способ определения давления насыщения нефти газом

Формула изобретения

Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине, включающий замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения, отличающийся тем, что дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве, по данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени и фиксируют появление выделившегося свободного газа, вызывающего изменение средней плотности смеси, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор, находящийся ниже приема насоса, определяют величину давления насыщения нефти газом путем сопоставления кривой изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения.

Известен способ определения давления насыщения нефти газом, включающий одновременное измерение давления в работающей скважине и температуры потока, а также исследования изменения состава по стволу скважины на участке интервала перфорации, и измеряют величину работающей части вскрытой мощности при отсутствии перетока, установленном, например, по термометрии, и в момент достижения максимума работающей мощности определяют давление насыщения по диаграмме давления в той ее точке по глубине, где изменение ширины дорожки флуктуации больше или равно двум величинам ширины дорожки флуктуации диаграммы изменения состава на нижерасположенном участке от начала увеличения флуктуации.

Недостатком его является то, что способ предусматривает определение давления насыщения нефти газом только в фонтанирующих скважинах [Патент РФ № 2017951, «Способ определения насыщения нефти газом», заявл. 28.05.1991; опубл. 15.08.1994 - аналог].

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ определения давления насыщения нефти газом, включающий замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти [Патент РФ № 1260510, «Способ определения насыщения нефти газом в скважине», заявл. 08.03.1985; опубл. 30.09.1986 - прототип].

Недостатком данного способа является трудоемкость определения точки перехода, обусловленная многократными пусками и остановками скважин с различным дебитом, что в условиях промысла мало приемлемо, следствием этого является снижение точности измерений. Кроме того, в указанном способе определяется не давление насыщения, а отличающееся от него давление начала искривления индикаторной диаграммы.

В изобретении решается задача повышения точности определения давления насыщения нефти газом в промысловых условиях.

Задача решается тем, что изменение средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени характеризует процессы изменения состава жидкости в затрубном пространстве. Согласно изобретению появление свободного газа в затрубном пространстве вызывает уменьшение средней плотности смеси. Сопоставляя кривую изменения плотности с изменением в это время давления на приеме насоса, можно определить величину давления насыщения. Этот способ определения давления насыщения является весьма чувствительным. Газосепаратор, находящийся ниже приема насоса, выбрасывает выделившийся из нефти газ в затрубное пространство, что сразу же приводит к уменьшению плотности смеси в затрубном пространстве.

Существенными признаками способа являются:

1. Определение давления насыщения нефти газом в скважине.

2. Непрерывный замер забойных давлений при различных дебитах нефти.

3. Регистрация кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения.

4. Дополнительная регистрация кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве.

5. Расчет по данным замеров на каждый момент времени средней плотности столба смеси в затрубном пространстве на каждый момент времени.

6. Построение кривой изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени.

7. Фиксирование появления выделившегося свободного газа, вызывающего изменение средней плотности смеси, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор, находящийся ниже приема насоса.

8. Определение величины давления насыщения нефти газом путем сопоставления кривой изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4-8 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Как известно, давление насыщения нефти газом обычно определяется в лабораториях по глубинным пробам нефти. Однако в промысловой практике встречаются ситуации, когда лабораторные данные отсутствуют или пробы нефти еще исследуются, а на том этапе, на котором находится инженер в процессе выполнения работы, уже необходимо знать давление насыщения. В этой связи был разработан способ определения давления насыщения нефти газом в промысловых условиях, включающий замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения, а также регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве.

Изменение средней плотности смеси в затрубном пространстве характеризует процессы изменения состава жидкости в затрубном пространстве во времени и рассчитывается по формуле

где: p_пр.нас и p_затр - давление соответственно на приеме насоса и устьевое затрубное;

H_пр.нас - глубина нахождения датчика давления на приеме насоса;

ГНР - глубина уровня нефти в затрубном пространстве;

g - ускорение свободного падения.

Появление свободного газа в затрубном пространстве вызывает уменьшение средней плотности. Сопоставляя кривую изменения плотности с изменением в это время давления на приеме насоса на данный момент времени, можно определить величину давления насыщения. Газосепаратор, находящийся ниже приема насоса, выбрасывает выделившийся из нефти газ в затрубное пространство, что сразу же приводит к уменьшению плотности смеси в затрубном пространстве.

Технический эффект заключается в том, что предлагаемый способ определения давления насыщения является весьма чувствительным и позволяет повысить точность измерения.

Сущность изобретения поясняется графиками, где:

на фиг.1-3 показана корреляционная зависимость между средней плотностью смеси в затрубном пространстве, определяемой по формуле (1) и давлением на приеме насоса для скважин 1, 2, 3.

Способ осуществляется следующим образом.

Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине, включает в себя замер забойных давлений глубинными приборами, вмонтированными в корпус погружного насоса, при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. Дополнительно с помощью электронных датчиков производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве.

Согласно технологии в течение всего периода исследований непрерывно производятся измерения давлений на выкиде и на приеме насоса, уровня в затрубном пространстве, буферного и затрубного давлений на устье скважины, дебита на замерной установке, на поверхности. Большинство параметров регистрируется компьютером и выводится на дисплей для визуального контроля.

Электропитание погружной насосной установки и установленных на приеме датчиков давления и температуры осуществляется через частотный преобразователь, что позволяет плавно подбирать рабочие частоты насосной установки, тем самым изменяя ее напорные характеристики, и, таким образом, задавать различные режимы работы скважины.

По данным замеров на каждый момент времени по формуле (1) рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве при изменении давления на приеме насоса в процессе работы скважины (фиг.1, 2, 3) и фиксируют появление выделившегося свободного газа, вызывающего изменение средней плотности смеси, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор, находящийся ниже приема насоса. На всех графиках довольно однозначно определяется давление, ниже которого плотность смеси в затрубном пространстве становится меньше плотности нефти. Давление, при котором плотность смеси становится ниже плотности нефти, т.е. начинает выделяться свободный газ, является давлением насыщения.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1.

В качестве примера приведены данные по исследованию трех скважин Приобского нефтяного месторождения, вскрывающих пласты с разными фильтрационными характеристиками.

При проведении исследований забойное давление и температура на приеме насоса регистрировались специальным датчиком. На устье скважины регистрировались буферное и затрубное давление, а дебит скважины на замерной установке.

Расчеты плотности выполнены за весь период проведения исследований по каждой скважине. На представленных графиках довольно однозначно определяется давление, ниже которого плотность смеси в затрубном пространстве становится меньше плотности нефти. Это снижение плотности смеси происходит за счет появления свободного газа, выделяющегося из нефти. Давление, при котором плотность смеси становится ниже плотности нефти, т.е. начинает выделяться свободный газ, является давлением насыщения. Результаты определения давления насыщения по разным скважинам приведены в таблице. По всем скважинам они находятся в довольно узком диапазоне 124-127.4 ат.

Таблица
Результаты определения давления насыщения по трем скважинам
Номера скважин	Pнас, ат
1	3
1	127.4
2	126.0
3	124.0