Комплексное скважинное фотометрическое устройство

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для проведения оперативных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований на действующих скважинах.
Известен способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2172826, кл. Е21В 47/00, опубл. 27.08.2001 г.), включающий спуск по стволу скважины установленного в лубрикаторе, находящемся на устье скважины, автономного скважинного прибора, содержащего электронный накопитель информации, датчик расхода восходящего потока жидкости по стволу скважины и программатор с таймером, управляющий режимом работы, до ограничителя, находящегося ниже точки разгазирования нефти, измерение и регистрацию дебита по заданной программе и подъем прибора к устью скважины. При этом спуск автономного скважинного прибора осуществляют в режиме свободного падения, дополнительно измеряют и регистрируют забойное давление по заданной программе установленным в автономном скважинном приборе датчиком давления, после проведения измерений поток жидкости перекрывают установленным в автономном скважинном приборе пакером, срабатывающим от электрического сигнала, поступающего от программатора в заданное время, и осуществляют подъем автономного скважинного прибора в режиме его всплытия к устью под действием напора на него снизу.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности передачи замеров на забое скважины в реальном режиме времени, кроме того, у данного устройства отсутствует возможность замерять оптические параметры нефти и полноценные гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта.
Известна глубинная станция для измерения параметров добывающих нефтяных и газовых скважин (патент РФ №2246003, кл. E21B 47/00, G01 V 1/40, опубл. 10.02.2005 г.), содержащая измерительную емкость и размещенные в ней тахометрический генератор и датчики давления и температуры, которая установлена на расстоянии одной насосно-компрессорной трубы (НКТ) от добывающего насоса, где давление превышает давление насыщения, то есть в однофазном потоке жидкости, и выполняет роль соединительной муфты, а на расстоянии двух насосно-компрессорных труб от глубинной станции в соединительной муфте установлен дополнительно датчик гидростатического давления столба жидкости.
Недостатком данного изобретения является низкая достоверность полученных значений замеряемых величин, отсутствие возможности замера оптических параметров нефти и гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта.
Существует устройство для контроля глубинных параметров в процессе эксплуатации скважины (патент РФ №2270918, кл. Е 21 В 47/00, опубл. 27.02.2006 г.), включающее лебедку с каротажным кабелем, устьевое оборудование, наземную измерительную систему и скважинный приборный блок. При этом скважинный приборный блок выполнен в виде системы измерительных модулей, последовательно соединенных между собой посредством трубных секций, верхняя из которых подсоединена через переходную перфорированную камеру к низу подъемной трубы для продукции скважины, причем число модулей равно n-1, где n - число продуктивных пластов скважины. Кроме того, при эксплуатации скважины с повышенным устьевым давлением переходная перфорированная камера жестко соединена с низом НКТ, а при механизированной эксплуатации скважины переходная перфорированная камера закреплена на нижнем конце НКТ под приемом насоса.
Недостатками данного устройства являются сложности со спуском прибора в эксплуатируемую скважину до требуемой глубины на геофизическом кабеле из-за наличия глубинно-насосного оборудования и наличия искривленности профиля скважины даже при одновременном спуске с насосно-компрессорными трубами и насосом, значительные затраты времени на совместные спуско-подъемные операции данного устройства и глубинного оборудования, отсутствие возможности измерения гидродинамических свойств призабойной зоны пласта и оптических свойств нефти, низкая достоверность измерения скважинных параметров как при однопластовом, так при многопластовом эксплуатационном объекте.
Известно устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины (патент РФ №2581852, кл. Е21В 47/06, опубл. 20.04.2016 г.), включающее погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием. Погружное оборудование содержит оптический датчик измерения температуры и давления, размещенный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, а наземное оборудование содержит систему обработки, контроля и хранения информации, постоянного мониторинга температуры и давления, снабженное наземным оптоволоконным кабелем, соединенным посредством герметичной муфты с погружным оптоволоконным кабелем, и включающее пост оператора и оптоэлектронный блок, обеспечивающий обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления и имеющий возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора, обеспечивающим контроль и хранение параметров мониторинга температуры и давления, при этом оптоэлектронный блок установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.
Недостатком данного устройства является отсутствие технологической возможности применения данного устройства в скважинах на нефтяных месторождениях, отсутствие возможности измерения гидродинамических свойств призабойной зоны пласта и оптических свойств нефти, дороговизна и высокие технологические требования для достоверной работы глубинного оборудования.
Известно скважинное фотометрическое устройство (патент на полезную модель РФ №122434, кл. Е21В 47/00, опубл. 27.11.2012 г.), принятое за прототип. Данное устройство состоит из корпуса, переходника, приемного, измерительного фотометрического и выкидного блоков, блока канала связи, блока питания, блока хранения данных, а измерительный фотометрический блок включает источник светового излучения, монохроматор, прободержатель и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, первичной обработки и передачи данных на поверхность для аппроксимации с геолого-промысловыми данными, при этом приемный блок содержит фильтр с возможностью исключения попадания механических примесей в устройство, а в фотометрическом блоке внутренняя поверхность прободержателя выполнена с возможностью предотвращения смачивания скважинной жидкостью, причем устройство включает термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры.
Недостатком данного устройства является отсутствие возможности выполнения гидродинамических исследований в скважине с замером давления и изменения давления в динамике, а также обводненности скважинной продукции. Кроме того, использование в нижней части устройства приемного блока требует дополнительного оборудования для принудительной подачи исследованной нефти наверх в выкидную линию. А также в конструкции устройства отсутствуют система дистанционной передачи результатов измерений на поверхность и система подачи жидких химических реагентов на забой скважины для предупреждения осложнений при эксплуатации с целью увеличения межремонтного периода работы скважины.
Технической задачей полезной модели является повышение эффективности подготовки проб скважинной жидкости к исследованию для определения и регистрации их оптических параметров в заданном интервале длин волн, наличие возможности измерения основных гидродинамических параметров на забое скважины (давления, изменения давления в динамике, температуры, изменения температуры в динамике), кроме того, осуществление измерения обводненности скважинной продукции, а также обеспечение дистанционной передачи результатов измерений на поверхность и доставки на забой жидкие химические реагенты и составы для предупреждения осложнений при эксплуатации скважины.
Поставленная техническая задача решается предлагаемым комплексным скважинным фотометрическим устройством.
Устройство содержит корпус, в котором размещены соединенные между собой переводник, приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей перед исследованием, измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель с внутренней поверхностью несмачиваемой скважинной жидкостью и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры, а также выкидной блок.
Новым является то, что устройство включает блок гидродинамических измерений с датчиком тензопреобразователем избыточного давления и температуры.
Новым является то, что устройство включает влагомер, установленный в блоке гидродинамических измерений в виде датчика фиксирующего электрическую емкость скважинной жидкости.
Новым является и то, что приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей размещается в верхней части корпуса и включает систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды, а выкидной блок размещается в нижней части корпуса и включает систему дистанционной передачи результатов измерений.
Новым является также и то, что устройство включает бронированный капиллярный трубопровод, жестко закрепленный к корпусу прибора, для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов.
При фонтанном способе эксплуатации устройство может быть спущено в скважину на жестком каротажном кабеле или колонне НКТ. При механизированном способе эксплуатации устройство устанавливается непосредственно под насос.
Предлагаемое комплексное скважинное фотометрическое устройство поясняется чертежом на фиг. 1.
Устройство (фиг. 1) имеет специальный корпус, в котором размещены соединенные между собой следующие основные элементы: 1 - переводник; 2 - приемный блок с фильтром для очистки скважинной жидкости от механических примесей перед исследованием и систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды; 3 - измерительный фотометрический блок, включающий источник светового излучения, монохроматор, прободержатель с внутренней поверхностью несмачиваемой скважинной жидкостью и фотометрический сенсор (детектор) с возможностью определения свойств добываемой нефти в пластовых условиях, термостат с возможностью поддержания стандартной температуры измерения или определения текущей температуры исследуемой нефти для вычисления поправок на влияние температуры; 4 - выкидной блок с системой сброса, системой автоматизации, системой дистанционной передачи результатов измерений, системой хранения и системой питания; 5 - блок гидродинамических измерений с датчиком тензопреобразователем избыточного давления и температуры, а также с датчиком влагомера, фиксирующего электрическую емкость скважинной жидкости; 6 - датчик тензопреобразователя избыточного давления и температуры; 7 - датчик влагомера, фиксирующий электрическую емкость скважинной жидкости; 8 - бронированный капиллярный трубопровод, жестко закрепленный к корпусу прибора, для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов.
Приемный блок 2 включает фильтр, систему предварительного гравитационного разделения нефти от воды, поглотители воды и сепаратор газа, отводы для сброса воды и газа, дозирующую систему. Фильтр предназначен для исключения возможности попадания механических примесей в устройство. Система предварительного гравитационного разделения нефти от воды представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость с отстоем скважинной жидкости 1-2 часа и сбросом около 50% нижнего объема водонефтяной смеси в выкидную линию. Поглотители воды и сепаратор газа предназначены для дальнейшей подготовки скважинной жидкости и могут представлять собой стационарные устройства в виде гидрофобизированных мембран, адсорбентов или других устройств. Дозирующая система обеспечивает дозированную подачу подготовленной для измерений нефти в измерительный фотометрический блок 3. Для проведения измерений коэффициента светопоглощения (Ксп) в лабораторных условиях достаточно незначительное количество подготовленной нефти (0,010-0,020 грамм), что является вполне достижимым при проведении измерений и в скважинных условиях.
Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения, призму (монохроматор), прободержатель и фотометрический сенсор (детектор), а также систему термостатирования для поддержания стандартной температуры измерения. Источник светового излучения предназначен для инициализации светового пучка и подачи его в призму (монохроматор). Призма позволяет сформировать световой луч заданной длины волны и подавать его на прободержатель для определения оптических свойств исследуемой нефти в пластовых условиях. Фотометрический сенсор позволяет измерять оптические свойства нефти, а также произвести первичную обработку для передачи данных в систему хранения устройства. Далее, с помощью системы дистанционной передачи результатов измерений передает их на поверхность для аппроксимации с геолого-промысловыми данными. Внутренняя поверхность прободержателя выполнена из материала с возможностью предотвращения смачивания скважинной жидкостью.
Выкидной блок 4 является комплексным элементом устройства и состоит: из системы сброса исследованной нефти, отделенного газа и воды; системы автоматизации, системы дистанционной передачи результатов измерений, системы хранения и системы питания. Система автоматизации предназначена для автоматической работы всего устройства. Система дистанционной передачи предназначена для передачи результатов гидродинамических и оптических измерений из системы хранения на дневную поверхность по акустическому или электромагнитному каналу связи. Система хранения предназначена для сбора и первичной обработки результатов гидродинамических и оптических измерений, а также их хранения до скачивания после подъема устройства на поверхность. Система питания обеспечивает подачу электрической энергии в устройство для его бесперебойной работы и может быть оснащена стабилизатором напряжения, силовым трансформатором, аккумуляторным отсеком с химическими источниками энергии и другими устройствами электрической схемы.
Блок гидродинамических измерений 5 включает датчик тензопреобразователя избыточного давления и температуры 6, а также датчик влагомера 7, фиксирующий электрическую емкость скважинной жидкости. Данный блок предназначен для выполнения гидродинамических исследований в скважине с замером давления, изменения давления в динамике, температуры, изменения температуры в динамике, а также для определения обводненности скважинной продукции.
Бронированный капиллярный трубопровод 8 предназначен для подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов. Применение комплексного скважинного фотометрического устройства с бронированным капиллярным трубопроводом 8 рекомендуется использовать в скважинах на месторождениях, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений на глубиннонасосном оборудовании. Для использования данной модификации устройства необходимо применение установки дозирования реагентов на устье скважины.
Комплексное скважинное фотометрическое устройство работает следующим образом.
Переводник 1 для соединения с колонной НКТ, либо с патрубком ниже глубиннонасосного оборудования или с геофизическим кабелем используется при спуске устройства в скважину на колонне НКТ или непосредственно под насос. Продукция из скважины поступает в приемный блок 2 (на фиг. 1 обозначено стрелкой), проходит через фильтр для очистки скважинной жидкости от механических примесей, далее с помощью системы предварительного гравитационного разделения нефть отделяется от воды, а конечная подготовка осуществляется путем полного обезвоживания и сепарации. Далее, подготовленная нефть поступает в измерительный фотометрический блок 3, где происходит собственно измерение необходимых оптических параметров.
Измерительный фотометрический блок 3 включает источник светового излучения, свет которого проходит через призму (монохроматор) для формирования светового луча заданной длины волны. Монохроматический световой луч света направляется через исследуемую нефть, заключенную в прободержатель и попадает в фотометрический сенсор (детектор). Рабочая длина прободержателя регулируется автоматически вплоть до создания сверхтонкой пленки исследуемой жидкости для точности определения оптических свойств исследуемой нефти. Монохроматический свет проходит через нефть, частично отражается и частично поглощается, интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором (детектором). В конструкцию измерительного фотометрического блока 3 устройства включен термостат для поддержания стандартной температуры измерений оптических свойств нефти. Источник светового излучения должен позволять создавать широкий спектральный диапазон электромагнитного излучения: длина волны 400-900 нм рекомендуется для нефти с низкой плотностью, длина волны 400-500 нм - для нефти с высокой плотностью. Источник светового излучения имеет функцию автоматизированного подбора в тестовом режиме спектрального диапазона электромагнитного излучения и рабочей длины прободержателя.
В выкидной блок 4 в режиме реального времени поступают результаты оптических измерений, а также данные гидродинамических измерений и полученные значения запоминаются в модуле памяти системы хранения для обработки и хранения. Затем, с помощью модуля связи системы дистанционной передачи, результаты измерений передаются на поверхность во внешний программный комплекс для корреляции с характеристиками работы скважин и другими показателями разработки месторождения. После анализа результатов измерений, внешний программный комплекс осуществляет также обратную связь с устройством и глубиннонасосном оборудованием, находящимся в скважине, для коррекции режима и параметров его работы. Также, нефть после исследований из измерительного фотометрического блока 3 вместе с отделенным газом и водой из приемного блока 2 подается в выкидной блок 4 и утилизируется в скважинное пространство через систему обратных клапанов (на фиг. 1 обозначено стрелкой).
Блок гидродинамических измерений 5 может работать параллельно с измерительным фотометрическим блоком 3 и позволяет выполнять различные гидродинамические исследования в зависимости от текущего режима эксплуатации добывающей скважины (индикаторные диаграммы, кривые восстановления давления, гидропрослушивание), а также проводить оценку обводненности скважинной продукции с использованием датчика влагомера 7.
Бронированный капиллярный трубопровод 8 используется на месторождениях, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений на глубиннонасосном оборудовании, с целью подачи реагентов в скважину от устьевой установки дозирования реагентов. Применение комплексного скважинного фотометрического устройства с бронированным капиллярным трубопроводом 8 возможно только с установкой дозирования реагентов на устье скважины.
Данное устройство позволяет проводить непрерывные комплексные исследования пластовых флюидов и состояния призабойной зоны пласта непосредственно в скважинной среде, обеспечивать достоверные и корректные результаты измерений за счет системы автоматизации исследований и получать надежные данные о пластовой системе в режиме реального времени.
Техническим результатом устройства является повышение эффективности и рентабельности эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях, увеличение межремонтного периода эксплуатации добывающих скважин за счет получения наиболее полной и достоверной информации о продуктивном пласте и добываемом флюиде, увеличение сроков эксплуатации глубиннонасосного оборудования за счет возможности оперативной подачи необходимых химических реагентов на забой скважины по результатам проведенных измерений.