Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

В нефтедобывающей скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовой (попутный нефтяной газ) и жидкостной с определенным содержанием растворенного газа. Несмотря на применение специальных трубок для доставки различных реагентов с устья скважины на прием глубинного насоса по МП, в нефтегазодобывающих компаниях продолжают использовать межтрубное пространство в качестве канала доставки технологических жидкостей и реагентов. Эффективность таких технологий доставки реагентов зависит от плотности жидкости в межтрубном пространстве, поэтому разработаны и успешно применяются несколько технологий определения этого параметра скважины.

Общеизвестно применение глубинных манометров малого диаметра на скребковой проволоке для записи давления от устья скважины до глубинного насоса с последующим определением плотности жидкости в МП. Данный способ показывает среднюю величину плотности жидкости, так и распределение параметра по глубине скважины. Недостатками способа являются его трудоемкость (необходимы спуско-подъемные операции с манометром) и значительная длительность по времени в интерпретации полученных данных.

Распространенным в нефтепромысловой практике является диагностика плотности скважинной жидкости с помощью гамма-плотномера, спускаемого в МП на геофизическом кабеле (стр. 34 в источнике: Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990. - 240 с.). Такие исследования проводятся только в остановленных скважинах, и такая технология не позволяет определять плотность жидкости в работающей скважине - при наличии определенного давления газа от уровня жидкости до устья скважины (реальные условия доставки реагентов на прием глубинного насоса).

Известен поплавковый плотномер по патенту РФ на изобретение №2038577 (опубл. 27.06.1995), который спускается в скважину на геофизическом кабеле и фиксирует плотность жидкости путем формирования электромагнитных сигналов в ее измерительной части. Устройство и способ его применения обладают теми же недостатками - необходимо время и финансовые затраты на проведение спуско-подъемных операций (СПО).

Технической задачей изобретения является создание такой технологии измерения плотности жидкости, которая будет осуществляться в работающей нефтедобывающей скважине в постоянном или периодическом режиме и без проведения СПО глубинных измерительных приборов. Такая технология должна значительно снизить стоимость работ по получению информации о плотности жидкости в межтрубном пространстве.

Поставленная задача по изобретению решается тем, что в способе определения плотности жидкости в скважине, основанным на измерении давления в разных по высоте точках жидкости, давление в зоне глубинного насоса измеряется с помощью стационарного датчика глубинной телеметрии, давление в зоне раздела между жидкостью и газом определяется по формуле Лапласа-Бабинэ*:

а плотность жидкости определяется по формуле:

где в формулах 1 и 2:

Р_ГЖР- давление газа в зоне газожидкостного раздела (ГЖР), МПа;

Р_уст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины, МПа;

Р_насос - давление жидкости в зоне глубинного насоса, МПа;

ρ_отн - относительная плотность газа по воздуху, единицы;

Н - расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в скважине, м;

Н_нас - расстояние по вертикали от устья скважины до насоса, м;

Т_ср, z_cp - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа от устья скважины до ГЖР (Т_ср измеряют в градусах K, а параметр z_cp - безразмерная величина);

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с².

* Известная формула Лапласа-Бабинэ (стр. 134 в источнике: Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с. ) базируется на известных значениях параметров: T_cp, z_cp. При отсутствии этой информации давление газа в зоне газо-жидкостного раздела Р_ГЖР рассчитывается по формуле 3:

где: ρ_г - средняя плотность газа в межтрубном пространстве, кг/м³ (находится в прямой зависимости от давления в скважине).

Современная глубинная телеметрия нефтедобывающих скважин применяется на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Информация о давлении в зоне глубинного насоса Р_насос передается по кабелю электропитания погружного электродвигателя на станцию управления УЭЦН. Остальные параметры - Р_уст, Н - замеряются непосредственно с устья скважины различными исследовательскими комплексами типа Микон - 101. Параметры T_cp, z_cp, ρ_г для попутного нефтяного газа, находящегося в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины, как правило, определяются заблаговременно для группы скважин одного месторождения проведением комплекса исследований.

На рисунке приведена нефтедобывающая скважина, оборудованная УЭЦН и глубинной телеметрией. На приведенной схеме, по которой реализуется заявленное изобретение, обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - глубинный насос УЭЦН, 4 - датчик давления, 5 - кабель электропитания и передачи информации, 6 - станция управления УЭЦН, 7 - давление Р_уст, 8 - давление Р_ГЖР, 9 - вентиль межтрубного пространства, 10 - межтрубное пространство скважины.

Давление в зоне насоса Р_насос замеряется датчиком 4 в постоянном или периодическом режиме и передается на станцию управления 6 по кабелю 5. Через вентиль 9 в постоянном или периодическом режиме измерительной аппаратурой определяются параметры: Р_уст, Н. Плотность жидкости в межтрубном пространстве определяется по формуле 2.

В таблице приведена необходимая по изобретению информация по двум нефтедобывающим скважинам одного из месторождений в северо-западной части республики Башкортостан.

Расчеты для скважины №1

По формуле 1 находим давление Р_ГЖР:

По формуле 2 находим плотность жидкости:

При отсутствии значений параметров T_cp и z_cp давление Р_ГЖР находим по формуле 3:

Р_ГЖР=Р_уст+ρ_г·g·H=1,68+18,62·9,81·1559=1,97 МПа

Также по формуле 2 находим плотность жидкости:

Относительная погрешность между двумя определениями плотности жидкости не превышает 2,2%, что говорит о приемлемой сходимости.

Расчеты по второй скважине показали, что при наличии данных по средним значениям температуры и коэффициенту сверхсжимаемости (расчет Р_ГЖР по формуле 1) плотность жидкости равна 583 кг/м³. При отсутствии Т_ср, z_cp плотность подсчитана с использованием формулы 3 и равна 586 кг/м³. Относительное расхождение между двумя способами равно 0,51%.

Апробация предложенного способа на этих двух и других скважинах показывает то, что плотности жидкости в межтрубном пространстве при наличии попутного нефтяного газа под значительным давлением имеют величину не более 750 кг/м³. Это имеет практическую важность - на прием насоса можно доставлять по затрубному пространству и реагенты с плотностью 800 кг/м³ и даже менее.

В предложенном изобретении плотность жидкости в межтрубном пространстве, находящейся между газовой средой и глубинным насосом, определяется исходя из разницы давлений на границах исследуемой зоне. В зоне насоса применяются данные современной телеметрии, а на газожидкостном разделе давление определяется расчетным путем исходя из свойств реального газа. Такой подход отсутствует в известных методиках и нефтепромысловой практике исследования скважин, поэтому соответствует, на наш взгляд, критериям «новизна» и «существенное отличие».