Способ освоения газонагнетательных скважин. Разгазирование нефти в скважине


РАЗГАЗИРОВАНИЕ ПРОДУКЦИИ CКВАЖИН

Общие сведения:

Разгазирование (сепарация) нефти чрезвычайно важный процесс, т.к. он позволяет получить из одного и того же количества пластовой нефти разное коли­чество дегазированной продукции.

Поскольку цена единицы массы нефти намного выше цены единицы массы нефтяного газа вся технология разгазирования направлена на максимальное уве­личение выхода дегазированной нефти, т.е. на сохранение в ней максимально возможного количества лёгких фракций. В то же время, осуществление разгази­рования, т.е. удаление части лёгких фракций - совершенно необходимая опера­ция, т.к. нормативными документами всех стран строго регламентируется макси­мально разрешенное давление насыщенных паров товарной нефти при опреде­лённой температуре, пропорциональное содержанию лёгких фракций. Данные ог­раничения обусловлены требованиями безаварийного магистрального транспорта, хранения и переработки нефти.

Поэтому, оптимальная сепарация должна сопровождаться удалением лишь минимально необходимого количества лёгких фракций.

В Западных странах оптимизация сепарации экономически стимулируется - чем ближе давление насыщенных паров товарной нефти к максимально разре­шенному (т.е. чем больше в ней лёгких фракций) - тем выше её цена. В нашей стране содержание лёгких бензиновых фракций учитывается лишь при экспорт­ных поставках, а на внутреннем рынке цена нефти пока практически не зависит от содержания в ней лёгких фракций.

С точки зрения максимального выхода товарной продукции - чем тяжелее нефть, тем меньшее количество компонентов, начиная с метана, из неё должно быть извлечено при разгазировании для подгонки её характеристик под требова­ния нормативных документов.

Механизм выделения газа из нефти:

В дегазации нефти может быть выделено несколько стадий:

1. Зарождение газовой фазы;

2. Формирование и рост газовых пузырьков;

3. Всплытие и разрушение пузырьков с образованием самостоятельной га­зовой фазы;

4. Взаимодействие газовой и жидкостной фаз с перераспределением ком­понентов.

Если термодинамические условия не накладывают запрета на кипение ка­кого - либо компонента жидкости, то зарождение пузырьков будет идти непре­рывно до тех пор пока не закончится выделение данного компонента в газовую фазу. Интенсивность зарождения пузырьков зависит от числа центров парообра­зования и частоты отрыва пузырьков. Чем выше интенсивность, тем быстрее и качественнее произойдёт сепарация при прочих равных условиях. Некоторые ком­поненты могут продолжать находиться в растворённом виде (в так называемом метастабильном состоянии) даже если термодинамические условия однозначно требуют их выделения. Для разрушения подобного состояния нужны специаль­ные методы.

Для того, чтобы зародыши газовой фазы (микроскопические пузырьки) на­чали расти, они должны преодолеть определённый активационный барьер, что удаётся далеко не всем пузырькам. Остальные либо остаются в зародышевом со­стоянии, либо исчезают. Величина барьера определяется условиями механического и молекулярно - кинетического равновесия. Первое сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление в нём будет равно сумме внешнего и Лапласовского давлений:

(143)

где: р - внешнее давление;

рп - давление в пузырьке;

- поверхностное натяжение на границе жидкость - газ; RП - радиус пузырька

Второе условие сводится к следующему:

Пузырёк будет расти, если давление пара в нём будет равно упругости па­ра над вогнутой поверхностью жидкости:

(144)

где: v - объём жидкости, приходящийся на одну молекулу;

P - упругость насыщенного пара над плоской поверхностью жидкости;

k - постоянная Больцмана.

Приравняем правые части уравнений (143) и (144) и найдём из полу­ченного выражения RП:

Rп= (145)

где:

V (146)

где: мж - молекулярная масса жидкости; NA - число Авагадро;

рж - плотность жидкости.

Из формулы (3) следует, что рост пузырька будет происходить только в случае, если P > Р, т.е. если вокруг зародыша находится нефтегазовая смесь в перенасыщенном состоянии по отношению к компоненту, образовавшему заро­дыш в данных термобарических условиях.

Образование зародышей требует совершения системой определённой ра­боты w, которая по Гиббсу может быть определена как:

W= (147)

где: r - объём пузырька, составленного из одной молекулы компонента.

Таким образом, образование зародышей газовой фазы ведёт к изменению термодинамических характеристик системы (понижение температуры) и при от-

сутствии внешнего поддержания этих характеристик разгазирование может пре­кратиться само по себе. Естественно, чем меньше w - тем интенсивнее идёт кипе­ние. Например, чем легче выделяемый в данных условиях компонент (меньше r ) -тем интенсивней процесс его дегазации. Но особое влияние принадлежит :

Если в формулу (147) подставит выражение (145), разумеется заменив Rп на R , мы получим выражение где возводится в куб. Это означает, что ма­лейшее понижение поверхностного натяжения ведёт к резкому увеличению ин­тенсивности кипения. Т.е. добавление в продукцию ПАВ (ДЭ) облегчает сепара­цию. Однако, const и по мере разгазирования увеличивается. В результате, на последних ступенях сепарации для образования газового пузырька с критическим размером требуется совершить в 2 - 2,2 раза большую работу, чем в начале разгазирования. Это объясняется тем, что определяющим фактором при формировании зародышей является упругость пара, зависящая от концентрации наиболее лёгких компонентов. Но по мере разгазирования концентрация этих компонентов снижа­ется. Поэтому применение ПАВ особенно эффективно на последних ступенях се­парации.

При разгазировании обводнённой продукции молярные концентрации уг­леводородов в жидкой и газовой фазах, а так же общий выход нефти, по крайней мере, в диапазоне 20 - 40°С изменяются незначительно, следовательно, присутст­вие воды практически не оказывает влияния на распределение компонентов при дегазации нефти.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Способ эксплуатации нефтяных скважин

 

Назначение: изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Сущность изобретения: способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового. Для этого периодически изменяют производительность насоса до достижения стационарного режима. При этом в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму насоса. Поддерживают это расстояния постоянным в течение всего времени разработки пласта путем регулирования производительности насоса.

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ автоматического управления пластом при периодической откачке [1, c. 328] Способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима. Это осуществляется с помощью датчика давления, установленного на забое скважины. Использование этого способа целесообразно тогда, когда пласт малопродуктивный. К недостаткам этого способа следует отнести: 1) нестационарный ступенчатый режим работы пласта позволяет получить объем жидкости меньше объема, соответствующего стационарному оптимальному режиму; 2) изменение нагрузки насоса приводит к его более быстрому износу; 3) режим такой работы не исключает возможность разгазирования нефти в пласте; 4) т.к. датчик следит лишь за давлением (уровнем) в скважине, он не скорректирует свой настройку в случае изменения состава пластового флюида. Например, изменение газосодержания из-за увеличения обводненности флюида. Все это приводит к снижению нефтеотдачи пласта. Известен способ эксплуатации нефтяных насосных скважин [2, c.320] использующий глубинный манометр, спускаемый на кабеле. Этот способ позволяет настраивать скважину на оптимальный режим, путем подбора значения производительности насоса, позволяющего установить минимально допустимое забойное давление, которое выше давления насыщения, т.е. выше давления разгазирования нефти. К недостаткам этого способа следует отнести: 1. Необходимость знания точного значения давления насыщения при данных термобарических условиях для попутного газа данного состава. 2. Необходимость периодического повторения настройки оптимального режима скважины, которое обычно проводится по прошествии нескольких месяцев. 3. Возможность значительного отклонения режима работы скважины от оптимального, при изменении параметров пласта между двумя очередными исследованиями скважин, и, следовательно, снижения суммарного объема отбора нефти. 4. Потери энергии, т.к. интенсивность работы насоса не увязана с динамикой пласта. 5. Отсутствие непрерывной информации о состоянии пласта, получаемой о всех скважинах. 6. Необходимость периодической остановки скважины для проведения ее исследования и настройки на оптимальный режим. Решением задачи является повышение нефтеотдачи пласта. Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации нефтяной скважины, включающем отбор жидкости из скважины до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки путем регулирования производительностью насоса. Известно, что оптимальный режим нефтяной скважины определяется подбором такого значения забойного давления, что пласт отдает при этом максимальный объем жидкости, но в тоже время разгазирование нефти в пласте не происходит. Действительно, если не выполнять условие того, что давление в призабойной зоне выше давления насыщения, то возможное разгазирование в пласте приводит к резкому снижению фазовой проницаемости и объема выходящей из него жидкости. С другой стороны, если устанавливать в скважине такое давление, что разгазирование нефти будет происходить далеко от забоя, то это приведет к заметному снижению объема фильтруемой из пласта жидкости, т.к. снизится величина депрессии на пласт. Для оптимальной работы пласта устанавливают в скважине такое давление, чтобы линия разгазирования находилась бы в нескольких метрах от верхней границы пласта. В действительности, очень близким к реально оптимальному режиму отбора было бы условие нахождения линии разгазирования в 30-50 метрах от верхней границы пласта. Следует отметить, что т. к. параметры пласта и флюида меняются в процессе разработки, линия разгазирования перемещается вдоль скважины. Это приводит к необходимости проведения периодических исследований и перенастройке скважины. Затруднительно также точно определить значение давления насыщения для попутного газа сложного состава в термобарических условиях скважины, которое обычно определяется с помощью лабораторных исследований и расчетов. Все эти недостатки исключает предлагаемый способ, осуществляющий непрерывное слежение за положением линии разгазирования и не требующего знания давления насыщения. Существующие в настоящее время гидролокаторы, широко используемые в работах на море, позволяют находить отражающие границы инородных предметов, отстоящих на расстоянии нескольких сот метров. С другой стороны известно, что при достижении в скважине давления, меньшего давления насыщения, попутный газ начинает быстро выделяться в канале скважины выше линии разгазирования. Причем, т. к. гидростатическое давление вверх по скважине продолжает падать, количество газовых пузырьков и их размеры увеличиваются, создавая границу среды с большим коэффициентом отражения. Если расположить на забое скважины гидролокатор, позволяющий измерять расстояние от забоя до линии разгазирования, которая может первоначально отстоять от него на несколько сот метров, и в зависимости от этого расстояния менять производительность насоса до тех пор, пока линия разгазирования не будет отстоять от верхней границы пласта в 30-50 метров, можно установить оптимальный режим отбора жидкости. Поддерживая с помощью следящей системы величину этого расстояния в течение всего времени разработки пласта постоянной, можно обеспечить максимальный отбор жидкости из разрабатываемого пласта. Действительно, если проницаемость пласта или пластовое давление начнут падать, уровень в скважине и забойное давление начнут уменьшаться. При этом линия разгазирования начнет смещаться вниз по скважине и гидролокатор подаст сигнал, снижающий производительность насоса с тем, чтобы линия разгазирования опять поднялась до прежнего уровня, и наоборот повышение проницаемости или пластового давления приведут к увеличению интенсивности работы насоса до тех пор, пока уровень разгазирования не займет прежнего места. Такая система регулирования обеспечивает непрерывное поддерживание оптимального режима отбора жидкости из скважины, обеспечивая при этом максимальный ее отбор. Предельными являются случаи, когда насос полностью останавливается, либо, когда насос развивает максимально допустимую мощность. В первом случае возможно необходима обработка призабойной зоны (кислотная обработка, гидроразрыв), во втором установка более мощного насоса или подключения второго насоса. Если информацию об интенсивности работы насосов всего месторождения, вместе с другой дополнительной информацией (например, значениями обводненности и газированности нефти) передать в технологический центр управления, то можно рассматривать это, как систему, позволяющую осуществить мониторинг всего месторождения, т.е. непрерывно следить за динамикой разработки месторождения и, изменяя тем нагнетания, управлять отбором нефти на всем месторождении. Отметим также, что, т.к. насосы при этом будут работать с максимальным к. п.д. т.е. интенсивность их работы будет определяться возможностями пласта отдавать максимальное количество жидкости, то такая система должна обеспечить минимальные затраты энергии при добыче. Для реализации способа необходимо осуществить следующую последовательность операций, В остановленной скважине устанавливают гидролокатор, телеметрически связанный с системой регулирования производительностью насоса. Включают насос и начинают менять его производительность, увеличивая ее ступенчато каждые пять часов. После того, как гидролокатор зафиксирует положение линии разгазирования, соответствующий некоторому стационарному режиме (когда уровень в скважине и величина темпа отбора не меняются со временем), включают следящую систему, регулирующую производительность насосов, задавшись предварительно значением безопасного расстояния от линии разгазирования до верхней границы пласта (обычно 30-50 м). Передают величины, характеризующие темп работы насосов в управляющий центр и, если необходимо, корректируют работу нагнетательных скважин с тем, чтобы повысить пластовое давление в скважинах с пониженным дебитом и снизить пластовое давление в скважинах с высоким содержанием воды. В качестве примера рассмотрим решения, получаемые с помощью математической модели системы штанговый насос скважина пласт. Насос может менять производительность за счет числа ходов поршня, длины штока и площади сечения поршня. В скважину глубиной 2500 м спущен на глубину 1500 м насос с диаметром поршня 44 мм и ходом штока L=2.6 м. Пластовое давление Рпл 10,2 мПа, давление разгазирования Рнас 9,2 мПа; обводненность 0,2; проницаемость пласта Кр 20 мД; мощность h 10 м; газовое число Г 100 м3/м3; вязкость дегазированной нефти mнн 2 сп. Как показало моделирование при темпе работы насоса 5 об/мин системы выходит на режим, когда Рзаб 9,9 мПа, Qж 16 т/сут. Уровень линии разгазирования 140 м от забоя. Устанавливает в системе регулирования значение расстояния линии разгазирования 50 м от верхней границы пласта (60 м от забоя). Модель системы регулирования находит стационарный режим системы, при этом интенсивность работы насоса 7,6 об/мин, Рзаб 9,5 мПа, Qж 25,2 т/сут. Некоторая нелинейность между этими режимами объясняется увеличением объема захватываемого цилиндром насоса в точке забора газа, снижением плотности трехфазной жидкости флюида и т.п. Обычно за оптимальный режим выбирают забойное давление равное Рнас + 0,1 Рнас, т.е. режим, выбранный первоначально. Благодаря выбору режима более близкого к оптимальному и поддержания этого режима аппаратурно получается выигрыш в Qж 9,2 т/сут. В действительности выигрыш будет больше, т.к. предлагаемый способ непрерывно корректирует режим работы системы. Экономический эффект при реализации способа создается за счет увеличения выхода продукции скважин, оборудованных погруженными насосами со следящими системами, что связано с непрерывной настройкой скважины на оптимальный режим. При этом уменьшается энергетические затраты на добычу, т.к. насосы работают с интенсивностью, с возможностью пласта. Полученная информация о состоянии продуктивных пластов может быть использована для проведения мониторинга и управления работы нагнетательных скважин.

Формула изобретения

Способ эксплуатации нефтяных скважин, включающий отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, отличающийся тем, что в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки пласта путем регулирования производительности насоса.

www.findpatent.ru

способ эксплуатации нефтяных скважин - патент РФ 2066736

Назначение: изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Сущность изобретения: способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового. Для этого периодически изменяют производительность насоса до достижения стационарного режима. При этом в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму насоса. Поддерживают это расстояния постоянным в течение всего времени разработки пласта путем регулирования производительности насоса. Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Известен способ автоматического управления пластом при периодической откачке [1, c. 328] Способ включает отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима. Это осуществляется с помощью датчика давления, установленного на забое скважины. Использование этого способа целесообразно тогда, когда пласт малопродуктивный. К недостаткам этого способа следует отнести: 1) нестационарный ступенчатый режим работы пласта позволяет получить объем жидкости меньше объема, соответствующего стационарному оптимальному режиму; 2) изменение нагрузки насоса приводит к его более быстрому износу; 3) режим такой работы не исключает возможность разгазирования нефти в пласте; 4) т.к. датчик следит лишь за давлением (уровнем) в скважине, он не скорректирует свой настройку в случае изменения состава пластового флюида. Например, изменение газосодержания из-за увеличения обводненности флюида. Все это приводит к снижению нефтеотдачи пласта. Известен способ эксплуатации нефтяных насосных скважин [2, c.320] использующий глубинный манометр, спускаемый на кабеле. Этот способ позволяет настраивать скважину на оптимальный режим, путем подбора значения производительности насоса, позволяющего установить минимально допустимое забойное давление, которое выше давления насыщения, т.е. выше давления разгазирования нефти. К недостаткам этого способа следует отнести: 1. Необходимость знания точного значения давления насыщения при данных термобарических условиях для попутного газа данного состава. 2. Необходимость периодического повторения настройки оптимального режима скважины, которое обычно проводится по прошествии нескольких месяцев. 3. Возможность значительного отклонения режима работы скважины от оптимального, при изменении параметров пласта между двумя очередными исследованиями скважин, и, следовательно, снижения суммарного объема отбора нефти. 4. Потери энергии, т.к. интенсивность работы насоса не увязана с динамикой пласта. 5. Отсутствие непрерывной информации о состоянии пласта, получаемой о всех скважинах. 6. Необходимость периодической остановки скважины для проведения ее исследования и настройки на оптимальный режим. Решением задачи является повышение нефтеотдачи пласта. Для решения поставленной задачи в способе эксплуатации нефтяной скважины, включающем отбор жидкости из скважины до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки путем регулирования производительностью насоса. Известно, что оптимальный режим нефтяной скважины определяется подбором такого значения забойного давления, что пласт отдает при этом максимальный объем жидкости, но в тоже время разгазирование нефти в пласте не происходит. Действительно, если не выполнять условие того, что давление в призабойной зоне выше давления насыщения, то возможное разгазирование в пласте приводит к резкому снижению фазовой проницаемости и объема выходящей из него жидкости. С другой стороны, если устанавливать в скважине такое давление, что разгазирование нефти будет происходить далеко от забоя, то это приведет к заметному снижению объема фильтруемой из пласта жидкости, т.к. снизится величина депрессии на пласт. Для оптимальной работы пласта устанавливают в скважине такое давление, чтобы линия разгазирования находилась бы в нескольких метрах от верхней границы пласта. В действительности, очень близким к реально оптимальному режиму отбора было бы условие нахождения линии разгазирования в 30-50 метрах от верхней границы пласта. Следует отметить, что т. к. параметры пласта и флюида меняются в процессе разработки, линия разгазирования перемещается вдоль скважины. Это приводит к необходимости проведения периодических исследований и перенастройке скважины. Затруднительно также точно определить значение давления насыщения для попутного газа сложного состава в термобарических условиях скважины, которое обычно определяется с помощью лабораторных исследований и расчетов. Все эти недостатки исключает предлагаемый способ, осуществляющий непрерывное слежение за положением линии разгазирования и не требующего знания давления насыщения. Существующие в настоящее время гидролокаторы, широко используемые в работах на море, позволяют находить отражающие границы инородных предметов, отстоящих на расстоянии нескольких сот метров. С другой стороны известно, что при достижении в скважине давления, меньшего давления насыщения, попутный газ начинает быстро выделяться в канале скважины выше линии разгазирования. Причем, т. к. гидростатическое давление вверх по скважине продолжает падать, количество газовых пузырьков и их размеры увеличиваются, создавая границу среды с большим коэффициентом отражения. Если расположить на забое скважины гидролокатор, позволяющий измерять расстояние от забоя до линии разгазирования, которая может первоначально отстоять от него на несколько сот метров, и в зависимости от этого расстояния менять производительность насоса до тех пор, пока линия разгазирования не будет отстоять от верхней границы пласта в 30-50 метров, можно установить оптимальный режим отбора жидкости. Поддерживая с помощью следящей системы величину этого расстояния в течение всего времени разработки пласта постоянной, можно обеспечить максимальный отбор жидкости из разрабатываемого пласта. Действительно, если проницаемость пласта или пластовое давление начнут падать, уровень в скважине и забойное давление начнут уменьшаться. При этом линия разгазирования начнет смещаться вниз по скважине и гидролокатор подаст сигнал, снижающий производительность насоса с тем, чтобы линия разгазирования опять поднялась до прежнего уровня, и наоборот повышение проницаемости или пластового давления приведут к увеличению интенсивности работы насоса до тех пор, пока уровень разгазирования не займет прежнего места. Такая система регулирования обеспечивает непрерывное поддерживание оптимального режима отбора жидкости из скважины, обеспечивая при этом максимальный ее отбор. Предельными являются случаи, когда насос полностью останавливается, либо, когда насос развивает максимально допустимую мощность. В первом случае возможно необходима обработка призабойной зоны (кислотная обработка, гидроразрыв), во втором установка более мощного насоса или подключения второго насоса. Если информацию об интенсивности работы насосов всего месторождения, вместе с другой дополнительной информацией (например, значениями обводненности и газированности нефти) передать в технологический центр управления, то можно рассматривать это, как систему, позволяющую осуществить мониторинг всего месторождения, т.е. непрерывно следить за динамикой разработки месторождения и, изменяя тем нагнетания, управлять отбором нефти на всем месторождении. Отметим также, что, т.к. насосы при этом будут работать с максимальным к. п.д. т.е. интенсивность их работы будет определяться возможностями пласта отдавать максимальное количество жидкости, то такая система должна обеспечить минимальные затраты энергии при добыче. Для реализации способа необходимо осуществить следующую последовательность операций, В остановленной скважине устанавливают гидролокатор, телеметрически связанный с системой регулирования производительностью насоса. Включают насос и начинают менять его производительность, увеличивая ее ступенчато каждые пять часов. После того, как гидролокатор зафиксирует положение линии разгазирования, соответствующий некоторому стационарному режиме (когда уровень в скважине и величина темпа отбора не меняются со временем), включают следящую систему, регулирующую производительность насосов, задавшись предварительно значением безопасного расстояния от линии разгазирования до верхней границы пласта (обычно 30-50 м). Передают величины, характеризующие темп работы насосов в управляющий центр и, если необходимо, корректируют работу нагнетательных скважин с тем, чтобы повысить пластовое давление в скважинах с пониженным дебитом и снизить пластовое давление в скважинах с высоким содержанием воды. В качестве примера рассмотрим решения, получаемые с помощью математической модели системы штанговый насос скважина пласт. Насос может менять производительность за счет числа ходов поршня, длины штока и площади сечения поршня. В скважину глубиной 2500 м спущен на глубину 1500 м насос с диаметром поршня 44 мм и ходом штока L=2.6 м. Пластовое давление Рпл 10,2 мПа, давление разгазирования Рнас 9,2 мПа; обводненность 0,2; проницаемость пласта Кр 20 мД; мощность h 10 м; газовое число Г 100 м3/м3; вязкость дегазированной нефти mнн 2 сп. Как показало моделирование при темпе работы насоса 5 об/мин системы выходит на режим, когда Рзаб 9,9 мПа, Qж 16 т/сут. Уровень линии разгазирования 140 м от забоя. Устанавливает в системе регулирования значение расстояния линии разгазирования 50 м от верхней границы пласта (60 м от забоя). Модель системы регулирования находит стационарный режим системы, при этом интенсивность работы насоса 7,6 об/мин, Рзаб 9,5 мПа, Qж 25,2 т/сут. Некоторая нелинейность между этими режимами объясняется увеличением объема захватываемого цилиндром насоса в точке забора газа, снижением плотности трехфазной жидкости флюида и т.п. Обычно за оптимальный режим выбирают забойное давление равное Рнас + 0,1 Рнас, т.е. режим, выбранный первоначально. Благодаря выбору режима более близкого к оптимальному и поддержания этого режима аппаратурно получается выигрыш в Qж 9,2 т/сут. В действительности выигрыш будет больше, т.к. предлагаемый способ непрерывно корректирует режим работы системы. Экономический эффект при реализации способа создается за счет увеличения выхода продукции скважин, оборудованных погруженными насосами со следящими системами, что связано с непрерывной настройкой скважины на оптимальный режим. При этом уменьшается энергетические затраты на добычу, т.к. насосы работают с интенсивностью, с возможностью пласта. Полученная информация о состоянии продуктивных пластов может быть использована для проведения мониторинга и управления работы нагнетательных скважин.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ эксплуатации нефтяных скважин, включающий отбор жидкости из скважины насосом до достижения забойного давления ниже пластового путем периодического изменения производительности насоса до достижения стационарного режима, отличающийся тем, что в процессе изменения производительности насоса измеряют расстояние от забоя скважины до линии разгазирования до момента достижения линией разгазирования положения, соответствующего стационарному режиму, и поддерживают это расстояние постоянным в течение всего времени разработки пласта путем регулирования производительности насоса.

www.freepatent.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Разгазирование

Cтраница 3

Технология разгазирования систем, в частности применяемые конструкции сепараторов, также оказывает существенное влияние на образование нефтяных эмульсий.  [31]

Влияние разгазирования яа снижение температуры потока газонефтяной смеси в интервале забой - мерник.  [32]

Давление разгазирования газового бензина в этом случае принимается из условия возможности подачи газа после разгазирования в указанные газопроводы.  [33]

Процесс разгазирования пластовой нефти снижением давления ниже давления насыщения совместно с заводнением - один из вариантов водогазового воздействия. Для исследования эффективности такого процесса также проведены экспериментальные исследования.  [34]

Процесс разгазирования модели пластовой нефти называется КОНТАКТНЫМ, если компонентный состав системы вне зависимости от ее агрегатного состояния сохраняется постоянным при любом давлении в ней.  [35]

При разгазировании насыщенной газом углеводородной жидкости расходуется энергия. Если эта энергия не подводится извне, то система будет охлаждаться.  [36]

При разгазировании таких эмульсионных систем возможно частичное испарение воды, особенно из тонкодиспергированных глобул, что также способствует появлению повышенного содержания кристаллических хлористых солей в нефти.  [37]

При разгазировании конденсата в ультразвуковом поле предпочтителен кавитационный режим [ 2J благодаря большим ускорениям процесса дегазации.  [38]

При разгазировании конденсата до давления соответствующего в емкости часть углеводородов С переходит в газовую фазу.  [39]

При разгазировании высокопенистых нефтей в статических условиях проявляется эффект метастабильности, который при переходе к динамическим режимам процесса разгазирования может оказаться весьма незначительным. Существует несколько различных методов нарушения метастабильности системы нефть-газ.  [40]

При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности с понижением температуры ее растворяющая способность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается и на определенной глубине возникает втЬрой фазовый переход - из нефти выделяются кристаллы парафина.  [41]

При разгазировании пластовой нефти в скважине в совокупности с понижением температуры ее растворяющая способность к парафинам, имеющимся в ней, уменьшается, и на определенной глубине возникает второй фазовый переход - из нефти выделяются кристаллы парафина.  [42]

При разгазировании нагретой эмульсионной системы в гидродинамическом режиме ( под действием центробежных сил) разрушаются защитные оболочки, обновляются капли дисперсной фазы и выделяются механические частицы размером менее 200 мкм, содержащиеся в нефте-шламе. Паровоздушная активация обеспечивает расплавление твердых парафинов и асфальто-смолистых углеводородов, которые переходят в нефтяную фазу, равномерно растворяясь в ней.  [43]

Предел же разгазирования определится вторым пересечением кривой ( L) расстояния до отверстия с кривой ( dOTB) рас хода через него.  [44]

Следовательно, разгазирование существенно влияет на температурный режим работы скважины и поэтому не может не сказываться на характере температурных кривых, снятых по длине лифта действующих скважин.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ освоения газонагнетательных скважин

 

Изобретение относится к способам освоения газонагнетательных скважин, и может быть использовано в скважинной разработке нефтяных месторождений. Способ позволяет повысить охват пласта вытесняющим агентом. Сущность изобретения: газонагнетательные скважины сначала эксплуатируют как добывающие при забойных давлениях ниже давления насыщения. Флюиды из газонагнетательной скважины отбирают до тех пор, пока средняя газонасыщенность коллектора достигнет 0,5 - 10% от объема пор пласта. Затем в газонагнетательную скважину подают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения в пласте смешивающегося вытеснения, а затем созданную оторочку обогащенного газа проталкивают путем закачки сухого газа. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений.

Известен способ освоения газонагнетательных скважин путем солянокислотных обработок [1] Благодаря применению этого метода увеличивается проницаемость пласта в призабойной зоне. Недостатком этого способа является неравномерное поступление кислоты в зоне с различной проницаемостью. Наибольшее количество кислоты поступает в высокопроницаемые зоны и неоднородность коллектора в результате возрастает, что способствует росту приемистости скважин и более неравномерному распределению закачиваемого вытесняющего агента по интервалам перфорации. Известен способ освоения газонагнетательных скважин, когда для выравнивания профиля приемистости в пласт закачивают пенообразующие составы [2] Благодаря тому, что фильтрационные сопротивления для пены в высокопроницаемых зонах выше, чем в низкопроницаемых6 происходит необходимое перераспределение потоков закачиваемого газа. Недостатком этого способа является слабопрогнозируемое поведение пен в пористой среде. Они могут разрушаться при контакте с с остаточной нефтью. Сопротивление течению пен в трещинах незначительны и они могут не являться препятствием при прорывах газа. Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения газонагнетательных скважин, включающий эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, а также нагнетание газа и воды [3] Недостатком данного способа является низкий охват пласта вытесняющим агентом. Задачей данного изобретения является повышение охвата пласта вытесняющим агентом за счет предварительного частичного разгазирования нефти в пласте и, как следствие, повышение нефтеотдачи. Поставленная задача решается предлагаемым способом освоения газонагнетательных скважин, включающим эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, нагнетания газа и воды, в котором согласно изобретению сначала нагнетательную скважину эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения до создания в пласте средней газонасыщенности, составляющей от 0,5 до 10% от объема пор пласта, а затем в эту скважину нагнетают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения, после чего оторочку обогащенного газа проталкивают сухим газом. В предпочтительном варианте попеременно с газом в пласт нагнетают жидкость. Способ осуществляют следующим образом. Сначала скважину, в которую предполагается закачивать газообразный вытесняющий агент, эксплуатируют при давлениях ниже давления насыщения. Чем ниже забойное давление в этой скважине, тем лучше, так как при этом перекрываются (смыкаются) трещины в наиболее проницаемых пропластках и истощение зон с различными коллекторскими свойствами происходит более равномерно. Дебит этой скважины может ограничиваться только технологическими аспектами, такими, как разрушение коллектора (вынос песка), снижение дебитов из-за неблагоприятного соотношения фазовых проницаемостей, отсутствие оборудования, позволяющего эксплуатировать скважину с высоким газовым фактором или другими причинами. Добывающие скважины, которые окружают нагнетательную, эксплуатируются при давлениях, исключающих разгазирование нефти во всем объеме пласта. Благодаря такому сочетанию режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин достигается наибольшее разгазирование низкопроницаемых зон пласта. В высокопроницаемых зонах с хорошей гидропроводностью и пьезопроводностью протяженность зоны разгазирования меньше, чем в низкопроницаемых, поэтому для пропластков с хорошими коллекторскими свойствами добывающие скважины не являются экраном в отличие от низкопроницаемых пропластков, где разгазирование нефти происходит медленнее, но практически и не восстанавливается после прекращения отборов жидкости. Отбор жидкости из нагнетательной скважины производят до момента, при котором газонасыщенность коллектора составляет 0,5 10% от объема пор коллектора. Нижний предел выбирается в том случае, когда пласт имеет очень низкую проницаемость и характеризуется низкой неоднородностью. Верхний предел выбирают тогда, когда при больших расстояниях между скважинами пласт характеризуется высокой неоднородностью и проницаемостью. После того, как газонасыщенность коллектора достигнет необходимых значений, переходит к нагнетанию в пласт обогащенного газа в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения. При нагнетании обогащенного газа в высокопроницаемых пропластках давление быстро восстанавливается по нескольким причинам. Во-первых, после прекращения эксплуатации скважины по высокопроницаемым зонам происходит приток жидкости из зон, расположенных вне данного элемента системы расстановки скважин. Во-вторых, при нагнетании газа здесь быстрее восстанавливается давление, так как в начальный момент времени большая часть закачиваемого газа поступает в высокопроницаемые зоны. В-третьих, в высокопроницаемых пропластках раньше достигаются условия смесимости, в результате чего формируется вал нефти, препятствующий фильтрации газа. Снижение проводимости высокопроницаемых зон способствует перераспределению потоков закачиваемого газа в пользу низкопроницаемых зон. После того, как в скважину подан обогащенный газ в необходимом количестве, переходят к закачке сухого газа, который нагнетают до достижения предельного газового фактора в добывающих скважинах. В некоторых неоднородных пластах предварительного разгазирования нефти в области, окружающей нагнетательную скважину, недостаточно для выравнивания профиля приемистости газонагнетательной скважины. Поэтому необходимо нагнетать попеременно воду и газ. Вода будет поступать практически только в высокопроницаемые зоны, снижая в них фазовую проницаемость для газа и восстанавливая здесь давление, благодаря чему распределение закачиваемого газообразного вытесняющего агента становится более благоприятным. Пример. Месторождение нефти, продуктивный пласт которого представлен слоистым песчаником, разбурено по девятиточечной системе расстановки скважин. Расстояние между скважинами в среднем составляет 500 м. Пропластки нефтенасыщенного песчаника разделены прослеживающимися по всей площади глинистыми перемычками и обладают отличными коллекторскими свойствами. Средняя эффективная толщина 10 м, средняя проницаемость 0,1 мкм2, начальная нефтенасыщенность 80% Пластовое давление составляет 25,0 МПа, а давление насыщения нефти газом 23,0 МПа. Сначала нагнетательные скважины эксплуатируют при забойных давлениях около 10,0 МПа, так как при дальнейшем увеличении депрессий начинается интенсивный вынос песка. При среднем дебите скважины 50 т/сут для достижения газонасыщенности, равной 3% от объема пор пласта потребуется ее эксплуатировать примерно 2 года. После этого переходят к нагнетанию в пласт обогащенного газа и воды. Сначала закачивают воду в количестве 1% объема пор пласта, а затем подают газ в количестве 3% от объема пор. В таком же режиме закачивают воду и сухой газ. Закачку вытесняющих агентов продолжают до тех пор, пока газовый фактор не достиг в добывающих скважинах 3000 м3 газа на 1 т добытой нефти. За счет применения технологии охват пласта газом увеличился на 20% а нефтеотдача возросла на 15% Благодаря этому дополнительно добыто 137 тыс.т нефти из одного элемента системы растоновки скважин.

Формула изобретения

1. Способ освоения газонагнетательных скважин, включающий эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, нагнетание газа и воды, отличающийся тем, что сначала нагнетательную скважину эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения до создания в пласте средней газонасыщенности, составляющей 0,5 10% объема пор пласта, а затем в эту скважину нагнетают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения, после чего оторочку обогащенного газа проталкивают сухим газом. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что попеременно с газом в пласт нагнетают жидкость.

www.findpatent.ru

Давление - начало - разгазирование

Давление - начало - разгазирование

Cтраница 1

Давление начала разгазирования изменяется в зависимости от того, отбирается газ через затрубное пространство или нет. Частичное удаление газа приводит к недонасыщенности нефти газом, в результате чего разгазирование нефти начинается при давлении ниже, чем давление насыщения.  [1]

Давлением насыщения пластовой нефти принято называть давление начала разгазирования нефти при пластовой температуре.  [2]

МПа Данное обстоятельство еще раз подтверждает, что давлением начала разгазирования, установленным в лабораторных условиях, нельзя пользоваться в расчетах для подъемной колонны. Кроме того оно наводит на мысль, что методологию можно использовать для решения обратной задачи, т.е. для определения давления начала разгазирования по известной кривой давления в подъемной колонне.  [3]

В качестве апробации методологии проведена еще одна обработка фактических данных давления от глубины, которая оказалась весьма поучительной по использованию давления насыщения нефти газом. Следует отметить, что при давлениях начала разгазирования ниже давления нагнетания единственным параметром, от которого зависит точность построения кривой распределения давления, является давление появления свободного газа в лифте. Остальные параметры определяются по динамограммам, отражающим фактическое состояние в подъемной колонне.  [4]

Процессы добычи, транспорта и переработки газа и нефти характеризуются фазовыми переходами, образованием жидкой фазы из парообразной, парообразной из жидкой, сосуществованием термодинамически равновесных или неравновесных паровой, жидкой и часто твердой фаз. При снижении давления в пласте и на забое нефтяной скважины ниже давления начала разгазирования при пластовой температуре образуется паровая фаза. Фазовые превращения в пласте происходят при разработке газоконденсатных залежей, при движении нефти и газо-конденсатных смесей в скважинах, при отделении нефти и конденсата от их паров в сепараторах, при хранении нефти и конденсата в резервуарах, в процессе образования и разложения нефтяных и газовых месторождений, кристаллогидратов углеводородных газов.  [5]

МПа Данное обстоятельство еще раз подтверждает, что давлением начала разгазирования, установленным в лабораторных условиях, нельзя пользоваться в расчетах для подъемной колонны. Кроме того оно наводит на мысль, что методологию можно использовать для решения обратной задачи, т.е. для определения давления начала разгазирования по известной кривой давления в подъемной колонне.  [6]

Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт ведет к образованию стойких эмульсий, обладающих высоким сопротивлением движению. Химическая несовместимость закачиваемой в пласт и пластовой вод может вызывать интенсивное выпадение солей, закупоривающих фильтрационные каналы пласта. В результате падения давления ниже давления начала разгазирования в пласте возникает третья фаза ( газовая), что существенно снижает проницаемость для нефти.  [7]

Средний участок этой зависимости получается почти горизонтальным. Давление, соответствующее данному участку, определяет величину давления начала выделения газа из нефти, или давление начала разгазирования. Гима-тудинова и А. Н. Шедловского проводились как в присутствии пористой среды, так и непосредственно в жидкой фазе.  [8]

Построение идеального распределения давления представляет собой техническую задачу. Для этого прежде всего необходимо знать предполагаемое давление нагнетания, если бы отсутствовало относительное движение газа, не было бы гидравлических потерь и накопления воды в подъемной колонне. Если известны по скважине обводненность, плотности нефти, газа и воды, газовый фактор, коэффициент растворимости, устьевое давление, давление начала разгазирования, то вычислив плотность жидкости, среднюю плотность газожидкостной смеси, глубину начала разгазирования и просуммировав все три составляющие, получим искомое давление нагнетания. Построение графика давления при известном давлении нагнетания выполняется по той же методологии, что и по данным динамометрирования.  [9]

Для проектирования процессов разработки нефтяных месторождений и для правильного подбора глубинного оборудования скважин необходимо знать величину давления насыщения нефти газом. Сам термин давление насыщения нефтяниками заимствован из физики, где под давлением насыщения понимается то давление, при котором между жидкой и паровой ( газовой) фазами устанавливается термодинамическое равновесие. Однако нефтяники под давлением насыщения понимают то давление, при котором из нефти начинает выделяться газ. Поэтому представляется более правильным говорить не о давлении насыщения, а о давлении начала выделения газа из нефти, или о давлении начала разгазирования.  [10]

Очень важным параметром для построения графика распределения давления по лифту является давление, ниже которого начинает действовать параболическая закономерность. Оно, как известно, обусловливается выделением газа из нефти. Давление начала выделения газа в подъемной колонне, как показывают промысловые исследования [4, 31], по ряду причин не совпадает с давлением насыщения нефти газом, определяемым в лабораторных условиях. Очевидно, это связано и с уменьшением газосодержания продукции в подъемной колонне ввиду частичного ухода отсепарированного газа в затрубное пространство, и с перенасыщением нефти газом, т.е. метастабильностью, и с изменением температурного режима. Фактор - метастабильность - был изучен авторами работы [31] и получен результат, заключающийся в том, что при движении продукции в эксплуатационной колонне и в колонне НКТ ввиду сравнительно малой скорости потока при эксплуатации скважин насосными установками действительное давление насыщения жидкости газом равно равновесному, поскольку скорость изменения давления в потоке по мере его перемещения снизу вверх невеликах Смысл данной фразы применительно к условиям малодебитных скважин сводится к тому, что при определении давления начала разгазирования перенасыщением нефти газом можно пренебрегать.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Способ определения параметров продукции скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при геофизических и гидродинамических исследованиях действующих скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров продукции скважины и возможность определения состава продукции скважины. Для этого в скважину ниже точки разгазирования нефти в режиме свободного падения спускают автономный скважинный прибор. Проводят измерение и регистрацию давления, расхода жидкости и содержания воды в продукции скважины. Перекрывают патрубками доступ скважинной жидкости к датчикам с разобщением внутреннего пространства прибора от скважинного пространства и выполняют подъем автономного скважинного прибора в режиме всплытия под действием напора жидкости снизу. На устье скважины фиксируют верхнее положение автономного скважинного прибора датчиком его верхнего положения. Под действием силы тяжести патрубки, закрывающие доступ скважинной жидкости к датчикам, опускают вниз и сообщают внутреннее пространство прибора со скважинным пространством. Повторно регистрируют давление, расход и содержание воды в продукции скважины. После извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, дебита и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при геофизических и гидродинамических исследованиях действующих скважин.

Известен способ измерения дебита добывающих скважин, включающий спуск в скважину на тросе или скребковой проволоке на глубину ниже уровня разгазирования турбинного датчика расхода с преобразователем числа оборотов в кодоимпульсные сигналы, запись последних по программе, задаваемой таймером. Электронную память и таймер размещают в спускаемом датчике расхода. Результаты записи кодоимпульсных сигналов расшифровывают и обрабатывают с помощью компьютера после датчика расхода из скважины с помощью ловильного устройства (Патент РФ №2085731, кл. Е21В 47/10, опубл. 27.07.1997).

Недостатком известного способа является необходимость привлечения спуско-подъемных механизмов для спуска и подъема скважинного прибора.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления, заключающийся в следующем. Исследования действующих скважин проводят путем измерения и регистрации дебита и забойного давления автономным скважинным прибором. При этом прибор опускают на забой в режиме свободного падения, а извлекают из скважины потоком восходящей жидкости, действующей на раскрываемый в необходимый момент времени пакер. Устройство для реализации способа содержит упругий уплотняющий элемент с двумя патрубками, перекрывающими боковые окна в корпусе прибора. Привод пакера выполнен в виде пружины с фиксатором, удерживающим пакер в сложенном состоянии до момента срабатывания электромагнитного спускового затвора, освобождающего фиксатор (Патент РФ №2172826, кл. Е21В 47/00, опубл. 27.08.2001 - прототип).

Известный способ позволяет проводить работы в скважине без привлечения спуско-подъемных механизмов для спуска и подъема скважинного прибора. Недостатком известного способа является недостаточно высокая точность измерения параметров продукции скважины и сложность одновременного определения состава продукции скважины.

В изобретении решается задача повышения точности определения параметров продукции скважины и обеспечения возможности определения состава продукции скважины.

Задача решается тем, что в способе определения параметров продукции скважины, включающем спуск в скважину ниже точки разгазирования нефти в режиме свободного падения автономного скважинного прибора, имеющего электронный накопитель информации, датчики давления и расхода восходящего потока жидкости и программатор с таймером, измерение и регистрацию в электронном накопителе информации давления и расхода восходящего потока жидкости, перекрытие патрубками доступа скважинной жидкости к датчикам с разобщением внутреннего пространства прибора от скважинного пространства и подъем автономного скважинного прибора в режиме всплытия под действием напора жидкости снизу, согласно изобретению при измерении и регистрации давления и расхода восходящего потока жидкости ниже точки разгазирования нефти проводят дополнительное измерение датчиком влагосодержания и регистрацию в электронном накопителе информации содержания воды в продукции скважины, при всплытии прибора на устье скважины фиксируют верхнее положение автономного скважинного прибора датчиком верхнего положения прибора, по сигналу датчика верхнего положения прибора опускают вниз под действием силы тяжести патрубки, закрывающие доступ скважинной жидкости к датчикам, и сообщают внутреннее пространство прибора со скважинным пространством, повторно регистрируют давление, расход восходящего потока жидкости и содержание воды в продукции скважины, а после извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, расхода восходящего потока жидкости и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины.

Сущность изобретения

Известные способы исследования скважин обладают недостаточной точностью определения параметров продукции скважины и сложностью одновременного определения состава продукции скважины.

В изобретении решается задача повышения точности определения параметров

продукции скважины и обеспечения возможности определения состава продукции скважины.

Задача решается следующим образом.

Измерение и регистрацию давления проводят глубинным манометром.

Расход восходящего потока жидкости определяют расходомером. Определяемый расход равен дебиту скважины. Расход восходящего потока жидкости или дебит скважины определяют по показаниям глубинного расходомера, фиксирующего расход жидкости независимо от ее состава, в частности независимо от обводненности.

Содержание воды в продукции скважины, т.е. обводненности или влажности, определяют по показаниям датчика влагосодержания, который указывает процент воды в жидкости (продукции скважины).

Состав продукции скважины складывается из нефти и воды. Количество нефти определяют после вычитания процента воды из общего процентного количества жидкости.

В скважину ниже точки разгазирования нефти в режиме свободного падения спускают автономный скважинный прибор, имеющий электронный накопитель информации, датчики давления, расхода восходящего потока жидкости, влагосодержания и программатор с таймером. Проводят измерение и регистрацию давления, расхода и содержания воды в продукции скважины. Выполняют подъем автономного скважинного прибора в режиме всплытия под действием напора жидкости снизу. На устье скважины за счет удара фиксируют верхнее положение автономного скважинного прибора и повторно регистрируют давление, расход и содержание воды в продукции скважины. После извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, расхода и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины.

Для осуществления способа используют устройство (прибор), представленное на фиг.1-3.

На фиг.1 изображено устройство в сложенном состоянии пакера, на фиг.2 - то же, в раскрытом состоянии пакера, на фиг.3 - то же при измерении параметров продукции на устье скважины.

В герметичном отсеке 1 корпуса устройства размещены электронный накопитель информации 2, программатор с таймером 3, преобразователи 4, 41 и 411 датчика давления 5 и расхода 51 и влагосодержания 511 и датчик верхнего положения прибора (датчик удара) 6. На корпус 7 прибора надеты верхний 8 и нижний 9 патрубки, к которым прикреплен упругий уплотнительный элемент (пакер) 10.

В качестве привода для раскрытия пакера 10 служит пружина 11, удерживаемая в сжатом состоянии за счет фиксатора с собачками 12 и 121, срабатывающими (отпускающих пружину) при подаче электрического тока соответственно в обмотки 13 и 131 электромагнитных затворов с якорями 14 и 141, удерживающими собачки 12 и 121 в рабочем состоянии, когда они своими кончиками установлены в кольцевые канавки А нижнего патрубка 9 пакера 10 и А1 нижнего наконечника 15.

Устройство в сложенном состоянии пакера 10 устанавливается в лубрикатор (не показан) скважины и для проведения исследования из полости лубрикатора запускается вниз по стволу (по колонне насосно-компрессорных труб) скважины. После достижения прибором ограничителя, установленного в скважине ниже точки разгазирования нефти, по заданной программе производятся измерение и регистрация давления, расхода и влажности потока жидкости. При этом окна Б и Б1, В и В1, выполненные соответственно в корпусе 7 и патрубках 8 и 9, совмещаются, и поток жидкости пропускается через датчик расхода 51 и влагосодержания 511. Происходит определение давления, расхода и влажности и регистрация показаний всех датчиков в электронной памяти прибора.

Изменение режима работы скважины осуществляется при этом на устье скважины путем смены штуцера на выкидном трубопроводе.

После завершения заданного цикла измерений по команде программатора производится подача электрического тока в обмотку 13 верхнего затвора и якорь 14 освобождает собачки 12, вследствие чего под действием пружины 11 патрубки 8 и 9 с прикрепленным к ним уплотнительным элементом 10 устремляются вверх относительно корпуса 7. Происходит деформация упругого уплотнительного элемента 10 до упора в стенку ствола скважины 16 и перекрытие окон Б и В. Таким образом, восходящий поток перекрывается пакером 10 прибора и под действием создавшегося перепада давления прибор поднимается вверх до верхнего ограничителя, выполненного, например, в виде ловильного устройства и установленного ниже центральной задвижки устьевой арматуры скважины.

При резком ударе прибора о верхний ограничитель срабатывает датчик удара 6 и включает программатор 3, который подает электрический ток в обмотку 131 нижнего затвора, повторно включает в действие систему измерений и регистрации показаний датчиков 5, 51 и 511 прибора. При этом якорь 141 освобождает собачки 121 и под действием пружины 11 нижний наконечник 15 отбрасывается вниз относительно корпуса 7 прибора. Под действием силы тяжести наконечник 15, пружина 11, патрубок 8 и 9 и пакер 10 сползают вниз. При этом окна Б и Б1, В и В1, выполненные соответственно в корпусе 7 и патрубках 8 и 9, совмещаются, и поток жидкости пропускается через датчик расхода 51 и влагосодержания 511. Происходит определение давления, расхода и влажности и регистрация показаний всех датчиков в электронной памяти прибора.

После извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, дебита и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины.

Пример конкретного выполнения

Проводят определение параметров продукции добывающей скважины глубиной 1200 м. В скважину на глубину 1000 м, т.е. ниже точки разгазирования нефти, в режиме свободного падения спускают автономный скважинный прибор, выполненный согласно фиг.1-3. Проводят измерение и регистрацию давления, расхода и содержания воды диэлькометрическим влагомером в продукции скважины. Устанавливают, что при дебите скважины 5 м3/сут. продукция скважины на 50% содержит нефть и воду. Выполняют подъем автономного скважинного прибора в режиме всплытия под действием напора жидкости снизу. На устье скважины за счет удара фиксируют верхнее положение автономного скважинного прибора. Повторно регистрируют давление, расход и содержание воды в продукции скважины. Устанавливают, что при дебите скважины 5 м3/сут. продукция скважины на 48% содержит нефть и 52% - воду. После извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, расхода и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины. Сравнивают показания и корректируют их в связи с наличием измерений на устье скважины. При этом точность измерений возрастает на 3%.

Применение предложенного способа позволит повысить точность определения параметров продукции скважины и обеспечить возможность определения состава продукции скважины.

Способ определения параметров продукции скважины, включающий спуск в скважину ниже точки разгазирования нефти в режиме свободного падения автономного скважинного прибора, имеющего электронный накопитель информации, датчики давления и расхода восходящего потока жидкости и программатор с таймером, измерение и регистрацию в электронном накопителе информации давления и расхода восходящего потока жидкости, перекрытие патрубками доступа скважинной жидкости к датчикам с разобщением внутреннего пространства прибора от скважинного пространства и подъем автономного скважинного прибора в режиме всплытия под действием напора жидкости снизу, отличающийся тем, что при измерении и регистрации давления и расхода восходящего потока жидкости ниже точки разгазирования нефти проводят дополнительное измерение датчиком влагосодержания и регистрацию в электронном накопителе информации содержания воды в продукции скважины, при всплытии прибора на устье скважины фиксируют верхнее положение автономного скважинного прибора датчиком верхнего положения прибора, по сигналу датчика верхнего положения прибора опускают вниз под действием силы тяжести патрубки, закрывающие доступ скважинной жидкости к датчикам, и сообщают внутреннее пространство прибора со скважинным пространством, повторно регистрируют давление, расход восходящего потока жидкости и содержание воды в продукции скважины, а после извлечения автономного скважинного прибора из скважины проводят совместную обработку результатов измерения и регистрации давления, расхода восходящего потока жидкости и содержания воды в продукции скважины ниже точки разгазирования нефти и на устье скважины.

www.findpatent.ru