RU2685379C1 - Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине - Google Patents
Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2685379C1 RU2685379C1 RU2018122339A RU2018122339A RU2685379C1 RU 2685379 C1 RU2685379 C1 RU 2685379C1 RU 2018122339 A RU2018122339 A RU 2018122339A RU 2018122339 A RU2018122339 A RU 2018122339A RU 2685379 C1 RU2685379 C1 RU 2685379C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- gas
- oil
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L9/00—Measuring steady of quasi-steady pressure of fluid or fluent solid material by electric or magnetic pressure-sensitive elements; Transmitting or indicating the displacement of mechanical pressure-sensitive elements, used to measure the steady or quasi-steady pressure of a fluid or fluent solid material, by electric or magnetic means
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рво внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Р. 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области изучения свойств пластовой нефти и подготовки исходной информации для организации разработки нефтяных месторождений и скважинной добычи нефти. Способ реализуется на скважинах с фонтанной эксплуатацией и оборудованных глубинными электроцентробежными насосами.
Давление насыщение нефти газом Рнас является важным ориентировочным параметром при выборе режима фильтрации флюидов в призабойной зоне пласта путем поддержания забойного давления на определенном уровне. Параметр также необходимо учитывать при установлении величины давления скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Как правило, величину давления насыщения нефти газом определяют в лабораторных условиях при стандартном наборе исследований свойств пластовой нефти, которую отбирают при испытании пласта на продуктивность либо в течение эксплуатации скважины с помощью глубинного пробоотборника.
Известен способ определения искомого параметра Рнас, заключающийся в последовательном снижении давления на приеме насоса с помощью изменения производительности глубинного насоса и снижения динамичского уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины по патенту РФ №2521091 «Способ определения давления насыщения нефти газом» (опубл. 27.06.2014). Данное изобретение рассматривается нами по техническому содержанию как наиболее близкое к заявляемому, и будет служить прототипом.
Рассматриваемый способ реализуем в промысловых условиях, но требуется информация по динамическому уровню нефти и устьевому давлению в межтрубном пространстве (МП) скважины. Для этого необходимы операторы по обслуживанию скважин с переносными уровнемерами либо стационарные уровнемеры на устье скважин для периодического измерения глубины уровня нефти (жидкости) в МП.
По изобретению №2521091 оценивается состояние жидкости в межтрубном пространстве от приема насоса до динамического уровня. При снижении давления в зоне насоса ниже давления насыщения нефти газом происходит значительное снижение плотности нефти в МП из-за интенсивной дегазации нефти в зоне насоса. Но дегазация нефти в МП на большом расстоянии от насоса происходит постоянно, и это может внести определенную погрешность в графо-аналитическое решение поставленной задачи. Уровень жидкости в межтрубном пространстве определяется с определенной погрешностью звукометрическим методом, поэтому определение давления насыщения нефти газом Рнас, согласно прототипа, будет происходить с определенной систематической погрешностью.
Известно также изобретение «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины» по патенту РФ №2610941 (опубл. 17.02.2017, бюл. 5), по которому над продуктивным нефтенасыщенным пластом располагают в скважинной зоне два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга. По разнице показаний датчиков можно судить о содержании нефти и воды в добываемой пластовой продукции при отсутствии третьей - газовой фазы. Способ реализуем только при давлении в зоне датчиков выше давления насыщения нефти газом, поэтому априори невозможно определить по данному способу величину параметра Рнас.
Технической задачей изобретения является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Технология должна быть применима для большинства скважин, в продукции которых преобладает нефть.
Поставленная задача выполняется по способу определения давления насыщения нефти газом в скважине - Рнас, состоящем в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины, тем, что в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.
На фиг. 1 приведена схема расположения датчиков давления в нефтедобывающей скважине, где 1 - обсадная колонна, 2 - колонна насосно-компрессорных (лифтовых) труб, 3 - центробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - геофизический кабель с обратной информационной связью, 5 - верхний датчик давления, 6 - нижний датчик давления, 7 - жесткий стержень фиксированной длины, 8 - подъемник геофизического кабеля, 9 - устьевой ролик, 10 - задвижка с сальниковым устройством 11.
Длина жесткого стержня 7 будет предопределять точность измерений параметра Рнас. Например при достаточной точности измерений в 1,0 атм необходимо чтобы фиксированное расстояние между датчиками было равно Юм.
Для реализации способа выполняют следующие процедуры:
1. К геофизическому кабелю 4 соединяют два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления) с фиксацией расстояния между ними с помощью жесткой металлического стержня 7 определенной длины, например Юм.
2. Работу глубинного насоса останавливают, и давление в колонне НКТ на устье скважины снижают до атмосферного значения.
3. В колонну НКТ с помощью подъемника 8 на кабеле спускают до глубинного насоса два манометра (датчика давления): верхний - 5 и нижний - 6.
4. Сальниковое устройство 11 уплотняют, а глубинный насос 3 пускают в эксплуатацию. Через непродолжительное время (обычно 1-4 часа) система «пласт-скважина-насос» вступает в стабильное состояние: динамический уровень остается неизменным, а приток пластовой жидкости в скважину соответствует производительности глубинного насоса. Такое состояние системы «пласт-скважина-насос» обеспечивает транспортировку всей пластовой жидкости по колонне НКТ.
5. О стабилизации рассматриваемой системы можно судить и по данным двух глубинных манометров, информация от которых передается на монитор компьютерной системы подъемника 8. После этого манометры поднимают до устья скважины с малой вертикальной скоростью с построением в режиме реального времени графика зависимости разницы давлений между датчиками (манометрами) ΔР=P1-Р2 от среднего их значения Рср=(P1+Р2)/2, где Р1 - давление в зоне нижнего датчика, Р2 - давление в зоне верхнего датчика.
6. В подавляющем большинстве нефтедобывающих скважин, в которых глубинный насос расположен на значительной глубине, давление в колонне НКТ над насосом превышает давление насыщения нефти газом Рнас. При движении датчиков давления (манометров) вверх среднее давление между ними Рср будет снижаться из-за снижения гидростатического давления и наличия потерь давления на трения по формуле Дарси-Вейсбаха.
Разница давлений между двумя датчиками будет величиной постоянной при отсутствии газовой фазы:
Расчеты по формуле Дарси-Вейсбаха показывают, что последней составляющей Ртр можно пренебречь, тогда ΔР=P1-Р2=ρ⋅g⋅h, где плотность жидкости ρ остается неизменной величиной до тех пор, пока не появится газовая фаза. Среднее давление Рср, при котором начнется выделение пузырьков газа из нефти, снижение плотности нефти, и как следствие снижение параметра ΔР, и является давлением насыщения нефти газом.
График зависимости ΔР=Р1-Р2 от Рср по гипотетической нефтедобывающей скважине приведен на фиг. 2. Рассмотрим состояние пластовых флюидов между датчиками в зависимости от среднего давления между ними.
1. При обеспечении высокого давления в зоне двух датчиков выше 70 атм в нефти попутный газ находится в растворенном состоянии, поэтому между датчиками находится двухфазная жидкость с определенной средней плотностью в пределах 800-1050 кг/м3. Зависимость ΔР от Рср носит характер прямолинейного участка, параллельного горизонтальной оси Рср. Нефть и пластовая вода имеют малую величину коэффициента сжимаемости, поэтому изменение давления в рассматриваемой системе не приводит к чувствительному повышению плотности водо-нефтяной эмульсии, и как следствие, разница давлений между датчиками остается неизменной величиной.
2. При снижении давления между датчиками во время их подъема по колонне НКТ наступает момент, когда давление между датчиками Рср снижается ниже Рнас. В зоне между датчиками из нефти выделяются пузырьки газа. Значительно снижается плотность трехфазной системы, так как плотность попутного нефтяного газа при давлении 60-70 атм равна 70-100 кг/м3, что в несколько раз меньше, чем плотность нефти и воды (на порядок).
При дальнейшем снижении давления Рср будет расти количество пузырьков газа, а также объем среднестатистического пузырька, поэтому разница давлений между датчиками ΔР будет по параболе приближаться к горизонтальной оси графика на фиг. 2. Переход прямолинейной части зависимости в криволинейную часть и будет соответствовать давлению насыщения нефти газом. По данным зависимости на фиг. 2 величина искомого параметра Рнас равна 70 атм.
Для количественного учета влияния потерь давления на трения при подъеме эмульсионной жидкости от нижнего датчика к верхнему проведены расчеты по формуле Дарси-Вейсбаха для условий: пластовый дебит в пределах 100 м3/сут, вязкость во до-нефтяной эмульсии - до 100 мПас, расстояние между датчиками - 10 м. Потери давления на трение между датчика находятся в пределах 0,002 атм (0,2 кПа), что на два порядка (в сто раз) ниже, чем то необходимое изменение давления ΔР=0,2 атм, по которому по графику на фиг. 2 диагностируется снижение давления между датчиками ниже Рнас. Расчетами показано, что в рассматриваемых условиях потерями давления на трение можно пренебречь.
Основное отличие заявленного технического решения от прототипа заключается, по мнению авторов, в том, что рассматривается разность давлений между датчиками, которые находятся только в жидкой среде и на относительно малом расстоянии друг от друга. Благодаря применению двух движущихся датчиков давления в однотипной среде повышается точность оценки состояния и состава этой среды. По прототипу используется один датчик давления в зоне глубинного насоса, а второй - на устье скважины, в газовой среде, в котором давление будет формироваться газовой средой в зависимости от процесса дегазации жидкой среды. Расположение датчиков давления в средах с различными свойствами, имеющих межфазную поверхность, не способствует повышению точности оценки свойств одной среды. Достаточно отметить, что давление в газовой среде нефтедобывающей скважины может быть описана формулой Лапласа-Бабинэ, в то время как по прототипу используется значение давления на устье скважины, не в полной мере описывающее всю газовую среду в межтрубном пространстве скважины.
Необходимо также отметить, что по заявленному способу режим работы глубинного насоса не меняется, а изменение давления в зоне датчиков достигается путем их подъема в сторону устья скважины.
Авторы надеются, что заявленное изобретение соответствует критериям новизна и существенное отличие.
Claims (1)
- Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине - Рнас, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины, отличающийся тем, что в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас..
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122339A RU2685379C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122339A RU2685379C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2685379C1 true RU2685379C1 (ru) | 2019-04-17 |
Family
ID=66168359
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018122339A RU2685379C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2685379C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2752637C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU625027A1 (ru) * | 1976-05-26 | 1978-09-25 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азербайджанской Сср | Способ определени давлени насыщени нефти газом |
| SU819596A1 (ru) * | 1976-07-06 | 1981-04-07 | Институт Проблем Глубинных Нефтега-Зовых Месторождений Ah Азербайджанскойсср | Способ определени давлени насыщени НЕфТи гАзОМ B СКВАжиНЕ |
| US7172020B2 (en) * | 2004-03-05 | 2007-02-06 | Tseytlin Software Consulting Inc. | Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio |
| RU2521091C1 (ru) * | 2013-03-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество " Центр гидродинамических исследований "ИНФОРМПЛАСТ" | Способ определения давления насыщения нефти газом |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
-
2018
- 2018-06-18 RU RU2018122339A patent/RU2685379C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU625027A1 (ru) * | 1976-05-26 | 1978-09-25 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азербайджанской Сср | Способ определени давлени насыщени нефти газом |
| SU819596A1 (ru) * | 1976-07-06 | 1981-04-07 | Институт Проблем Глубинных Нефтега-Зовых Месторождений Ah Азербайджанскойсср | Способ определени давлени насыщени НЕфТи гАзОМ B СКВАжиНЕ |
| US7172020B2 (en) * | 2004-03-05 | 2007-02-06 | Tseytlin Software Consulting Inc. | Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio |
| RU2521091C1 (ru) * | 2013-03-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество " Центр гидродинамических исследований "ИНФОРМПЛАСТ" | Способ определения давления насыщения нефти газом |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2752637C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10928300B2 (en) | Experimental device and experimental method for testing the lubricity in horizontal well drilling with a cuttings bed taken into consideration | |
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| Baxendell et al. | The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells | |
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| Postler | Pressure integrity test interpretation | |
| US6659197B2 (en) | Method for determining drilling fluid properties downhole during wellbore drilling | |
| US10294784B2 (en) | Systems and methods for controlling flow rate in a focused downhole acquisition tool | |
| CN109915128B (zh) | 地层承压能力动态测试方法及固井方法 | |
| RU2674351C1 (ru) | Способ оценки обводненности скважинной нефти | |
| US20090159337A1 (en) | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole | |
| US3478584A (en) | Method and apparatus for obtaining pressure build-up data in pumping wells | |
| RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| US20220098971A1 (en) | System and Method for Determining Pump Intake Pressure or Reservoir Pressure in an Oil and Gas Well | |
| EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
| US3550445A (en) | Method for testing wells for the existence of permeability damage | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| RU2701673C1 (ru) | Устройство для определения обводненности скважинной нефти | |
| Langbauer et al. | Sucker rod antibuckling system: development and field application | |
| RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| US3874451A (en) | Determination of oil saturation in a reservoir | |
| RU2667183C1 (ru) | Способ оценки содержания свободного газа на приеме скважинного насоса |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200619 |