СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ВОДЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/12 B01D17/02 

Заявляемое изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Известен способ работы скважины предварительного сброса воды, включающий замер плотностей нефти и газа, подачу сырой нефти с нефтяным газом в скважину, заглушенную пакером по трубной вставке, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, регулирование осуществляют путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, на выходе из затрубного пространства и на выходе из внутренней колонны, например при помощи задвижек /Шаякберов В.Ф. Скважинная установка сброса воды для кустов скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - М., 2009. - №3. - С.15-16/.

Недостатком известного способа является недостаточная надежность, связанная с отсутствием контроля за наличием нефти по стволу скважины, что может привести к ее попаданию во внутреннюю колонну, а также замера давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны, что может привести к «запиранию» рабочей части.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретения является способ регулирования скважины предварительного сброса воды, включающий замер плотностей нефти и воды, подачу сырой нефти с нефтяным газом в скважину, заглушенную пакером по трубной вставке, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определяют количество поступающей обезвоженной нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны, регулирование осуществляют путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, на выходе из затрубного пространства и на выходе из внутренней колонны, например, при помощи задвижек /Шаякберов В.Ф., Латыпов И.А. и др. Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - М., 2011. - №3. - С.36-37/.

Недостатком известного способа является недостаточная надежность, связанная с отсутствием контроля за наличием нефти по стволу скважины, что может привести к ее попаданию во внутреннюю колонну.

Целью заявляемого изобретения является повышение надежности регулирования работы скважины за счет снижения возможности попадания нефти во внутреннюю колонну.

Поставленная цель достигается тем, что в способе регулирования работы скважины предварительного сброса воды, включающем замер плотностей нефти и воды, подачу сырой нефти с нефтяным газом по трубной вставке в скважину, заглушенную пакером, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей обезвоженной нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, определение содержания в сброшенной воде остаточных нефтепродуктов и механических примесей и сравнение их с геологическими условиями пласта, в который закачивается вода, замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны. Определение внутренней геометрии рабочей части, регулирование работы скважины путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, и/или на выходе из затрубного пространства, и/или на выходе из внутренней колонны, например при помощи задвижек, согласно изобретению определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который осуществляется закачка, ствол скважины разбивают по высоте на один или более участков, замеряют на одном или более участках интегральную обводненность, а также высоту и объемы этих участков, определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с количеством поступающей в скважину обезвоженной нефти. Кроме того, в способ регулирования работы скважины предварительного сброса воды на участках замеряют перепад гидростатического давления, интегральную обводненность на участке определяют по формуле

;

где n_н - интегральная обводненность (объемное влагосодержание сырой нефти); ρ_н - плотность нефти; ρ_в - плотность воды; Δρ_ж - перепад гидростатического давления по столбу жидкости на участке ствола скважины высотой h u g - ускорение свободного падения. Кроме того, определяют химический состав растворенного газа и концентрации компонент в растворенном газе, а затем находят объемную долю растворенного газа α_г, а интегральная обводненность на участке определяют по формуле:

.

Определение содержания в сброшенной воде остаточных нефтепродуктов и механических примесей осуществляется, например, путем отбора проб сброшенной воды и их последующего анализа. Допустимое содержание остаточных нефтепродуктов и механических примесей в закачиваемой воде зависит от геологических условий пласта и определяется проницаемостью пор. Если качество сброшенной воды удовлетворяется геологическим условиям пласта, ее можно закачивать. В противном случае ее закачивать нельзя.

Определение внутренней геометрии рабочей части нужно для расчета течения в ней. Скорость определяется как отношение объемного расхода к площади проходного сечения. Время пребывания определяется как отношение длины к скорости.

Вода, закачиваемая в пласт, должна быть совместима с водой, находящейся в пласте. Закачка сброшенной воды в пласт возможна тогда, когда они совместимы.

Разбивка ствола скважины по высоте на один или более участков позволяет определить содержание сырой нефти на этих участках, что обеспечивает повышение надежности.

Замер интегральной обводненности на этих участках позволяет определить содержание обезвоженной нефти на них, что обеспечивает повышение надежности.

Замер высоты и объемов участков позволяет обеспечить замер количества обезвоженной нефти на них, что обеспечивает повышение надежности.

Определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с количеством поступающей в скважину обезвоженной нефти, что обеспечивает повышение надежности, так как это позволяет регулировать высоту столба частично обезвоженной нефти в скважине.

Сравнивают количество обезвоженной нефти, которое поступает в скважину и которое находится на участках. Из этого сравнения и определяют высоту (глубину) «языка» нефти в скважине. Если он распространяется до входа во внутреннюю колонну, то в сбрасываемой воде находится нефть и она непригодна для нужд ППД. При увеличении количества обезвоженной нефти выше количества нефти, находящейся на участке (участках) скважины производят регулирующее действие - уменьшение количества подаваемой ВНЭ в скважину, при значительном уменьшении - увеличивают количество подаваемой ВНЭ. Количество подаваемой ВНЭ изменить на практике сложно (нужно либо остановить одну или несколько добывающих скважин; или изменить режим работы насосов добывающих скважин). Проще если ВНЭ много, то нужно увеличить количество отводимой сырой нефти; если ВНЭ мало, то уменьшить количество отводимой частично обезвоженной нефти.

Например, определив обводненность (объемное влагосодержание сырой нефти) n_п в лабораторных условиях, плотность жидкости - водонефтяной эмульсии ρ_ж можно рассчитать в зависимости от плотностей нефти ρ_н и воды ρ_в:

Отметим, что при определении n_н в лабораторных условиях не учитывают изменение обводненности во времени, а также то, что обводненность пробы (местная) не обязательно равна реальной (интегральной) обводненности эмульсии.

С другой стороны, плотность водонефтяной эмульсии можно определить по перепаду гидростатического давления Δρ_ж, по высоте столба жидкости на участке ствола скважины h и ускорению свободного падения g:

Из формул (1) и (2) получим выражение для нахождения интегральной обводненности эмульсии по перепаду ее гидростатического давления Δρ_ж при высоте столба жидкости h как:

Из (3) следует, что точность определения обводненности повышается с ростом h. Для обеспечения достаточной высоты столба жидкости целесообразно выполнение установки в виде трубной обвязки.

Из (3) видно, что основная абсолютная погрешность определения интегральной обводненности постоянна независимо от дебита, причем ее можно уменьшить путем увеличения высоты мерника.

Следует отметить, что в отличие от влагомера, который определяет обводненность в каком-то небольшом месте, в заявляемом изобретении определяется интегральная обводненность частично обезвоженной нефти, находящейся на участке ствола скважины. При этом стоимость датчика перепада гидростатического давления много меньше, чем влагомера.

При наличии в сырой нефти растворенного газа методика определения обводненности по перепаду гидростатического давления дополняется за счет его учета. Молярная масса газа М_Г определяется, например, по его 6-компонентному составу и молярным массам компонент М_г,i, и их концентрациям k_г,i /Авторское свидетельство СССР №1835537, МПК⁵ G05D 11/00. Заявл.: 04.07.1988. Опубл.: 23.08.1993/:

Соотношение (4) используется в уравнении Менделеева-Клапейрона при определении объемной доли растворенного газа α_г в сырой нефти.

После постановок получено выражение для определения обводненности сырой нефти с растворенным газом:

При α_г=0 формула (5) преобразуется в (3).

Способ применим на месторождениях поздней стадии разработки, когда обводненность добываемой ВНЭ больше 80% - это высокообводненная нефть, где основное количество воды содержится в свободном виде. По нормам пробы из каждой добывающей скважины отбирают раз в 2 недели и замеряют плотности нефти и воды, а также обводненность. Плотность воды обычно изменяется в диапазоне 1000-1200 кг/м³. Заявляемый способ применим для легких (плотность до 850 кг/м³) и средних (плотность до 890 кг/м³) нефтей. Газовый фактор - любой. Способ регулирования работы скважины предварительного сброса воды осуществляют следующим образом. По отобранным пробам в лабораторных условиях производят замер плотностей нефти и воды. Далее начинается подача сырой нефти с нефтяным газом в скважину, заглушенную пакером по трубной вставке. Производят замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти. Количество поступающей воды определяется как произведение обводненности на количество сырой нефти. Количество обезвоженной нефти определяется как разность между количествами сырой нефти и воды. На выходе из трубной вставки происходит деление сырой нефти на воду и частично обезвоженную нефть. Частично обезвоженная нефть вместе с газом, как более легкие, поднимается вверх по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки и внутренней поверхностью скважины. Затем осуществляется отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины. Вода, как более плотная, стекает вниз по стволу скважины. Отводится сбрасываемая вода по внутренней колонне. Во внутренней колонне производится замер количества сбрасываемой воды. Определяют содержание в сброшенной воде остаточных нефтепродуктов и механических примесей, а также совместимость сброшенной воды с водой пласта, например, путем отбора проб сброшенной воды и их последующего анализа. Если содержание остаточных нефтепродуктов и механических примесей в закачиваемой воде удовлетворяет геологическим условиям пласта и они совместимы, то эту воду можно закачивать. В противном случае ее закачивать нельзя. Определяют внутреннюю геометрию рабочей части.

На установке из статьи в скважину с обсадной колонной 168 мм поступало 160 м³/сутки ВНЭ с обводненностью 92% и давлении на входе 2-2,2 МПа. Сбрасывалось воды 80 м³/сутки. Объем частично обезвоженной нефти - 80 м³/сутки с обводненностью 84%. Потери давления на выходе - 0,1 МПа для частично обезвоженной нефти и 0,2 МПа - для сбрасываемой воды. Производят замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны. Регулирование осуществляют путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, и/или на выходе из затрубного пространства, и/или на выходе из внутренней колонны, например при помощи задвижек.

В стволе скважины выделяют один или более участков, замеряют их высоту и объем. На этих участках замеряют интегральную обводненность, например, при помощи отбора проб или с использованием плотномеров. По известным интегральной обводненности частично обезвоженной нефти и объему участка определяют количество обезвоженной нефти на этом участке аналогично тому, как это осуществлялось на входе в скважину. Затем производится сравнение с количеством поступающей в скважину обезвоженной нефти, по результатам которого регулируется высота столба сырой нефти в скважине.

Кроме того, в некоторых случаях в способе регулирования скважины предварительного сброса воды на участках может замеряться перепад гидростатического давления, а интегральную обводненность на участке определяется по формуле:

;

где n_н - интегральная обводненность (объемное влагосодержание сырой нефти); ρ_н - плотность нефти; ρ_в - плотность воды; Δρ_ж - перепад гидростатического давления по столбу жидкости на участке ствола скважины высотой h и g - ускорение свободного падения.

Кроме того, в некоторых случаях в способе регулирования скважины предварительного сброса воды может определяться химический состав растворенного газа и концентрации компонент в растворенном газе, а затем находится объемная доля растворенного газа α_г, а интегральная обводненность на участке определяется по формуле:

.

Один из возможных вариантов выполнения устройства для осуществления способа регулирования скважины предварительного сброса воды показан на фигуре 1.

Устройство для осуществления способа регулирования работы скважины предварительного сброса воды включает скважину 1, заглушенную пакером 2. Трубопровод подвода 3 с задвижкой 4 подсоединен к трубной вставке 5, расположенной внутри скважины 1. Трубопровод отвода нефти 6 с задвижкой 7 подсоединен к затрубному пространству скважины 1. Внутри трубной вставки 5 расположена внутренняя колонна 8 с задвижкой 9. Внутри скважины 1 расположен плотномер 10, обеспечивающий замер изменения плотности жидкости по высоте. Трубопроводы подвода 3 и отвода нефти 6, а также внутренняя колонна 8 оснащены пробоотборниками 11, к которым может подсоединяться манометр.

Устройство для осуществления способа регулирования работы скважины предварительного сброса воды работает следующим образом. По трубопроводу подвода 3 в трубную вставку 5 поступает сырая нефть с нефтяным газом, откуда они попадают во внутрь скважины 1. При помощи пробоотборника 11 из трубопровода 3 производится отбор пробы для лабораторного анализа. Начинается процесс сепарации на частично обезвоженную нефть и воду. Частично обезвоженная нефть с нефтяным газом поднимаются вверх по стволу скважины 1 по затрубному пространству, образованному наружной поверхностью трубной вставки 5 и внутренней поверхностью скважину 1 и отводятся по трубопроводу отвода нефти 6. Вода, как более плотная, стекает вниз по стволу скважины 1 и отводится по внутренней колонне 8. Высота участка равна высоте плотномера 10. При помощи плотномера 10 определяется изменение плотности частично обезвоженной нефти по высоте. Обеспечивают замер изменения плотности жидкости ρ_ж,i $$\left(i=\overline{1,N}\right)$$ в N точках по высоте плотномера 10, обводненность в этих точках определяется по формуле:

Интегральная обводненность на участке определяется как среднее арифметическое местных обводненностей, рассчитанных по формуле (6). Объем участка определяется как объем внутренней полости скважины на этом участке за вычетом объемов внутренней колонны, расположенной на этом участке и плотномера. По известному объему участка и интегральной обводненности определяется количество обезвоженной нефти на этом участке, которое сравнивается с поступающим в скважину 1. Регулирование осуществляется изменением площадей проходного сечения задвижек 4, 7 и 9.

Если осуществлять замер на одном участке, то будет интегральная обводненность на этом участке. В реальности с ростом глубины обводненность увеличивается. Когда производим замер на нескольких участках, то изменение обводненности по глубине отслеживаем более точно. Если на нижнем (нижних) участке (участках) обводненность 100%, то значит производительность по сбрасываемой воде можно увеличивать.

Изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду. Техническим результатом является повышение надежности регулирования работы скважины. Способ включает замер плотностей нефти и воды, подачу сырой нефти с нефтяным газом в скважину, заглушенную пакером по трубной вставке, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей обезвоженной нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны. Регулирование осуществляют путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, на выходе из затрубного пространства и на выходе из внутренней колонны, например, при помощи задвижек, в котором замеряют на одном или более участках интегральную обводненность, а также высоту этих участков, замеряют объемы этих участков, определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с количеством поступающей в скважину обезвоженной нефти. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ регулирования работы скважины предварительного сброса воды, включающий замер плотностей нефти и воды, подачу сырой нефти с нефтяным газом по трубной вставке в скважину, заглушенную пакером, замер количества подаваемой сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти, определение количества поступающей обезвоженной нефти, отвод частично обезвоженной нефти и нефтяного газа из затрубного пространства скважины, отвод сбрасываемой воды по внутренней колонне, замер количества сбрасываемой воды, определение содержания в сброшенной воде остаточных нефтепродуктов и механических примесей и сравнение их с геологическими условиями пласта, в который закачивается вода, замер давления сырой нефти с нефтяным газом на входе в скважину, давления частично обезвоженной нефти и нефтяного газа на выходе из затрубного пространства скважины и давления сбрасываемой воды на выходе из внутренней колонны, определение внутренней геометрии рабочей части, регулирование работы скважины путем изменения площади проходных сечений на входе в скважину, и/или на выходе из затрубного пространства, и/или на выходе из внутренней колонны, например, при помощи задвижек, отличающийся тем, что определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который осуществляется закачка, ствол скважины разбивают по высоте на один или более участков, замеряют на одном или более участках интегральную обводненность, а также высоту и объемы этих участков, определяют количество обезвоженной нефти на этих участках и сравнивают его с количеством поступающей в скважину обезвоженной нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на участках замеряют перепад гидростатического давления, интегральную обводненность на участке определяют по формуле
;
где n_н - интегральная обводненность (объемное влагосодержание сырой нефти); ρ_н - плотность нефти; ρ_в - плотность воды; Δp_ж - перепад гидростатического давления по столбу жидкости на участке ствола скважины высотой h и g - ускорение свободного падения.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что определяют химический состав растворенного газа и концентрации компонент в растворенном газе, а затем находят объемную долю растворенного газа α_г, а интегральную обводненность на участке определяют по формуле
.