когда давление между датчиками Рср снижается ниже Рнас. В зоне между датчиками из нефти выделяются пузырьки газа. Значительно снижается плотность трехфазной системы, так как плотность попутного нефтяного газа при давлении 60-70 атм равна 70-100 кг/м3, что в несколько раз меньше, чем плотность нефти и воды (на порядок).

При дальнейшем снижении давления Рср будет расти количество пузырьков газа, а также объем среднестатистического пузырька, поэтому разница давлений между датчиками ΔР будет по параболе приближаться к горизонтальной оси графика на фиг. 2. Переход прямолинейной части зависимости в криволинейную часть и будет соответствовать давлению насыщения нефти газом. По данным зависимости на фиг. 2 величина искомого параметра Рнас равна 70 атм.

Для количественного учета влияния потерь давления на трения при подъеме эмульсионной жидкости от нижнего датчика к верхнему проведены расчеты по формуле Дарси-Вейсбаха для условий: пластовый дебит в пределах 100 м3/сут, вязкость во до-нефтяной эмульсии - до 100 мПас, расстояние между датчиками - 10 м. Потери давления на трение между датчика находятся в пределах 0,002 атм (0,2 кПа), что на два порядка (в сто раз) ниже, чем то необходимое изменение давления ΔР=0,2 атм, по которому по графику на фиг. 2 диагностируется снижение давления между датчиками ниже Рнас. Расчетами показано, что в рассматриваемых условиях потерями давления на трение можно пренебречь.

Основное отличие заявленного технического решения от прототипа заключается, по мнению авторов, в том, что рассматривается разность давлений между датчиками, которые находятся только в жидкой среде и на относительно малом расстоянии друг от друга. Благодаря применению двух движущихся датчиков давления в однотипной среде повышается точность оценки состояния и состава этой среды. По прототипу используется один датчик давления в зоне глубинного насоса, а второй - на устье скважины, в газовой среде, в котором давление будет формироваться газовой средой в зависимости от процесса дегазации жидкой среды. Расположение датчиков давления в средах с различными свойствами, имеющих межфазную поверхность, не способствует повышению точности оценки свойств одной среды. Достаточно отметить, что давление в газовой среде нефтедобывающей скважины может быть описана формулой Лапласа-Бабинэ, в то время как по прототипу используется значение давления на устье скважины, не в полной мере описывающее всю газовую среду в межтрубном пространстве скважины.

Необходимо также отметить, что по заявленному способу режим работы глубинного насоса не меняется, а изменение давления в зоне датчиков достигается путем их подъема в сторону устья скважины.

Авторы надеются, что заявленное изобретение соответствует критериям новизна и существенное отличие.

Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине - Рнас, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины, отличающийся тем, что в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас..



 

Похожие патенты:

Изобретение предназначено для применения в океанологии и может использоваться в других областях. Сущность изобретения заключается в том, что используют распределенные термопрофилемеры, содержащие по n модулированных по погонной чувствительности по функциям {<p, (z)}, проводников.

Изобретение относится к поточному передатчику (100) давления технологической текучей среды. Передатчик (100) включает в себя соединительный элемент (102) для технологической текучей среды, сконфигурированный, чтобы соединяться с источником технологической текучей среды.

Изобретение относится к устройству (100) определения давления мягкого резервуара для воды, устройству (1000) управления впуском мягкого резервуара для воды и очистителю воды с мягким резервуаром для воды.

Узел (20) датчика давления технологической текучей среды включает в себя датчик (30) давления, выполненный с возможностью измерения давления технологической текучей среды.

Изобретение относится к техническим устройствам для измерения давления в пластичных и сыпучих средах, в т.ч. грунтах.

Изобретение относится к области промышленной безопасности в системах контроля загазованности опасных производственных объектов. Сущность заявленного технического решения заключается в том, что легкосъемный переносной калибровочный модуль содержит разборный корпус с размещенными внутри линиями подачи питающего напряжения на сигнализатор горючих газов и миллиамперметром, установленным в цепи аналогового выхода с упомянутого сигнализатора, при этом наружная часть корпуса снабжена индикатором отображения показаний миллиамперметра и разъемами, один из которых выполнен с возможностью подключения к блоку датчика сигнализатора, а другой разъем выполнен с возможностью подключения к блоку сигнализации и питания сигнализатора.

Система и способ контроля давления, температуры и/или вибрации при неблагоприятных окружающих условиях, не требующие применения активных электронных устройств или контура генератора в таких условиях.

Изобретение относится к датчикам давления, используемым для измерения давления технологической текучей среды. Датчик (56) дифференциального давления для измерения дифференциального давления технологической текучей среды включает в себя корпус (114, 116) датчика, имеющий полость датчика (132, 134), образованную в нем профилем полости.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при мониторинге коррозии. Предложена система (130) измерения скорости коррозии, которая включает первую мембрану (160) из первого материала, выполненную подверженной воздействию коррозионно-активного материала и отклоняющейся в ответ на коррозию.

Изобретение относится к герметизации чипа датчика. Осуществляют металлизацию чипа датчика по тороидальному шаблону.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Раскрыты способы и устройство для мониторинга нагнетания пара в паронагнетательную скважину. Способ включает в себя получение первого температурного профиля скважины путем выполнения распределенного измерения температуры на первой волоконной оптике.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости. При обработке результатов замеров определяют значения коэффициентов проницаемости различными методами: методом касательной, дифференциальными и интегральными методами. Дополнительно определяют значения коэффициентов корреляции между Qж - дебитом жидкости до остановки скважины на исследование и значениями коэффициентов проницаемости, полученными различными методами. Затем строят уравнения регрессии между Qж и каждым из значений коэффициентов проницаемости, полученных разными методами. По наибольшему значению коэффициента детерминации R2 в уравнениях регрессии определяют наиболее достоверный способ оценки коэффициента проницаемости на конкретном месторождении. Изобретение позволяет достоверно оценить результаты интерпретации гидродинамических исследований и повысить точность определения значения проницаемости призабойной зоны скважины. 4 табл.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.. 2 ил.

Наверх