СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАЗОВОГО РАСХОДА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2016 года по МПК E21B47/10 

Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

Известен способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, в котором замер осуществляется скважинными расходомерами тахометрического типа [Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - С. 104-109], в первую очередь турбинными и шариковыми расходомерами.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная наличием вращающихся элементов, которые подвержены загрязнению (асфальтосмолопарафиновыми отложениями, механическими примесями и т.д.), а также тем, что не позволяют определить обводненность сырой нефти и объемное содержание выделившегося газа.

Наиболее близким техническим решением по совокупности существенных признаков к заявляемому изобретению и выбранным в качестве прототипа является способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, в котором замер в проточном цилиндрическом кожухе, полом направляющем аппарате (вращатель потока) кольцеобразной формы с радиальными относительно измерительного канала лопатками криволинейного профиля в сечении, осуществляется шарообразным телом качения из магнитного материала, размещенным в канавке для обеспечения его движения по штатной кольцевой траектории под воздействием вращающегося потока измеряемой среды / Патент № 2346154, МПК E21B 47/10 (2006.01); Опубл.: 10.02.2009 /. Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, обусловленная наличием шарообразного тела (из магнитного материала), которое подвержено загрязнению (асфальтосмолопарафиновыми отложениями, механическими примесями и т.д.), а также тем, что не позволяют определить обводненность сырой нефти и объемное содержание выделившегося газа при осуществлении одновременной добычи из разных пластов.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах.

Указанная цель достигается тем, что в способе замера фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающем определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонента, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс M_г,i и массовых долей компонент k_г,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, определяют молярную массу газа и удельную газовую постоянную (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, выполненным с возможностью центрирования по оси скважины, определяют плотность газа ρ_г на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку, замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться, замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов, определяют плотность водонефтегазового потока ρ_см как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения на расстояние между этими точками, определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, динамический напор потока Δр определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

Кроме того, в некоторых случаях в способе замера фазового расхода в нефтедобывающих скважинах перед спуском в скважину рабочую часть размещают в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, замеряют показания датчиков статического давления и определяют поправку между ними, определение разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления осуществляется замером перепада давления между ними.

Замер плотностей нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам, позволяет учитывать их при замере расходов компонент, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение состава нефтяного газа, молярных масс M_г,i и массовых долей компонент k_г,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, позволяет определить молярную массу газа и удельную газовую постоянную (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная) [Авторское свидетельство СССР №1835537. Способ определения доли испаренного вещества в газожидкостном потоке. Заявл.: 04.07.1988. Опубл. 23.08.1993]:

позволяет повысить точность учета газа при замере расходов компонент, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение температуры скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, позволяет учитывать изменение плотностей компонент в зависимости от температуры, что обеспечивает повышение эффективности.

Расположение замерных датчиков на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, позволяет при необходимости производить замеры на любом участке ствола скважины независимо от его кривизны, что обеспечивает повышение эффективности.

Выполнение корпуса с возможностью центрирования по оси скважины позволяет производить замеры по центру потока и исключить возмущения, вносимые пограничным слоем, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение плотности газа ρ_г на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, позволяет более точно учитывать его содержание, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение площади проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, позволяет учитывать площадь проточной части при определении расхода, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление замера полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, по ее оси по направлению навстречу потоку позволяет повысить точность замера, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление замера статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, позволяет определять текущую обводненность, что обеспечивает повышение эффективности.

Выполнение расстояния между точками замера статического давления с возможностью изменения позволяет менять погрешность определения обводненности, что обеспечивает повышение эффективности.

Замер расстояния h между точками замера статического давления позволяет оценить погрешность определения обводненности, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение угла наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, позволяет определить высоту между точками замера и учесть наклон ствола скважины, что обеспечивает повышение эффективности.

Поступление замеренных данных в узел формирования и съема электрических сигналов позволяет осуществить обработку замеренной информации, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение плотности водонефтегазового потока ρ_см как отношения разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения на расстояние между этими точками позволяет определить плотность водонефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение объемной доли газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, позволяет учитывать его содержание в потоке, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение динамического напора потока Δр как разности полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, позволяет определить скорость потока, что обеспечивает повышение эффективности.

Определение объемного расхода водонефтегазовой смеси по формуле:

позволяет определить объемный расход, что обеспечивает повышение эффективности. Определение обводненности водонефтяной эмульсии по формуле:

позволяет определить обводненность, что обеспечивает повышение эффективности.

Размещение перед спуском в скважину рабочей часть в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, и замер показаний датчиков статического давления позволяет определить поправку между ними, что обеспечивает повышение эффективности.

Осуществление определения разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления замером перепада давления между ними позволяет повысить точность, что обеспечивает повышение эффективности.

Если в сырой нефти содержатся только нефть и вода с плотностями соответственно ρ_н и ρ_в, то ее обводненность (объемная доля воды в единице объема) определяется по известной формуле [Шаякберов В.Ф. Установки для измерений количества нефти и нефтяного газа для скважин и их кустов. // Измерительная техника. - М., 2011. - №11. - С. 26-30; Shayakberov V.F. Test units for measurements of the quantity of petroleum and petroleum gas for wells and well clusters. // Measurement Technique. - USA, 2012. - Vol. 54. - №11. February. - Pp. 1249-1255] по перепаду ее гидростатического давления ΔP_ж при высоте столба жидкости hcosδ (h - расстояние между точками замера, δ - угол наклона между ними):

При наличии в сырой нефти растворенного газа методика определения обводненности по перепаду гидростатического давления дополняется за счет его учета. Молярная масса газа M_г определяется, например, по 6-компонентному составу и молярным массам компонент M_г,i и их концентрациям k_г,i [Авторское свидетельство СССР №1835537. Способ определения доли испаренного вещества в газожидкостном потоке. Заявл.: 04.07.1988. Опубл. 23.08.1993]:

Удельная газовая постоянная с учетом (2) находится так [3]:

где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная.

Объем растворенного газа V_г,ну (при нормальных условиях), содержащегося в 1 м³ дегазированной сырой нефти, замеряется в лабораторных условиях, измеряются температура t и давление Р. Плотность газа ρ_г и объем растворенного газа при параметрах рабочей части V_г находятся по уравнению Менделеева-Клапейрона:

Объемная доля растворенного газа α_г в сырой нефти составляет:

Объемную долю нефти α_н в сырой нефти запишем так:

Плотность сырой нефти с учетом (5) представим так:

После подстановки в (9) выражения для плотности из [4,5] и проведения несложных преобразований получим выражение для определения объемной доли воды в сырой нефти

Тогда обводненность сырой нефти с учетом (7) составит

При α_г=0 уравнение (8) принимает вид (1).

Погрешность определения обводненности в зависимости, в частности, от высоты между точками замера статического давления приведена в работах [Шаякберов В.Ф. Погрешность вычисления обводненности при использовании трубной установки для измерений количества сырой нефти и газа // Измерительная техника. 2013. №2. С. 25-26; Shayakberov V. F. Error in calculation of degree of tlooding with the use of a pipe device for mearsurements of the quantity of crude oil and gas // Measurent Technique. USA: 2013. Vol. 56. №2. P. 146-148].

Заявляемый способ замера фазового расхода в нефтедобывающей скважине, когда замер статического давления производится в двух точках, осуществляется следующей последовательностью операций:

1) определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент;

2) в случае установки корпуса на участке ствола скважины со сверхнормативной кривизной ствола корпус изготавливают полностью или частично гибким, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом;

3) замер расстояния h между точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности);

4) определение угла наклона δ между точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности) для определения глубины между ними;

5) спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины;

6) определение температуры t скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами;

7) определение площади проточной части S скважины в месте расположения датчика полного давления, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления;

8) замер плотностей нефти ρ_н и воды ρ_в, например, по отобранным на устье скважины пробам;

9) установка приемного отверстия датчика полного давления по оси скважины навстречу потоку, например при помощи центраторов на корпусе;

10) установка корпуса по оси скважины, например при помощи центраторов;

11) замер полного давления р*;

12) замер статического давления р₁ в точке, расположенной первой после датчика полного давления;

13) замер статического давления р₂ в точке, расположенной второй после датчика полного давления;

14) поступление замеренных данных одного полного и двух статических давлений в узел формирования и съема электрических сигналов;

15) определение плотности водонефтяной смеси по формуле (g - ускорение свободного падения):

16) определение обводненности водонефтяной смеси по формуле:

17) определение динамического напора потока по формуле:

18) определение скорости потока по формуле:

19) определение объемного расхода скважинной продукции по формуле:

Заявляемый способ определения фазового расхода в нефтедобывающей скважине, когда замер статического давления производится в трех точках, осуществляется следующей последовательностью операций:

1) определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент;

2) в случае установки корпуса на участке ствола скважины со сверхнормативной кривизной ствола корпус изготавливают полностью или частично гибким, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом;

3) замер расстояния h₁₂ между первой и второй точками замера статического давления на корпусе; замер расстояния h₂₃ между второй и третьей точками замера статического давления на корпусе; замер расстояния h₁₃ между первой и третьей точками замера статического давления на корпусе; (отсчет начинается с ближайшей к датчику полного давления точки; может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности);

4) определение угла наклона ствола скважины δ₁₂ между первой и второй точками замера статического давления на корпусе; определение угла наклона ствола скважины δ₂₃ между второй и третьей точками замера статического давления на корпусе (может дополняться изменением расстояния между точками, например для изменения погрешности) для определения глубины между ними;

5) спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины;

6) определение температуры t скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами;

7) определение площади проточной части S скважины в месте расположения датчика полного давления, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления;

8) замер плотностей нефти ρ_н и воды ρ_в, например, по отобранным на устье скважины пробам;

9) определение состава нефтяного газа, молярных масс M_г,i и массовых долей компонент k_г,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8- компонентному составу;

10) определение молярной массы газа:

11) определение удельной газовой постоянной (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

12) определение объема растворенного газа V_г,ну (при нормальных условиях), содержащегося в 1 м³ дегазированной сырой нефти, например замеряется в лабораторных условиях;

13) установка приемного отверстия датчика полного давления по оси скважины навстречу потоку, например при помощи центраторов на корпусе;

14) установка корпуса по оси скважины, например при помощи центраторов;

15) замер полного давления р*;

16) замер статического давления р₁ в точке, расположенной первой после датчика полного давления;

17) замер статического давления р₂ в точке, расположенной второй после датчика полного давления;

18) замер статического давления р₃ в точке, расположенной третьей после датчика полного давления;

19) поступление замеренных данных одного полного и трех статических давлений в узел формирования и съема электрических сигналов;

20) определение плотности водонефтегазовой смеси между первой и второй точками по формуле (g - ускорение свободного падения):

21) определение плотности водонефтегазовой смеси между второй и третьей точками по формуле:

22) определение плотности водонефтегазовой смеси между первой и третьей точками по формуле:

23) если ρ_см,1-2=ρ_см,2-3=ρ_см,1-3, выделенного газа нет и определение обводненности водонефтяной смеси по формуле:

24) если ρ_см,1-2≤ρ_см,2-3, то выделенного газа нет и определение обводненности водонефтяной смеси по п. 23;

25) если ρ_см,1-2>ρ_см,2-3, определение изменение плотности из-за выделения газа по формуле:

26) определение объемной доли газа между второй и третьей точками:

27) определение плотности газа по формуле:

28) определение обводненности по формуле:

29) определение динамического напора потока по формуле:

30) определение скорости потока по формуле:

31) определение объемного расхода скважинной продукции по формуле:

Один из возможных вариантов выполнения устройства для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах показан на фиг. 1.

Устройства для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах находится в скважине 1. Оно состоит из двух жестких корпусов 2, соединенных гибким элементом 3. На нижнем жестком корпусе 2 расположен датчик полного давления 4 и датчик статического давления 5, на втором жестком корпусе 2 расположен датчик перепада давления 6 и кабель 7.

Устройство для осуществления способа определения фазового расхода компонент в нефтедобывающих скважинах работает следующим образом. После установки его на выбранном участке ствола скважины 1 производится замер полного давления и статического давления датчиками полного 4 и статического давления 5, расположенными на нижнем жестком корпусе 2. Замер перепада давления осуществляется датчиком перепада давления 6, расположенным на втором жестком корпусе 2. Замеренная информация поступает на обработку по вышеизложенным методикам по кабелю 7. Гибкость при прохождении искривленных участков ствола скважины при спуске обеспечивается гибким элементом 3.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность за счет возможности определения фазового расхода компонент из любого пласта и надежности эксплуатации из-за отсутствия подвижных и/или вращающихся деталей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах. Способ включает определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент. Спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок. Осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов. Формирование и съем электрического сигнала. Замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс M_г,i и массовых долей компонент k_г,i в нем. Определяют молярную массу М_г газа и удельную газовую постоянную. Определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе. Определяют плотность газа ρ_г на выбранном участке. Определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S. Замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку. Замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться. Замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления. Замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов. Определяют плотность водонефтегазового потока ρ_см как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками. Определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси. Динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек. Определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

где: ρ_н и ρ_в - плотности нефти и воды;

α_г - объемная доля растворенного газа в сырой нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах, включающий определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент, спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок ствола скважины, осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов, расположенных на корпусе, формирование и съем электрического сигнала, отличающийся тем, что замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс M_г,i и массовых долей компонент k_г,i в нем, например по отобранным на устье пробам по 6- или 8-компонентному составу, определяют молярную массу М_г газа и удельную газовую постоянную R (где ℜ=8314,4 - универсальная газовая постоянная):

определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе, например из рукава или двух жестких частей, соединенных между собой рукавом, выполненным с возможностью центрирования по оси скважины, определяют плотность газа ρ_г на выбранном участке, например по уравнению Менделеева-Клапейрона, определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S, например как разности между площадью внутреннего поперечного сечения ствола скважины на выбранном участке и площадью поперечного наружного сечения датчика полного давления, замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку, замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться, замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления, например по данным инклинометрии, замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов, определяют плотность водонефтегазового потока ρ_см как отношение разности статический давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками, определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси, динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек, определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле:

определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле:

где: ρ_н и ρ_в - плотности нефти и воды;
α_г - объемная доля растворенного газа в сырой нефти.

2. Способ определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах по п. 1, отличающийся тем, что перед спуском в скважину рабочую часть размещают в слое жидкости, причем ее ось параллельна поверхности жидкости, замеряют показания датчиков статического давления и определяют поправку между ними; определение разницы статического давления между любыми двумя точками замера статического давления осуществляется замером перепада давления между ними.