Способ контроля влагосодержания продукции нефтедобывающей скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, предназначено для контроля влагосодержания продукции нефтедобывающих скважин и может быть использовано при получении информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях страны.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 47/10, «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины», опубликовано 20.06.2014 г.), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.

Известен способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2610941, МПК Е21В 47/10, «Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины» опубликовано 17.02.2017 г.). В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам.

Недостатком способа является недостоверность (а иногда и невозможность) определения расчетного значения влагосодержания в продукции нефтедобывающих скважин, поскольку интервал установки датчиков (от забоя скважины до глубинного насоса) либо слишком большой, что не позволяет исключить влияние эффекта проскальзывания газа между нефтью и водой на результат измерения, либо слишком малый, требующий слишком высокого разрешения от датчиков давления.

В качестве прототипа принято устройство для измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины, содержащее скважинную камеру в виде НКТ с резьбовыми соединениями на концах, дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный на скважинной камере – НКТ так, что один датчик манометра гидравлически сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой - с внешним пространством НКТ (Заявка №2017106690/03 (011652), МПК Е21В 47/00, «Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб», опубликовано 28.02.17 г.).

Недостатком прототипа является невозможность контроля обводненности продукции в связи с отсутствием аппаратуры для определения данного параметра.

Техническим результатом изобретения является контроль влагосодержания в продукции нефтедобывающей скважины, проводимый без остановки работы глубинно-насосного оборудования и без спуско-подъемных операций глубинных измерительных приборов. Вторым техническим результатом по изобретению является повышение достоверности контроля влагосодержания в продукции нефтедобывающей скважины при автоматическом управлении режимом работы скважины.

Технический результат предлагаемого решения достигается установкой в скважине непосредственно над глубинной насосной установкой скважинной камеры - НКТ со стационарно размещенными на ней дистанционными глубинными датчиками давления манометрических плотномеров для измерения давления внутри НКТ и вне НКТ в межтрубном пространстве с возможностью дублирования этих устройств по длине колонны НКТ и последующим определением средней плотности жидкости, а также установкой устьевых манометров и наземного поточного влагомера на выходе из нефтедобывающей скважины для отсчетов влагосодержания.

Новым является то, что отсчеты наземного поточного влагомера считаются достоверными только тогда, когда они соответствуют, с учетом скорости движения жидкости, моментам отсутствия перемещения жидкости в межтрубье и когда плотность жидкости на выходе глубинной насосной установки будет равна средней плотности жидкости в НКТ, определяемых с помощью дистанционных глубинных датчиков давления манометрических плотномеров на входе и выходе глубинной насосной установки и устьевых манометров.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежом.

Схема оборудования скважины для реализации предложенного способа приведена на фигуре, где 1 - обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2 - колонна НКТ (лифтовых труб), 3 - глубинная насосная установка (ЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), 4 - два датчика давления (нижний P₁^I и верхний P₂^I) манометрического плотномера на входе глубинной насосной установки 3, расположенные в межтрубье, 5 - два датчика давления (нижний P₁^II и верхний P₂^II) манометрического плотномера на выходе глубинной насосной установки 3, расположенные внутри НКТ 2, 6 - кабель электропитания датчиков и канала приема/передачи данных (обратной связи) со станцией управления скважиной, 7 - устьевой манометр в межтрубье Р_У^I, 8 - устьевой манометр в НКТ 2 Р_У^II, 9 - станция управления скважиной, 10 - наземный поточный влагомер.

Стрелками на фигуре показано: Q₁ - приток из пласта, Q₂ - поток из межтрубья, Q_H - поток жидкости в НКТ 2.

Способ осуществляется следующим образом.

На входе глубинной насосной установки 3 присутствуют два потока: Q₁ - приток из пласта и Q₂ - поток из межтрубья. Эти потоки объединяются глубинной насосной установкой 3 в один Q_H - поток жидкости в НКТ 2, т.е.

Q_H=Q₁-/+Q₂.

Устьевые манометры 7, 8 участвуют в определении давлений в верхней части скважины в НКТ 2 Р_УII и в затрубье Р_У^I, а датчики давления манометрических плотномеров 4 и 5 участвуют в определении давлений в НКТ 2 P₁^II, Р₂^II и в затрубье P₁^I, P₂^I в нижней части скважины выше глубинной насосной установки 3 (представлены на фигуре).

Q₂ - преимущественно поток нефти, который суммируется с притоком Q₁ из пласта в случае, если приток меньше производительности глубинной насосной установки 3, повышая тем самым нефтесодержание потока в НКТ 2 и уменьшая показания наземного поточного влагомера 10. Если же приток больше производительности глубинной насосной установки 3, то Q2 вычитается из притока, уменьшая нефтесодержание потока в НКТ 2 и увеличивая показания наземного поточного влагомера 10. В обоих случаях давления (P₁^I+Р_У^I) и (P₂^I+Р_У^I) либо уменьшаются для первого случая, либо увеличиваются для второго. Только в случае постоянства давлений (P₁^I+Р_У^I) и (Р₂^I+Р_У^I) на входе в глубинную насосную установку 3 будет соблюдаться равенство Q_H=Q₁, т.е. весь приток из пласта Q₁ идет в НКТ 2.

Однако только в тот момент, когда этот поток вытеснит из НКТ 2 весь объем жидкости с произвольным (не только из пласта) нефтесодержанием, можно говорить о достоверности измеряемого значения водосодержания, равного пластовому водосодержанию. Этот момент наступает тогда, когда плотность жидкости на выходе глубинной насосной установки 3 будет равна средней по всей длине НКТ 2, т.е.

,

где L - расстояние между верхними и нижними датчиками давления 4 и 5 манометрического плотномера;

Н - расстояние по вертикали от устья до нижних датчиков 4 и 5 манометрического плотномера.

Формула справедлива для малодебитных скважин. Для средне- и высокодебитных скважин необходимо учитывать потери давления на трение.

Таким образом, два датчика давления манометрических плотномеров 4 и 5 в межтрубье и два датчика давления манометрических плотномеров 4 и 5 в НКТ 2 с одинаковым базовым (известным) расстоянием между ними L (например, 10 метров) измеряют не только давление, но и плотность среды на входе и выходе глубинной насосной установки 3. При этом вычисления по измеренным значениям давления и плотности позволяют установить момент времени, когда весь поток из пласта пойдет через глубинную насосную установку 3 и когда он появится на устье, чтобы сказать, что с этого момента показания наземного поточного влагомера 10 достоверны.

Предложенный способ контроля влагосодержания позволит повысить достоверность определения обводненности продукции нефтедобывающих скважин за счет установки момента времени контроля достоверных показаний наземного поточного влагомера, а также за счет определения обводненности продукции как внутри НКТ, так и в затрубье и может стать надежным методом контроля за добычей нефти и воды в скважине.

Обводненность продукции является одним из параметров, характеризующих режим работы нефтедобывающей скважины, а достоверное определение обводненности - актуальной задачей в области нефтедобычи, решение которой позволит устанавливать оптимальный режим эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Использование манометрических плотностных измерений и достоверных значений обводненности продукции в реальном времени при контроллерном получении управляющего воздействия в виде изменения производительности глубинной насосной установки (ЭЦН) предоставляет реальную возможность автоматического управления режимом работы нефтедобывающих скважин с целью уменьшения обводненности продукции и увеличения нефтеотдачи скважин.