Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ НЕФТИ

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 за №2568662 (опубл. 27.09.2015, бюл. 27), по которому в управляемом с поверхности земли подвижном приборе с пакером измеряется электрическая емкость датчика, которая в свою очередь зависти от содержания в потоке скважинной продукции пластовой нефти и воды. Способ неудобен тем, что прибор необходимо помещать в скважину на дискретное время через лубрикаторное устройство и вновь его извлекать. Это будет повышать стоимость оценки состава скважинной продукции по нефти и попутной воде.

Известен 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%.

Прототипом заявляемого изобретения выбрано изобретение «Способ оценки обводненности скважинной нефти» по патенту РФ №2674351 (опубл. 07.12.19, бюл. №34). По изобретению датчики давления расположены в насосно-компрессорной трубе, ближайшей к электроцентробежному насосу сверху. Недостатком прототипа является то, что часть попутного нефтяного газа может в зоне приемного насоса выделиться из нефти в межтрубное пространство. Это изменяет свойства нефти в насосно-компрессорной трубе, в которой установлены измерительные датчики давления. Например, уход части газа может повлиять на плотность нефти в сторону его завышения, вследствие чего возникнет погрешность в определении обводненности нефти.

Технической задачей по изобретению является создание устройства для оценки обводненности скважинной нефти, которое обеспечит гомогенность измеряемой среды и постоянное соответствие газожидкостного состава между измерительными датчиками составу пластовой продукции. Необходимо найти решение, которое бы имело в себе достоинства изобретений по патентам за №2610941 и 2674351 и вместе с тем, не имело бы их недостатки. Для удобства восприятия поставленной цели преимущества и недостатки этих двух патентов приведены в табличной форме:

Необходимо чтобы в новом устройстве состав жидкости между датчиками соответствовал пластовой продукции и был однородным и, нельзя забывать об основном условии - газ должен находиться в растворенном в нефти состоянии.

Поставленная техническая задача по изобретению выполняется тем, что, устройство в виде насосно-компрессорной трубы повышенного диаметра с датчиками давления на фиксированном расстоянии друг от друга, располагают в средней части колонны лифтовых труб, соединяющей приемные отверстия электроцентробежного насоса с призабойной зоной пласта, причем ниже и выше трубы с датчиками давления используют НКТ меньшего диаметра для обеспечения турбулентного режима движения в них скважинной продукции, а в самой трубе с датчиками обеспечивается давление выше, чем давление насыщения нефти газом.

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 - кожух электроцентробежной насосной установки, 5 - колонна НКТ от УЭЦН до трубы с датчиками давления, 6 - измерительная труба повышенного диаметра с датчиками давления, 7 - верхний датчик давления, 8 - нижний датчик давления, 9 - жесткие крепления датчиков к трубе, 10 - колонна НКТ от датчиков давления до зоны продуктивного нефтяного пласта, 11 - кабель электропитания датчиков давления и ПЭД, а также обратной связи со станцией управления скважины, 12 - станция управления скважины, 13 - нефтенасыщенный продуктивный пласт.

В нефтепромысловой практике колонну насосно-компрессорных труб, расположенную ниже глубинного насоса, называют условным именем «хвостовик». Он может быть длиной в одну трубу типа НКТ, либо иметь значительную длину с упором на забой, то есть располагаться даже ниже продуктивного пласта. По заявленному изобретению «хвостовик» имеет длину от насоса до кровли нефтенасыщенного пласта. В зоне от насоса до пласта «хвостовик» выполнен в виде колонны НКТ самого распространенного диаметра - 73 мм (2,5 дюйма), но ближе к своей нижней части имеет вставку из одной трубы максимально возможного диаметра. Для обсадной колонны ∅ 146 мм с внутренним диаметром 130 мм труба 6 с датчиками давления будет иметь максимально возможный внешний диаметр в 120 мм с зазором в 5 мм с обсадной колонной.

Рассмотрим в рамках заявки на изобретение режимы движения водонефтяной эмульсии в скважинных трубах двух видов:

1. Обсадная колонна с внутренним ∅ 130 мм.

2. Колонна НКТ (на фиг. 1 позиция 10), по которой пластовая продукция будет поступать в измерительную трубу 6.

Данные таблицы свидетельствуют о том, что движение высокообводненной нефти по колонне НКТ малого диаметра ниже и выше трубы повышенного диаметра с датчиками происходит при турбулентном режиме. Следствием такого движения является перемешивание глобул нефти и воды между собой, их диспергация, и стабилизация водо-нефтяной эмульсии. Участок НКТ от трубы 6 до продуктивного пласта 13 обеспечивает поступление в зону с датчиками 7 и 8 устойчивой водонефтяной эмульсии в широком диапазоне обводненности нефти - от 0 до 90% и выше. Такое устройство обеспечивает искомый технический результат - гомогенность двухфазного пластового состава (нефть и вода), который не гарантировался по изобретению по патенту №2610941 при высокой обводненности пластовой продукции.

Известно, что со временем водо-нефтяная эмульсия при отсутствии эмульгаторов разделяется на нефть и воду. Тяжелые глобулы воды могли бы сидементировать в измерительную трубу 6 и искажать истинный состав пластовой продукции. Чтобы этого не произошло колонна лифтовых труб и после НКТ с датчиками выполняется с меньшим диаметром. Это обеспечит и выше измерительной трубы 6 турбулентный режим течения жидкости и неизменность его состава.

В измерительной трубе 6 с датчиками давления поддерживается давление выше давления насыщения нефти газом Р_нас благодаря двум факторам:

- труба с датчиками находится значительно ниже глубинного насоса, поэтому дополнительное гидростатическое давление создает в зоне с датчиками необходимое повышенное давление;

- необходимое давление выше Р_нас в зоне с датчиками создается при необходимости путем снижения производительности насосной установки с помощью частотного преобразователя тока питания погружного электродвигателя ЭЦН; этот технический прием широко известен, поэтому не включен в формулу изобретения заявляемого устройства.

По мнению авторов, предложенное устройство выполняет актуальную техническую задачу - дает возможность измерять состав действительно пластовой продукции (нет выделения газа из жидкости до датчиков давления) и при любом соотношении нефти и воды в добываемой пластовой продукции.

Авторы заявки надеются, что рассмотренное устройство соответствует критериям новизна и существенное отличие.