RU2533468C1 - Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом - Google Patents
Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2533468C1 RU2533468C1 RU2013134887/03A RU2013134887A RU2533468C1 RU 2533468 C1 RU2533468 C1 RU 2533468C1 RU 2013134887/03 A RU2013134887/03 A RU 2013134887/03A RU 2013134887 A RU2013134887 A RU 2013134887A RU 2533468 C1 RU2533468 C1 RU 2533468C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- well
- centrifugal pump
- water cut
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта. При этом каждую трубу НКТ предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы и в период кратковременной остановки ЭЦН наряду с определением дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений по КВУ и КВД, по результатам непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне НКТ, объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси и степень ее обводненности. Технический результат заключается в повышении точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области исследования нефтяных скважин и может быть использовано при добыче нефти на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов.
При одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (ЭЦН), необходим учет дебита каждого пласта, обводненности жидкостей, забойных и пластовых давлений пластов. Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с ЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса.
Известен способ определения пластового давления в нефтяной скважине (патент РФ №2167289, 2001 г.), согласно которому для измерения параметров работы пласта (дебит, забойное и пластовое давление) производят остановку скважины и запись кривых восстановления уровня (КВУ) в затрубном пространстве и кривой восстановления давления (КВД) на забое скважины. Угловой коэффициент прямолинейного предасимптотического участка КВУ позволяет рассчитать дебит скважины до остановки. Однако известный способ не позволяет определить раздельно дебиты при одновременном притоке жидкостей из двух пластов.
Известен способ мониторинга многопластовой скважины (патент РФ, №2387824, 2010 г.), включающий спуск на якорях в область каждого разрабатываемого пласта автономных приборов измерения дебита и параметров флюида, обеспечивающих запись показаний указанных параметров каждого пласта соответствующим автономным прибором и сохранение показаний в долговременной памяти. Согласно способу после спуска автономных приборов производят свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня жидкости по ее давлению и очередность включения пластов в работу. По окончании свабирования производят запись кривых восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ), а после извлечения автономных приборов по их показаниям определяют дебит пласта, первым включившегося в работу, и дебит второго и последующих пластов путем вычитания из суммарного дебита.
Известный способ позволяет производить запись измеряемых параметров автономными приборами непосредственно в процессе свабирования, однако отличается низкой точностью измерения дебита, поскольку не позволяет разобщать пласты для раздельного учета дебита каждого пласта при остановке ЭЦН. К тому же наличие приемного патрубка ЭЦН, проходящего через пакер, обязательный при одновременно-раздельной эксплуатации, не дает возможности спустить автономный прибор в интервал перфорации верхнего продуктивного пласта и определить реальные дебиты каждого пласта. На достоверность результатов интерпретации кривой изменения давления оказывает влияние точность используемых измерительных манометров. Их аппаратурная погрешность приводит к снижению достоверности определения обводненности продукции пласта, что, в свою очередь, влияет на интерпретацию и точность определения параметров пласта. Кроме того, спуск глубинных приборов на кабеле под ЭЦН имеет свои технологические особенности, усложняющие технологию проведения исследоаваний.
Задачей настоящего изобретения является повышение технологичности исследования и повышение точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины.
Поставленная задача решается следующим образом.
В соответствии со способом одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, в период автоматической кратковременной остановки электроцентробежного насоса по КВУ и КВД определяют значения дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также, с учетом глубины уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в патрубке, определяют степень обводненности продукции нижнего пласта, согласно изобретению, каждую секцию насосно-компрессорных труб предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы, а степень обводненности продукции пласта определяют с учетом непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров, по результатам которого определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне насосно-компрессорных труб и объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси в колонне насосно-компрессорных труб.
Отличительной особенностью предложенного способа являются следующие преимущества:
- повышается точность определения уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси, поскольку считывание информации с акустических преобразователей-контроллеров ведется в непрерывном режиме в период всего времени отстоя с момента остановки ЭЦН,
- повышается информативность мониторинга пластов, поскольку посредством акустических преобразователей-контроллеров помимо уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси дополнительно определяется объем продукции каждого из компонентов трехфазной смеси,
- повышается технологичность работы на скважине, так как исключается необходимость спуска в скважину под ЭЦН геофизического кабеля с глубинными манометрами, что упрощает работу на скважине,
- повышается экономичность работы на скважине, так как для обеспечения работы акустических преобразователей-контроллеров в предложенном способе достаточно напряжения питания не более 5 вольт при токе потребления не более 50 МА, поскольку работа преобразователей-контроллеров осуществляется в последовательном режиме.
На основании изложенного полагаем, что предложенный способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, соответствует критериям изобретения «новизна» и «изобретательский уровень».
На рисунке показана схема реализации способа одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом.
На практике предложенный способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, реализуется следующим образом.
Перед началом работ на скважине на каждую насосно-компрессорную трубу 1 (далее - НКТ) на середине ее длины устанавливают акустический преобразователель 2 в виде излучателя-приемника АПi с электронной схемой контроллера Ki, имеющего собственный идентифицирующий электронный код.
После спуска в скважину колонны насосно-компрессорных труб 1, оборудованной элестроцентробежным насосом (ЭЦН) и пакером, и измерений давлений на приеме, на забое нижнего пласта, а также измерений дебита и обводненности продукции нижнего пласта на дневной поверхности с учетом параметров работающего ЭЦН производят кратковременную остановку последнего. В период остановки ЭЦН по кривой восстановления уровня (КВУ) и кривой восстановления давления (КВД) посредством наземной телеметрического модуля системы 3 определяют значения дебитов исследуемых пластов.
Одновременно в момент остановки ЭЦН по пусковому сигналу от телеметрического модуля системы 3 формируют команду для начала измерений акустическими преобразователями 2 на колонне насосно-компрессорных труб 1. Посредством электронных схем контроллеров Ki излучателями-приемниками АПi пусковые команды дешифрируются и запускают последовательно каждый из акустических преобразователей 2, который излучает акустический сигнал в поперечном сечении НКТ. Отраженный от противоположной стенки НКТ сигнал поступает обратно к своему акустическому преобразователю 2. Поскольку опрос акустических преобразователей 2 производится непрерывно, в телеметрическом модуле системы 3 временной график расслоения смеси в период отстоя показывает хаотическую линию, а выравнивание графика сигнализирует об окончании расслаивания и точной границе раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси. Построение графика осуществляют по данным с контроллеров Ki, которыми производится измерение времени пробега излученного и отраженного акустического сигнала Ti и передача значений этой величины в телеметрический модуль системы 3. Величину Ti определяют по частоте заполнения контроллера Ki тактовыми импульсами, зависящими от плотности среды, в которой проходит сигнал и вычисляют по формуле:
Ti=2D/Vж, где D - внутренний диаметр НКТ, Vж - скорость пробега акустического сигнала в среде.
Поскольку скорость Vж для различных сред индувидуальна и определяется ее физическими свойствами, то полученные данные позволяют определить обводненность нефти, а точные размеры НКТ и место установки на них акустических преобразователей 2 позволяют определить объем продукции каждого из компонентов исследуемой газоводонефтяной смеси.
Ниже приведена таблица значений измеренных параметров газовонефтяной смеси, полученных с применением предложенного способа одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом:
Вид среды | Vж, м/с | Ti, мкс | Примечание |
Окись углерода | 338 | 355 | |
Метан | 430 | 280 | |
Нефть | 1330 | 90 | |
Вода | 1540 | 80 | минерализованная |
Диаметр НКТ=120 мм |
Claims (1)
- Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, по которому в период автоматической кратковременной остановки электроцентробежного насоса по КВУ и КВД определяют значения дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также, с учетом глубины уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в патрубке, определяют степень обводненности продукции нижнего пласта, отличающийся тем, что каждую секцию насосно-компрессорных труб предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы, а степень обводненности продукции пласта определяют с учетом непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров, по результатам которого определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне насосно-компрессорных труб и объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси в колонне насосно-компрессорных труб.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013134887/03A RU2533468C1 (ru) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013134887/03A RU2533468C1 (ru) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2533468C1 true RU2533468C1 (ru) | 2014-11-20 |
Family
ID=53382719
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013134887/03A RU2533468C1 (ru) | 2013-07-24 | 2013-07-24 | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2533468C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2637672C1 (ru) * | 2016-10-27 | 2017-12-06 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ определения обводненности скважинной нефти |
RU2797149C1 (ru) * | 2022-12-09 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ раздельного исследования двух пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996024751A1 (en) * | 1995-02-09 | 1996-08-15 | Baker Hughes Incorporated | An acoustic transmisson system |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
RU2387824C1 (ru) * | 2008-07-24 | 2010-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ мониторинга многопластовой скважины |
RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
RU2399759C1 (ru) * | 2009-05-05 | 2010-09-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ исследования скважины на депрессии до начала добычи и устройство для его осуществления |
RU2440488C2 (ru) * | 2009-08-24 | 2012-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин и устройство для его реализации |
-
2013
- 2013-07-24 RU RU2013134887/03A patent/RU2533468C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996024751A1 (en) * | 1995-02-09 | 1996-08-15 | Baker Hughes Incorporated | An acoustic transmisson system |
US6333700B1 (en) * | 2000-03-28 | 2001-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for downhole well equipment and process management, identification, and actuation |
RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
RU2387824C1 (ru) * | 2008-07-24 | 2010-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ мониторинга многопластовой скважины |
RU2399759C1 (ru) * | 2009-05-05 | 2010-09-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Способ исследования скважины на депрессии до начала добычи и устройство для его осуществления |
RU2440488C2 (ru) * | 2009-08-24 | 2012-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин и устройство для его реализации |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2637672C1 (ru) * | 2016-10-27 | 2017-12-06 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ определения обводненности скважинной нефти |
RU2797149C1 (ru) * | 2022-12-09 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ раздельного исследования двух пластов при их одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8784068B2 (en) | System and method for sensing a liquid level | |
US8689904B2 (en) | Detection of gas influx into a wellbore | |
CN107923237A (zh) | 具有高采样速率的井下压力测量工具 | |
US20090034368A1 (en) | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses | |
US20160341587A1 (en) | Sensing annular flow in a wellbore | |
CA2541800C (en) | Measuring inflow performance with a neutron logging tool | |
EA201101271A1 (ru) | Измерение объемного расхода бурового раствора в межтрубном пространстве во время бурения и использование полученных данных для выявления нарушений в скважине | |
CN104594889B (zh) | 一种准确测定油井剩余油储集位置的装置及其方法 | |
RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
WO2017083449A1 (en) | Moving system | |
CA2759886C (en) | Methods and apparatus to optically determine velocities of downhole fluids | |
US20180274360A1 (en) | Real-time bottom-hole flow measurements for hydraulic fracturing with a doppler sensor in bridge plug using das communication | |
CN105041298A (zh) | 连续油管作业管柱无线实时深度定位装置及方法 | |
US9556724B2 (en) | Method for determining parameters of a bottomhole and a near-bottomhole zone of a wellbore | |
CA2890074C (en) | Optical well logging | |
US4299123A (en) | Sonic gas detector for rotary drilling system | |
US20240200442A1 (en) | Plunger Lift Systems and Related Methods | |
RU2008134796A (ru) | Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин | |
RU2533468C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом | |
US10590720B2 (en) | System and method for obtaining an effective bulk modulus of a managed pressure drilling system | |
RU2465455C1 (ru) | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения | |
RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
RU2373392C1 (ru) | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах | |
RU2704068C1 (ru) | Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине | |
Kostitsyn et al. | Combination of secondary drilling technologies and long-term formation monitoring (Russian) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150725 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160420 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180725 |