Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин Российский патент 2024 года по МПК G01N1/02 E21B47/10 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины.

Известен способ пробоотборник (а. с. SU №2256900, МПК G01N 1/20, опубл. 23.10.1981), включающий рабочий орган, жестко закрепленный на пустотелом валу с возможностью поворота и слива пробы в мерную емкость, причем рабочий орган выполнен в виде патрубка с отборными изогнутыми ножами, установленными во взаимно перпендикулярный плоскостях и смещенными один относительно другого по вертикали и горизонтали.

Недостатками данного пробоотборника являются узкая область применения из-за возможности работы только в открытых резервуарах и необходимость отбора проб и доставки их в специальные лаборатории, что приводит к большим затратам времени, и сложность реализации из-за необходимости проведения анализа полученной пробы.

Известен также способ определения обводненности продукции нефтяной скважины (патент RU №2595103, МПК E21B 47/10, опубл. 20.08.2016 Бюл. №23), включающий подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одну из двух одинаковых мерных камер счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая мерная камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй мерной камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй и наоборот, определение времени наполнения T₁ и Т₂ соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов F_S=Т₁/Т₂, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости, и их значения предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения, а обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения:

B=ρ_ж - ρ_н / ρ_в - ρ_н,

где ρ_ж - плотность жидкости, ρ_н - плотность нефти, ρ_в - плотность воды.

Данный способ реализуется устройством для определения обводненности продукции нефтяной скважины, включающим в себя герметичный корпус с входной и выкидной линиями, две одинаковые мерные камеры, установленные на оси с возможностью в непрерывном потоке жидкости поочерёдного наполнения, опрокидывания со сливом жидкости с фиксацией счетчиком жидкости с бесконтактным датчиком опорожнения количества опрокидываний и времени трех последовательных срабатываний, причем первая мерная камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй мерной камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй и наоборот, определение времени наполнения T₁ и Т₂ соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов F_S=Т₁/Т₂, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости, и их значения предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения, а обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения:

B=ρ_ж - ρ_н / ρ_в - ρ_н,

где ρ_ж - плотность жидкости, ρ_н - плотность нефти, ρ_в - плотность воды.

Недостатком этого устройства являются наличие подвижных элементов в постоянном потоке продукции скважины, что при осаждении асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из продукции в камерах и на их оси вращения резко снижается точность измерения и требует замены, очистки и/или настройки счетчика жидкости, приводящие к большим затратам времени и средств.

Наиболее близким по технической сущности является скважинный резистивиметр (патент на ПМ RU №184117, МПК E21B 47/12, G01V 3/00, опубл. 06.10.2018. Бюл. №29), содержащий полый цилиндрический корпус, отличающийся тем, что корпус выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом труб, при этом на внешней поверхности внутренней трубы выполнены симметрично относительно продольной оси цилиндра два продольных паза для кабеля.

Недостатком данного резистивиметра являются узкая область применения из-за возможности реализации только в скважинах, в которых для измерения уровней воды и нефти и, как следствие, обводненности продукции требуется остановка работы скважины на время отстоя (как минимум на 3 часа), при этом длина резистивиметра для точных измерений должна быть от забоя до уровня столба жидкости или перемещения резистивиметра с постоянной скоростью вдоль ствола скважины, что требует больших материальных затрат на его изготовление и временных затрат на спуск в скважину или применение подъемного механизма, обеспечивающего равномерную скорость перемещения вдоль всего ствола скважины.

Техническим результатом является создание устройства для определения обводненности продукции нефтяных скважин, позволяющего не отключать работу скважины во время измерений обводненности, сократить затраты на изготовление и спуск в скважину за счет размещения резистивиметра в вертикальную камеру с входным и выходим патрубками, оснащенными управляемыми кранами и соединенными последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин.

Техническим решением является устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающее полый вертикальный цилиндр, который выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом труб, одна из которых оснащена выемками для кольцевых электродов с выводами, последовательно соединенными попарно по высоте с соответствующими парными кабелями с измерительным устройством, при этом на внешней поверхности внутренней трубы выполнены симметрично относительно продольной оси корпуса два продольных паза для соответствующего кабеля каждый.

Новым является то, что полый вертикальный цилиндр расположен коаксиально внутри вертикального герметичного корпуса, оснащенного входным и выходным патрубками, которые соединены последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин, а кольцевые выборки выполнены на внутренней поверхности внутренней диэлектрической трубы под электроды, откалиброванные по высоте относительно корпуса, при этом выходной патрубок сообщен с полостью цилиндра сверху, а входной патрубок - снизу через корпус.

Новым является также то, что корпус оснащен нагревательным элементом для поддержания внутри температуры 15°С-20°С.

На фиг. 1 изображена схема установки устройства.

На фиг. 2 изображена схема устройства в продольном разрезе.

Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин включает в себя полый вертикальный цилиндр 1 (фиг. 2), который выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом внутренней 2 и наружной 3 труб. На внутренней поверхности внутренней диэлектрической трубы 2 выполнены выемки 4 для кольцевых парных электродов 5 и 6 с выводами 7, последовательно соединенными попарно по высоте с соответствующими парными многожильными кабелями 8 и 9 с измерительным устройством 10 (ИУ). Причем кабели 8 и 9 расположены в соответствующих продольных пазах (не показаны), выполненных симметрично относительно продольной оси цилиндра 1 на наружной поверхности внутренней трубы 2. Полый вертикальный цилиндр 1 расположен коаксиально внутри вертикального герметичного корпуса 11 (фиг. 1 и 2), оснащенного входным 12 и выходным патрубками 13, которые соединены последовательно по потоку с трубопроводом 14 (фиг. 1), перекачивающим продукцию скважин (не показаны). Электроды 5 (фиг. 2) и 6 откалиброваны (настроены для измерения) по высоте относительно корпуса 11. При этом выходной патрубок 13 сообщен с полостью цилиндра 1 сверху (например, патрубком 15), а входной патрубок - снизу (например, каналами 16) через корпус 11. Причем входной 12 (фиг. 1) и выкидной 13 патрубки оборудуют при соединении с трубопроводом 14 управляемыми блоком управления (БУ - не показан) клапанами 17, выполненными с возможностью синхронного открытия и закрытия по сигналу с БУ. Время открытия выбирают из прокачки продукции скважин как минимум 2-х объёмов емкости 1, что достаточно для полной замены в корпусе 11 старой пробы, сбрасываемой в трубопровод 3, на новую, отбираемую из трубопровода 14.

При нахождении емкости 11 в теплом помещении (не показано) или в теплое время года (при температуре окружающей среды не менее 10°С) все процессы отстаивания проходят в штатном режиме, а при температуре ниже 10°С - замедляются. Поэтому рекомендуется при температуре окружающей среды ниже 10°С оборудовать емкость 11 нагревателем (например, электрическим или жидкостным теплообменником - не показаны) для обеспечения в емкости 11 мерной камеры во время технологической выдержки нагрева до 15°С-20°С и обеспечения гарантированного отстоя пробы продукции в ней. Для нагрева выше 20°С потребуются дополнительный расход энергии, а нагрев ниже 15°С может не обеспечить температуру продукции выше 10°С из-за потерь тепловой энергии.

Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность устройства, на чертежах (фиг. 1 и 2) не показаны или показаны условно.

Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин работает следующим образом.

Пробы продукции со скважин (не показаны) месторождения отправляют в лабораторию, где их исследуют. Выбранный общий объем (V_o) проб заливают в стеклянную емкость (не показана). Определяют время (технологическое время) отстаиванием, при котором образуются устойчивые уровни нефти и воды.

На месторождениях Республики Татарстан (РТ) технологическое время отстоя при температурах не ниже 10°С составляет 2-3 ч.

При изготовлении цилиндра 1 (фиг. 2) производят его калибровку:

В технологическую емкость опускают цилиндр 1 с электродами 5 и 6, соединенными выводами 7 с соответствующими кабелями 8 и 9, жилы (не показаны) которых присоединяют к ИУ 10. В технологическую емкость медленно наливают жидкость (чаще всего воду), уровень которой проходя между электродами 5 и 6 вырабатывает электромагнитные импульсы, которые последовательно фиксируются и запоминаются ИУ 10 и согласуется с измерением уровня жидкости в технологической емкости (снижая погрешности и исключая несоответствие измерений). После чего цилиндр 1 помещают в корпус 11, производят медленное заполнение корпуса 11 жидкостью, полученные электромагнитные импульсы по уровням согласуют с уровнем жидкости в корпусе 11, тем самым проводя калибровку электромагнитных сигналов по высоте относительно корпуса 11.

После чего определяют относительную погрешность δ измерений по уровню жидкости, которую присваивают каждому откалиброванному устройству:

[1]

где δ - относительная погрешность измерений, %;

h_ж - измеренный (достоверный) уровень жидкости от днища 18 корпуса 11, м;

h - измеренный уровень жидкости от днища 18 корпуса 11 при помощи цилиндра 1 (электромагнитных импульсов), м.

Относительная погрешность δ напрямую зависит от расстояния по вертикали между электродами 5 и 6 и их толщина (чем меньше это расстояние и толщина электродов 5 и 6 - тем меньше отклонение δ). Рекомендуется на практике расстояние между электродами 5 и 6 и их толщину выбирать такими, чтобы δ≤2%. Это надо учитывать при изготовлении устройства.

Устройство с откалиброванным по высоте корпуса 11 цилиндром 1 доставляют к трубопроводу 14 (фиг. 1) для соединения. Корпус 11 присоединяют входным патрубком 12 к трубопроводу 14, перекачивающему продукцию скважин (не показаны), со стороны закачки в него, а выходным патрубком 13 - со стороны сброса. Причем входной 12 и выходной 13 патрубки оборудуют управляемыми блоком управления (не показан) клапанами 17, выполненными с возможностью синхронного открытия и закрытия по сигналу с БУ. Время открытия выбирают из прокачки продукции скважин (как минимум 2-х объёмов корпуса 11), достаточной для полной замены старой пробы, сбрасываемой в трубопровод 14, на новую, отбираемую из трубопровода 14. Так как выходной патрубок 13 соединен с трубопроводом 14 со стороны сброса, а входной 12 - со стороны закачки в трубопровод 14, то смешения старой и новой проб не происходит.

Время открытия t клапанов 17 для заполнения 2-х объемов корпуса 11 определяют по формуле:

[2]

где t - время открытия t клапанов 17, с;

V - объем корпуса 11, м³;

v_тр - скорость потока продукции в трубопроводе 14, при открытых клапанах 17 такая же и во входном патрубке 12, м/с;

s_вх - площадь поперечного сечения входного патрубка 12, м².

После соединений патрубков 12 и 13 с трубопроводом 14 по сигналу с блока управления клапаны 17 открываются на время t, достаточное для заполнения как минимум 2-х объемов камеры 11.

Во время заполнения продукцией скважин из трубопровода 14 жидкость по входному патрубку 12 поступает в корпус 11, снизу (например, через каналы 16) заполняет цилиндр 1, а излишки жидкости (например, через патрубки 15 и 13) из внутренней полости цилиндра 1 отправляются обратно в трубопровод 14 (фиг. 1), обеспечивая постоянный восходящий поток жидкости во внутренней трубе 2 с электродами 5 и 6. Наружная труба 3 цилиндра 1 нужна для защиты выводов 7 и кабелей 8 и 9 от повреждений при сборке устройства.

После отстаивания пробы в корпусе 11 в течении как минимум технологического времени (для месторождений РТ - 3 ч) образуются два уровня: первый уровень нефть-газ - уровень нефти 19 от днища 18 (фиг. 2) корпуса 11 - h_н; второй уровень воды - нефть 20 от днища 18 (фиг. 2) корпуса 11 - h_в. По сигналу с блока управления клапаны 17 открываются на время t, достаточное для заполнения как минимум 2-х объемов камеры 11, при этом изменение уровней 19 и 20 вызывает соответственно электромагнитные импульсы между соответствующими электродами 5 и 6, которые через отводы и соответствующие кабели 8 и 9 в ИА 10, где они обрабатывается, и откуда получают информацию в числовом выражении об уровнях нефти h_н и воды h_в.

Так как общая обводненность продукции без учета промежуточного слоя определяется по формуле по формуле:

, [3]

где В - обводненность продукции, %;

V_o - общий объем продукции, м³;

V_в - объем выделившейся воды, м³.

В качестве корпуса 11 используют вертикальную емкость в виде правильной призмы или цилиндра, а объем жидкости равен:

[4]

где V_o - общий объем продукции в корпусе 11, м³;

S - площадь основания и поперечного сечения корпуса 11, м²;

h_н - уровень нефти в корпусе 11 от днища 18, м.

[5]

где V_в -объем воды в корпусе 11, м³;

S - площадь основания и поперечного сечения корпуса 11, м²;

h_в - уровень воды в корпусе 11 от днища 18, м.

Подставляя уравнения [4] и [5] в уравнение [3] получаем:

, [6]

где В - обводненность продукции, %;

h_в - уровень воды в корпусе 11 от днища 18, м;

h_н - уровень нефти в корпусе 11 от днища 18, м.

То есть для определения обводненности продукции достаточно знать уровни нефти h_н и воды h_в в корпусе 11 от днища 18. Полученные результаты записываются по обводненности продукции записываются на электронные носители или передаются по проводной или беспроводной связи на пульты управления (не показаны) обслуживающего эти скважины персонала.

После чего циклы открытия клапанов 17 (фиг. 1) и определения обводненности продукции в корпусе 11 повторяют для обеспечения контроля обводненности продукции скважин в постоянном и автономном режиме без остановки работы скважин.

Благодаря постоянному мониторингу обводненности продукции (на месторождениях РТ 4 - 5 проб в день без необходимости доставки проб в удаленную лабораторию) можно достаточно точно спрогнозировать динамику обводнения продукции скважин и, как следствие, во время провести на выбранных (с высоко обводнённой продукцией - выше 95%) скважинах работы по стимулированию вскрытых продуктивных пластов (не показаны), например, изоляция химическими реагентами зон водопроявлений, гидроразрыв пласта и/или перфорацию, т.п. для увеличения срока продуктивной (рентабельной) работы соответствующих скважин.

Предлагаемое устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин позволяет не отключать работу скважины во время измерений обводненности, сократить затраты на изготовление и спуск в скважину за счет размещения резистивиметра в вертикальную камеру с входным и выходим патрубками, оснащенными управляемыми кранами и соединенными на поверхности последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении обводненности в пробах продукции нефтяной скважины. Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин включает полый вертикальный цилиндр, который выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом труб, одна из которых оснащена выемками для кольцевых электродов с выводами, последовательно соединенными попарно по высоте с соответствующими парными кабелями с измерительным устройством. На внешней поверхности внутренней трубы выполнены симметрично относительно продольной оси цилиндра два продольных паза для соответствующего кабеля каждый. Полый вертикальный цилиндр расположен коаксиально внутри вертикального герметичного корпуса, оснащенного входным и выходным патрубками, которые соединены последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин. Кольцевые выборки выполнены на внутренней поверхности внутренней диэлектрической трубы под электроды, откалиброванные по высоте относительно корпуса. Выходной патрубок сообщен с полостью цилиндра сверху, а входной патрубок - снизу через корпус. Техническим результатом изобретения является создание устройства для определения обводненности продукции нефтяных скважин, позволяющего не отключать работу скважины во время измерений обводненности, сократить затраты на изготовление и спуск в скважину за счет размещения резистивиметра в вертикальную камеру с входным и выходным патрубками, оснащенными управляемыми кранами и соединенными на поверхности последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин, включающее полый вертикальный цилиндр, который выполнен из двух соосно расположенных соединенных друг с другом посредством посадки с натягом труб, одна из которых оснащена выемками для кольцевых электродов с выводами, последовательно соединенными попарно по высоте с соответствующими парными кабелями с измерительным устройством, при этом на внешней поверхности внутренней трубы выполнены симметрично относительно продольной оси цилиндра два продольных паза для соответствующего кабеля каждый, отличающееся тем, что полый вертикальный цилиндр расположен коаксиально внутри вертикального герметичного корпуса, оснащенного входным и выходным патрубками, которые соединены последовательно по потоку с трубопроводом, перекачивающим продукцию скважин, а кольцевые выборки выполнены на внутренней поверхности внутренней диэлектрической трубы под электроды, откалиброванные по высоте относительно корпуса, при этом выходной патрубок сообщен с полостью цилиндра сверху, а входной патрубок – снизу через корпус.

2. Устройство для определения обводненности продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающееся тем, что корпус оснащен нагревательным элементом для поддержания внутри температуры 15 °С–20 °С.