RU127125U1

RU127125U1 - INSTALLATION FOR EVALUATING THE VOLUME DEBIT OF PRODUCTS OF THE DEVELOPMENT OBJECT IN THE PRESENCE OF THE DYNAMIC LEVEL OF LIQUID IN A WELL

Info

Publication number: RU127125U1
Application number: RU2012150374/03U
Authority: RU
Inventors: Валерий Борисович Карпов; Валерий Иванович Кокорев; Виктор Иванович Дарищев; Николай Валерьевич Нефедов; Сергей Анатольевич Харланов; Николай Николаевич Лемешко; Алексей Анисович Давлетшин; Александр Викторович Калмыков
Original assignee: Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК")
Priority date: 2012-11-26
Filing date: 2012-11-26
Publication date: 2013-04-20

Abstract

Установка для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня жидкости в скважине, содержащая скважинную камеру с эксцентрически расположенными резьбовыми отверстиями для крепления верхней и нижней частей колонны насосно-компрессорных труб, в которой размещен контрольно-измерительный узел с допускающим гидравлическое сообщение с межтрубным пространством скважины датчиком давления, электрически соединенный с устьевым блоком регистрации через посредство геофизического кабеля, отличающаяся тем, что дополнительно содержит установленный на заданном расстоянии от скважинной камеры звукоотражающий репер, устьевой эхолот и допускающий гидравлическое сообщение с межтрубным пространством скважины установленный на верхней части колонны насосно-компрессорных труб насос с регулируемой производительностью, обеспечивающей местоположение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины между звукоотражающим репером и скважинной камерой.Installation for evaluating the volumetric flow rate of products of the development object in the presence of a dynamic liquid level in the well, containing a borehole chamber with eccentrically located threaded holes for fastening the upper and lower parts of the tubing string, in which a control and measuring unit with hydraulic communication with annulus is placed wells with a pressure sensor electrically connected to the wellhead recording unit through a geophysical cable, characterized in m, which additionally contains a sound-reflecting benchmark installed at a specified distance from the borehole chamber, a wellhead echo sounder and a pump with adjustable capacity that is installed on the top of the tubing string installed at a top of the tubing string and providing a dynamic fluid level in the well’s annular space between the sound-reflecting borehole benchmark and borehole camera.

Description

Предлагаемая полезная модель относится к области нефтедобычи и может быть использована для контроля выработки запасов нефти при эксплуатации месторождения.The proposed utility model relates to the field of oil production and can be used to control the development of oil reserves during field operation.

Известно устройство [Тахаутдинов, Ш.Ф., Фархуллин Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Никашев О.А., Губайдуллин А.А. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ. Казань, «Новое знание», 1997. 76 с.с илл.], содержащее динамограф, плунжерный насос со штанговым приводом, позволяющее оценивать дебит продукции нефтедобывающей скважины. Дебит здесь определяется по степени наполнения камеры насоса. При этом должны быть известны объем камеры насоса и частота хода плунжера. Недостатком устройства является косвенность наблюдений и оценок, которые характеризуют работу насоса, а не производительность скважины. Так при наличии утечек из лифта дебит продукции скважины может быть равен нулю, а динамограмма покажет отличную от нуля производительность насоса.A device is known [Takhautdinov, Sh.F., Farkhullin R.G., Muslimov R.Kh., Suleymanov E.I., Nikashev O.A., Gubaidullin A.A. Processing of practical dynamograms on a PC. Kazan, “New Knowledge”, 1997. 76 c.s. ill.], Containing a dynamograph, a plunger pump with a sucker rod drive, which allows to evaluate the production rate of an oil well. The flow rate here is determined by the degree of filling of the pump chamber. In this case, the volume of the pump chamber and the stroke frequency of the plunger must be known. The disadvantage of this device is the indirectness of observations and estimates that characterize the operation of the pump, and not the productivity of the well. So, if there are leaks from the elevator, the production rate of the well may be zero, and the dynamogram will show pump performance different from zero.

Известны устройства устьевых замеров дебита, в частности «Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин» [Пат. РФ на полезную модель №112937, опубл. 27.01.2012 г.] Устройство содержит мерную емкость, датчик давления и датчик уровня, а также расходомеры жидкой и газовой фаз. Устройства устьевых замеров дебита не позволяют определять дебиты отдельно по каждому из вскрытых объектов разработки при работе скважины в режиме одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).Known devices for wellhead measurements of flow rate, in particular, "Installation for measuring the flow rate of oil wells" [Pat. RF for utility model No. 1123937, publ. January 27, 2012] The device contains a measured capacitance, a pressure sensor and a level sensor, as well as flow meters of liquid and gas phases. Wellhead flow rate measurement devices do not allow to determine flow rates separately for each of the discovered development objects when the well is operating in simultaneous-separate operation (WEM) mode.

Наиболее близким к предлагаемому является техническое решение, позволяющее количественно оценивать дебит продукции одного из вскрытых и разобщенных объектов разработки, а именно - расположенного ниже разобщителя (пакера) [Н.Г.Ибрагимов и др. Совершенствование метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть». «Нефтяное хозяйство», 2009 г., №7. С.46.]Closest to the proposed solution is a technical solution that allows you to quantify the production rate of one of the uncovered and disconnected development objects, namely, located below the disconnector (packer) [N. G. Ibrahimov et al. Improving the method of simultaneous and separate reservoir exploitation at OAO Tatneft ". “Oil industry”, 2009, No. 7. P.46.]

Устройство содержит скважинную камеру с эксцентрически расположенными резьбовыми отверстиями для крепления верхней и нижней частей колонны насосно-компрессорных труб, в которой размещается контрольно-измерительный узел с датчиком давления, выполненным с возможностью гидравлического сообщения с межтрубным пространством скважины и электрически соединенным с устьевым блоком регистрации через посредство геофизического кабеля, и датчик скорости потока текучей среды турбинного типа, размещенный в нижней части и электрически соединенный с контрольно-измерительным узлом. При известном общем (суммарном) дебите продукции скважины, замеренном на устье известное устройство позволяет количественно оценить дебиты продукции каждого из двух разобщенных пакером объектов разработки.The device comprises a borehole chamber with eccentrically located threaded holes for fastening the upper and lower parts of the tubing string, in which a control and measuring unit with a pressure sensor is arranged, which is capable of hydraulic communication with the annular space of the well and electrically connected to the wellhead recording unit via a geophysical cable and a turbine type fluid flow rate sensor located at the bottom and electrically connected fired with a test and measurement unit. With a known total (total) production rate of the well measured at the wellhead, the known device allows to quantify the production rates of each of two development objects disconnected by the packer.

Недостатком известного технического решения является недолговечность датчика скорости потока текучей среды турбинного типа, обусловленная наличием непрерывно вращающихся элементов.A disadvantage of the known technical solution is the fragility of the turbine type fluid flow rate sensor due to the presence of continuously rotating elements.

Техническим результатом предлагаемой полезной модели является исключение вращающихся элементов и соответственное удлинение срока службы устройства.The technical result of the proposed utility model is the exclusion of rotating elements and the corresponding extension of the service life of the device.

Технический результат в установке для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня жидкости в скважине, содержащей скважинную камеру с эксцентрически расположенными резьбовыми отверстиями для крепления верхней и нижней частей колонны насосно-компрессорных труб, в которой размещен контрольно-измерительный узел с допускающим гидравлическое сообщение с межтрубным пространством скважины датчиком давления, электрически соединенный с устьевым блоком регистрации через посредство геофизического кабеля, достигается тем, что дополнительно содержит установленный на заданном расстоянии от скважинной камеры звукоотражающий репер, устьевой эхолот и допускающий гидравлическое сообщение с межтрубным пространством скважины установленный на верхней части колонны насосно-компрессорных труб насос с регулируемой производительностью, обеспечивающей местоположение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины между звукоотражающим репером и скважинной камерой.The technical result in the installation for evaluating the volumetric flow rate of the production of the development object in the presence of a dynamic liquid level in the well, containing a borehole chamber with eccentrically located threaded holes for fastening the upper and lower parts of the tubing string, in which the control and measuring unit with hydraulic communication is placed with the annulus of the well a pressure sensor electrically connected to the wellhead recording unit through a geophysical cable is achieved by the fact that it additionally contains a sound-reflecting bench mounted at a specified distance from the borehole chamber, a wellhead echo sounder and allowing a hydraulic communication with the annulus of the well mounted on the upper part of the tubing string with an adjustable capacity that ensures the location of the dynamic fluid level in the annulus wells between the baffle plate and the borehole chamber.

На фиг. схематично показана установка для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня в скважине: 1In FIG. schematically shows the installation for evaluating the volumetric flow rate of production of the development object in the presence of a dynamic level in the well: 1

- эксплуатационная колонна скважины; 2 - верхняя часть колонны насосно-компрессорных труб (НКТ); 3 - нижняя часть НКТ; 4 - пакерный разобщитель; 5 - объект разработки (продуктивный пласт); 6 - скважинная камера; 7 - контрольно-измерительный узел с датчиком давления; 8 - геофизический кабель; 9 - насос; 10 - динамический уровень жидкости; 11 - устьевой эхолот, 12 - звукоотражающий репер; 13 - устьевой блок регистрации. При этом скважинная камера 6 и контрольно-измерительный узел 7 могут быть выполнены в соответствии с техническим решением по патенту РФ на полезную модель №96915, опубл. 20.08.2010 г., что позволяет производить оценку объемного дебита продукции объекта разработки 5, эксплуатируемого по схеме одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и расположенного выше пакерного разобщителя 4. В качестве насоса 9 может быть использован в частности плунжерный со штанговым приводом типа НСН с рабочим диаметром, например 28, 32 или 43 мм. Место расположения насоса 9 в скважине между скважинной камерой 6 и звукоотражающим репером 12 выбирают, исходя из его производительности и энергетического состояния объекта разработки 5 так, чтобы динамический уровень жидкости 10 находился между звукоотражающим репером 12 и скважинной камерой 6.- well production string; 2 - the upper part of the tubing string (tubing); 3 - the lower part of the tubing; 4 - packer disconnector; 5 - object of development (reservoir); 6 - downhole chamber; 7 - control and measuring unit with a pressure sensor; 8 - geophysical cable; 9 - pump; 10 - dynamic fluid level; 11 - wellhead echo sounder, 12 - sound-reflecting benchmark; 13 - wellhead registration unit. In this case, the borehole chamber 6 and the control and measuring unit 7 can be made in accordance with the technical solution according to the patent of the Russian Federation for utility model No. 96915, publ. 08/20/2010, which allows us to estimate the volumetric flow rate of products of the development object 5, operated according to the scheme of simultaneous-separate operation (WEM) and located above the packer disconnector 4. As a pump 9, in particular, a plunger with a rod drive of the type NSN with working diameter, for example 28, 32 or 43 mm. The location of the pump 9 in the well between the borehole chamber 6 and the sound-reflecting benchmark 12 is selected based on its performance and the energy state of the development object 5 so that the dynamic level of the liquid 10 is between the sound-reflecting benchmark 12 and the borehole chamber 6.

В качестве звукоотражающего репера может быть использован кусок НКТ длиной в три метра и диаметром, позволяющим быть надетым на верхнюю часть НКТ - с упором на муфту.A piece of tubing with a length of three meters and a diameter that allows to be worn on the upper part of the tubing - with emphasis on the sleeve, can be used as a sound-reflecting benchmark.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

В обсаженную эксплуатационной колонной 1 скважину спускают подвеску, содержащую верхнюю часть НКТ 2, нижнюю часть НКТ 3, скважинную камеру 6, звукоотражающий репер 12 и насос 9, обеспечивая гидравлическое сообщение датчика давления контрольно-измерительного узла 7 и насоса 9 с межтрубным пространством скважины и заданное расстояние ΔН между звукоотражающим репером 12 и скважинной камерой 6. В случае, если скважина предназначена для работы по схеме ОРЭ, то ниже объекта разработки 5 устанавливается пакерный разобщитель 4. При этом глубина спуска H₀ скважинной камеры 6 фиксируется. Запускают в работу насос 9 и после выхода скважины на стационарный режим отбора продукции объекта разработки 5, что фиксируется стабилизацией показаний датчика давления контрольно-измерительного узла 7 и динамического уровня 10, производят определение высоты H_эхо(t) уровня жидкости 10 устьевым эхолотом 11 и останавливают насос 9.A suspension containing the upper part of the tubing 2, the lower part of the tubing 3, the borehole chamber 6, the sound-reflecting bench 12 and the pump 9 is lowered into the well cased by the production casing 1, providing hydraulic communication between the pressure sensor of the control unit 7 and pump 9 with the annular space of the well and the specified the distance ΔН between the sound-reflecting benchmark 12 and the borehole chamber 6. If the well is designed to work according to the WEM scheme, then a packer disconnector 4 is installed below the development object 5. In this case, the descent depth H _{0 of the} downhole chamber 6 is fixed. The pump 9 is started up and after the well has entered the stationary mode of production selection for the development object 5, which is fixed by stabilizing the readings of the pressure sensor of the control and measuring unit 7 and the dynamic level 10, the height H _echo (t) of the liquid level 10 is determined by the wellhead sounder 11 and stopped pump 9.

Расстояние ΔН между скважинной камерой 6 и звукоотражающим репером 12 выбирают, исходя из требуемой точности при оценке скорости звука в газовой шапке межтрубного пространства скважины, которая в свою очередь задает точность оценки плотности жидкости, а следовательно и дебита продукции объекта разработки 5. Так для обеспечения 10%-ной точности в оценке дебита требуется 10%-ная же точность определения скорости звука. Существующие модели устьевых эхолотов (МИКОН) позволяют фиксировать момент прихода отраженной волны с точностью до 0,1 сек. Это означает, что 10%-ная точность в определении скорости звука (значения в районе 300 м/с) достигается при расстояниях между устьевым эхолотом 11 и звукоотражающим репером 12 порядка 300 м/2=150 м. Расстояния больше 150 м обеспечивают более высокую точность в оценках скорости звука, плотности жидкости и дебита. При этом глубина спуска скважинной камеры 6 подбирается за ранее, исходя из энергетического состояния объекта разработки 5 и диапазона возможных значений производительности насоса 9. Таким образом, расстояние между звукоотражающим репером 12 и скважинной камерой 6 оказывается заданным.The distance ΔH between the borehole chamber 6 and the sound-reflecting benchmark 12 is selected based on the required accuracy in evaluating the speed of sound in the gas cap of the annular space of the well, which in turn sets the accuracy of estimating the density of the fluid, and hence the production rate of the product of the development object 5. So to ensure 10 % accuracy in estimating flow rates requires 10% accuracy in determining the speed of sound. Existing models of wellhead echo sounders (MICON) allow you to record the moment of arrival of the reflected wave with an accuracy of 0.1 sec. This means that 10% accuracy in determining the speed of sound (values in the region of 300 m / s) is achieved at distances between the wellhead echo sounder 11 and the sound reflecting bench 12 of the order of 300 m / 2 = 150 m. Distances greater than 150 m provide higher accuracy in estimates of the speed of sound, fluid density and flow rate. At the same time, the descent depth of the borehole chamber 6 is selected earlier, based on the energy state of the development object 5 and the range of possible values of the pump 9 performance. Thus, the distance between the sound-reflecting benchmark 12 and the borehole chamber 6 is given.

Очевидно, что приток продукции из объекта разработки 5 после остановки насоса 9 будет продолжаться некоторое время. При этом приток будет монотонно убывающим за счет роста динамического уровня жидкости 10 в убывающем темпе.It is obvious that the influx of products from the development object 5 after stopping the pump 9 will continue for some time. In this case, the inflow will be monotonically decreasing due to an increase in the dynamic level of liquid 10 at a decreasing rate.

Темп роста динамического уровня жидкости 10 после остановки насоса 9 связан с величиной мощности притока жидкости q из объекта разработки 5 через величину S площади поперечного сечения межтрубного пространства. Саму же функцию h(t) изменения динамического уровня жидкости 10 во времени получают на основе показаний датчика давления контрольно-измерительного узла 7, используя гидростатическую формулу:The growth rate of the dynamic level of the liquid 10 after stopping the pump 9 is associated with the value of the power of the fluid inflow q from the development object 5 through the value S of the cross-sectional area of the annulus. The very function h (t) of the change in the dynamic level of the liquid 10 in time is obtained on the basis of the readings of the pressure sensor of the control and measuring unit 7, using the hydrostatic formula:

где P(t) - показания датчика давления контрольно-измерительного узла 7, g - ускорение свободного падения, ρ - плотность жидкости в межтрубном пространстве. Неизвестной величиной в правой части выражения является значение плотности жидкости.where P (t) is the pressure sensor of the control unit 7, g is the acceleration of gravity, ρ is the density of the fluid in the annulus. An unknown quantity on the right side of the expression is the density of the liquid.

Устранение неопределенности в значении плотности жидкости обеспечивается альтернативным одноразовым определением высоты динамического уровня жидкости с помощью устьевого эхолота 11 [h(t)=H₀-H_эхо(t)] при известной скорости звука в газовой шапке межтрубного пространства скважины. Скорость звука исчисляют по времени T прихода эхо-сигнала, отраженного от расположенного выше динамического уровня жидкости 10 звукоотражающего репера 12:Elimination of the uncertainty in the value of the fluid density is provided by an alternative one-time determination of the height of the dynamic fluid level using the wellhead echo sounder 11 [h (t) = H ₀ -H _echo (t)] at a known speed of sound in the gas cap of the annular space of the well. The speed of sound is calculated by the time T of the arrival of the echo signal reflected from the above dynamic level of the liquid 10 sound-reflecting frame 12:

V_зв=2(H₀-ΔH)/TV _sv = 2 (H ₀ -ΔH) / T

На основе выражения (1) определяется функция q(t) мощности притока жидкости из объекта разработки 5 в межтрубное пространство скважины после остановки насоса 9:Based on expression (1), the function q (t) of the power of fluid inflow from the development object 5 to the annulus of the well after stopping the pump 9 is determined:

q(t>0)=S*dh(t)/dt=S*(dP(t)/dt)/ρgq (t> 0) = S * dh (t) / dt = S * (dP (t) / dt) / ρg

Значение q(t) в момент остановки насоса 9 (t=0) есть значение дебита продукции скважины в стационарном режиме работы перед остановкой насоса 9 q(t<0):The value of q (t) at the time the pump 9 stops (t = 0) is the value of the production rate of the well in stationary operation before the pump 9 q (t <0) stops:

По сравнению с прототипом предлагаемая установка при отсутствии вращающихся элементов позволяет количественно оценивать объемный дебит продукции объекта разработки, расположенного выше разобщающего пакера, что при известном суммарном дебите дает возможность оценить дебит продукции объекта разработки, расположенного ниже разобщающего пакера.Compared with the prototype, the proposed installation in the absence of rotating elements allows you to quantify the volumetric production rate of the product of the development object located above the uncoupling packer, which with a known total production rate makes it possible to estimate the production rate of the product of the development object located below the decoupling packer.

Claims

Installation for evaluating the volumetric flow rate of the production of the development object in the presence of a dynamic liquid level in the well, containing a borehole chamber with eccentrically located threaded holes for fastening the upper and lower parts of the tubing string, in which a control and measuring unit with hydraulic communication with annular space is placed wells with a pressure sensor electrically connected to the wellhead recording unit through a geophysical cable, characterized in m, which additionally contains a sound-reflecting bench mounted at a predetermined distance from the borehole chamber, a wellhead echo sounder and a hydraulic pump capable of hydraulic communication with the annular space of the well, installed at the top of the tubing string with an adjustable capacity that ensures the location of the dynamic fluid level in the annular space of the well between the sound-reflecting benchmark and borehole camera.