способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины

Формула изобретения

Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, 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, отличающийся тем, что определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины

Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащейся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду. Измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления и соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Накапливают массив данных. Строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости или времени опорожнения. Выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины. Техническим результатом является упрощение алгоритма определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины, повышение точности измерения высокой и низкой обводненности продукции скважины (патент РФ № 2396427, опубл. 10.08.2010)

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, в котором измерительную емкость (ИЕ) калиброванного объема после продувки продукцией скважины (ПС) наполняют частично отсепарированной ПС в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях. По истечении назначенного времени поступление ПС в ИЕ прекращают. Частично отсепарированную ПС, содержащуюся в резервуаре уровнемера ИЕ, обрабатывают химреагентами, нагревают и выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление (ГСД) и температуру. Производят расчет производительности по жидкости. Затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности. Массовое соотношение вода - нефть определяют, применяя значения плотности воды, измеренной в резервуаре уровнемера ИЕ, и плотности нефти. При этом учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - ИЕ после ее "продувки" ПС перед началом процедуры замера. Потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление ПС в ИЕ и, определив скорость опорожнения ИЕ и избыточное давление, производят расчет производительности по газу. Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления разности ГСД столба жидкости в резервуаре уровнемера до и после ухода части водяного столба на разность соответствующих уровней этого столба жидкости. А плотность нефти определяют после полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении после возобновления поступления ПС в ИЕ путем деления значения ГСД, оставшегося на момент замера столба жидкости, на его высоту (патент РФ № 2299322, опубл. 20.05.2007 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая точность определения обводненности, обусловленная перемещением продукции скважины в измерительную емкость.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения обводненности продукции скважины.

Задача решается тем, что в способе определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающем 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, согласно изобретению определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб 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.

Сущность изобретения

Достоверность определения обводненности продукции добывающих (нефтяных) скважин является одной из важнейших задач при контроле за разработкой объекта, определении рентабельности эксплуатации скважин, оценке эффективности применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

При достижении значений обводненности в 98-99% нередко принимается решение об остановке скважин (переводе в бездействующий или не эксплуатационный фонд) или переходе на вышележащие горизонты. Однако существующие технологии определения обводненности - отбор проб на устье скважин объемом в первые сотни миллилитров, не дают полной уверенности в ее достоверности. Ошибки в 2-3% на высокодебитном, высоко обводненном фонде могут кардинально изменить оценку рентабельности эксплуатации скважины.

Для повышения достоверности определения обводненности добываемой продукции определение проводят в скважинах, где в качестве глубинно-насосного оборудования используют электроцентробежный насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб, оборудованной обратным клапаном. Технология подразумевает определение обводненности непосредственно в скважине без извлечения глубинно-насосного оборудования и до подъема жидкости на поверхность.

Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб 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 (отличающимися не более чем 15%). Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Скважину останавливают и закрытием задвижки отсекают от нефтепровода, при этом обратный клапан не допускает перетока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб в скважину. В результате получают отсеченный сосуд - внутренняя полость колонны насосно-компрессорных труб, равный по объему 2-3 м³, что в несколько тысяч раз превышает объем стандартной пробы. Данный отсеченный сосуд имеет сильно вытянутую практически в вертикальном направлении форму, что повышает эффективность гравитационного разделения газожидкостной смеси.

После остановки скважину выдерживают в течение времени, необходимого для гравитационного разделения фаз (газ-нефть-вода). В данный период выделенный газ стравливают через лубрикаторную задвижку. Время определяется опытным путем с учетом температуры добываемой продукции, обводненности и в начальной стадии организации данной работы уточняется отбором проб в нефтяной шапке с использованием глубинных пробоотборников. Также для улучшения процесса разделения фаз через лубрикаторную задвижку можно добавлять маслорастворимый деэмульгатор. Далее через лубрикаторную задвижку спуском в колонну насосно-компрессорных труб резистивиметра, влагомера или другого аналогичного прибора фиксируют уровень жидкости и водонефтяного раздела. Рассчитывают высоту нефтяной шапки и по ее отношению к общей высоте столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб определяют объемную долю нефти и, соответственно, рассчитывают обводненность добываемой продукции:

W объемная = 1-h нефти/h жидкости (%)

Использование манометра в комплексе с влагомером также позволяет рассчитать плотность нефтяной «шапки» и, соответственно, подтвердить полноту разделения фаз.

Пример конкретного выполнения

Скважина № 1387 Акташской площади Ново-Елховского месторождения расположена посередине нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи: дебит 80 м³/сут, забойное давление 11,7 МПа. Скважину эксплуатируют 30 сут, т.е. не менее времени выхода на рабочий режим. Скважина добывает нефть с кыновского и пашийского горизонтов с использованием следующего глубинно-насосного оборудования - электроцентробежного насоса ЭЦНМ5-60-1200, спущенного на глубину 1400 м на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Над электроцентробежным насосом установлен обратный клапан. Перед остановкой скважины через пробоотборник отбирают контрольную пробу, которая показала обводненность 100%. Скважину останавливают, проводят технологическую выдержку в течение суток и производят исследование по обводненности. Получены следующие данные: уровень жидкости - 264,5 м, водонефтяной раздел - 288 м. Т. е. нефтяная «шапка» составляет 23,5 м при столбе жидкости в колонне насосно-компрессорных труб - 1135,5 м (1400-264,5 м). Таким образом, обводненность составляет 97,9%. Эффективность разделения подтвердили как пробы, отобранные глубинным пробоотборником с двух точек в нефтяной «шапке» (обводненность 0,75% и 0,3%), так и показания манометра (давление на водонефтяном разделе составило 0,2 МПа, что соответствует плотности 23,5 м нефтяной шапки в 0,85 г/см³, т.е. нефти).

Таким образом, предложенный способ позволяет определять обводненность более точно, чем известные.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения обводненности продукции скважины.