СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
METHOD OF LIQUID DENSITY DETERMINATION IN WELL

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.
В нефтедобывающей скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовой (попутный нефтяной газ) и жидкостной с определенным содержанием растворенного газа. Несмотря на применение специальных трубок для доставки различных реагентов с устья скважины на прием глубинного насоса по МП, в нефтегазодобывающих компаниях продолжают использовать межтрубное пространство в качестве канала доставки технологических жидкостей и реагентов. Эффективность таких технологий доставки реагентов зависит от плотности жидкости в межтрубном пространстве, поэтому разработаны и успешно применяются несколько технологий определения этого параметра скважины.
Общеизвестно применение глубинных манометров малого диаметра на скребковой проволоке для записи давления от устья скважины до глубинного насоса с последующим определением плотности жидкости в МП. Данный способ показывает среднюю величину плотности жидкости, так и распределение параметра по глубине скважины. Недостатками способа являются его трудоемкость (необходимы спуско-подъемные операции с манометром) и значительная длительность по времени в интерпретации полученных данных.
Распространенным в нефтепромысловой практике является диагностика плотности скважинной жидкости с помощью гамма-плотномера, спускаемого в МП на геофизическом кабеле (стр. 34 в источнике: Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990. - 240 с.). Такие исследования проводятся только в остановленных скважинах, и такая технология не позволяет определять плотность жидкости в работающей скважине - при наличии определенного давления газа от уровня жидкости до устья скважины (реальные условия доставки реагентов на прием глубинного насоса).
Известен поплавковый плотномер по патенту РФ на изобретение №2038577 (опубл. 27.06.1995), который спускается в скважину на геофизическом кабеле и фиксирует плотность жидкости путем формирования электромагнитных сигналов в ее измерительной части. Устройство и способ его применения обладают теми же недостатками - необходимо время и финансовые затраты на проведение спуско-подъемных операций (СПО).
Технической задачей изобретения является создание такой технологии измерения плотности жидкости, которая будет осуществляться в работающей нефтедобывающей скважине в постоянном или периодическом режиме и без проведения СПО глубинных измерительных приборов. Такая технология должна значительно снизить стоимость работ по получению информации о плотности жидкости в межтрубном пространстве.
Поставленная задача по изобретению решается тем, что в способе определения плотности жидкости в скважине, основанным на измерении давления в разных по высоте точках жидкости, давление в зоне глубинного насоса измеряется с помощью стационарного датчика глубинной телеметрии, давление в зоне раздела между жидкостью и газом определяется по формуле Лапласа-Бабинэ*:
а плотность жидкости определяется по формуле:
где в формулах 1 и 2:
ГЖР
Р- давление газа в зоне газожидкостного раздела (ГЖР), МПа;
уст
Р - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины, МПа;
насос
Р - давление жидкости в зоне глубинного насоса, МПа;
отн
ρ - относительная плотность газа по воздуху, единицы;
Н - расстояние по вертикали от устья скважины до уровня жидкости в скважине, м;
нас
Н - расстояние по вертикали от устья скважины до насоса, м;
ср
cp
ср
cp
Т, z - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа от устья скважины до ГЖР (Т измеряют в градусах K, а параметр z - безразмерная величина);
2
g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с.
cp
cp
ГЖР
* Известная формула Лапласа-Бабинэ (стр. 134 в источнике: Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с. ) базируется на известных значениях параметров: T, z. При отсутствии этой информации давление газа в зоне газо-жидкостного раздела Р рассчитывается по формуле 3:
г
3
где: ρ - средняя плотность газа в межтрубном пространстве, кг/м (находится в прямой зависимости от давления в скважине).
насос
уст
cp
cp
г
Современная глубинная телеметрия нефтедобывающих скважин применяется на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Информация о давлении в зоне глубинного насоса Р передается по кабелю электропитания погружного электродвигателя на станцию управления УЭЦН. Остальные параметры - Р, Н - замеряются непосредственно с устья скважины различными исследовательскими комплексами типа Микон - 101. Параметры T, z, ρ для попутного нефтяного газа, находящегося в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины, как правило, определяются заблаговременно для группы скважин одного месторождения проведением комплекса исследований.
уст
ГЖР
На рисунке приведена нефтедобывающая скважина, оборудованная УЭЦН и глубинной телеметрией. На приведенной схеме, по которой реализуется заявленное изобретение, обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - глубинный насос УЭЦН, 4 - датчик давления, 5 - кабель электропитания и передачи информации, 6 - станция управления УЭЦН, 7 - давление Р, 8 - давление Р, 9 - вентиль межтрубного пространства, 10 - межтрубное пространство скважины.
насос
уст
Давление в зоне насоса Р замеряется датчиком 4 в постоянном или периодическом режиме и передается на станцию управления 6 по кабелю 5. Через вентиль 9 в постоянном или периодическом режиме измерительной аппаратурой определяются параметры: Р, Н. Плотность жидкости в межтрубном пространстве определяется по формуле 2.
В таблице приведена необходимая по изобретению информация по двум нефтедобывающим скважинам одного из месторождений в северо-западной части республики Башкортостан.
Таблица
Исходные данные для расчета плотности жидкости в скважине
Параметр
Единица измерения
Условный номер скважины
1
2
Р<sub>насос</sub>
МПа
3,46
3,31
Р<sub>уст</sub>
МПа
1,68
1,06
Н
м
1559
1315
Н<sub>нас</sub>
м
1762
1682
Т<sub>ср</sub>
К
293
296
z<sub>cp</sub>
-
0,90
0,91
ρ<sub>г</sub>
кг/м<sup>3</sup>
1,1085 при Р=0,1 МПа
1,0277 при Р=0,1 МПа
18,62 при Р=Р<sub>уст</sub>
10,89 при Р=Р<sub>уст</sub>
ρ<sub>отн</sub>
-
0,857
0,795
Расчеты для скважины №1
ГЖР
По формуле 1 находим давление Р:
По формуле 2 находим плотность жидкости:
cp
cp
ГЖР
При отсутствии значений параметров T и z давление Р находим по формуле 3:
ГЖР
уст
г
Р=Р+ρ·g·H=1,68+18,62·9,81·1559=1,97 МПа
Также по формуле 2 находим плотность жидкости:
Относительная погрешность между двумя определениями плотности жидкости не превышает 2,2%, что говорит о приемлемой сходимости.
ГЖР
ср
cp
3
3
Расчеты по второй скважине показали, что при наличии данных по средним значениям температуры и коэффициенту сверхсжимаемости (расчет Р по формуле 1) плотность жидкости равна 583 кг/м. При отсутствии Т, z плотность подсчитана с использованием формулы 3 и равна 586 кг/м. Относительное расхождение между двумя способами равно 0,51%.
3
3
Апробация предложенного способа на этих двух и других скважинах показывает то, что плотности жидкости в межтрубном пространстве при наличии попутного нефтяного газа под значительным давлением имеют величину не более 750 кг/м. Это имеет практическую важность - на прием насоса можно доставлять по затрубному пространству и реагенты с плотностью 800 кг/м и даже менее.
В предложенном изобретении плотность жидкости в межтрубном пространстве, находящейся между газовой средой и глубинным насосом, определяется исходя из разницы давлений на границах исследуемой зоне. В зоне насоса применяются данные современной телеметрии, а на газожидкостном разделе давление определяется расчетным путем исходя из свойств реального газа. Такой подход отсутствует в известных методиках и нефтепромысловой практике исследования скважин, поэтому соответствует, на наш взгляд, критериям «новизна» и «существенное отличие».