СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B47/01 

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.

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.

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.