Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ В СКВАЖИНЕ

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 Р_нас 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 Р_нас, 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 Р_нас, 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 Р_нас.

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 - Р_нас, 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 - Р_нас.

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 Р_нас. 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=P₁-Р₂ от среднего их значения Р_ср=(P₁+Р₂)/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 Р_нас. При движении датчиков давления (манометров) вверх среднее давление между ними Р_ср 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 Р_тр можно пренебречь, тогда ΔР=P₁-Р₂=ρ⋅g⋅h, где плотность жидкости ρ остается неизменной величиной до тех пор, пока не появится газовая фаза. Среднее давление Р_ср, 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=Р₁-Р₂ от Р_ср 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 Р_ср носит характер прямолинейного участка, параллельного горизонтальной оси Р_ср. 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 Р_ср снижается ниже Р_нас. 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 Р_ср 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 Р_нас 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 Р_нас. 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.