СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ НЕФТИ
METHOD FOR DETERMINING WATER CONTENT OF BOREHOLE OIL

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для оценки состава продукции нефтедобывающих скважинах по нефти и попутной воде. Рекомендуемая область применения изобретения - нефтедобывающие высокообводненные скважины, оборудованные глубинным электроцентробежным насосом с обратным клапаном над насосом.
Обводненность скважинной продукции на нефтяных месторождениях или содержание нефти и воды в добываемой скважинной жидкости является самой востребованной информационной величиной в нефтедобывающих предприятиях. Существует несколько методик и технологий по определению обводненности скважинной нефти, основной из которых является отбор устьевых проб скважинной жидкости объемом 0,4-1,5 литра и определение в лабораторных условиях содержания в такой пробе доли нефти и воды. При гравитационном разделении скважиной продукции перед пробоотборной точкой на прослои с различным содержанием нефти и воды существует вероятность несоответствия отобранной пробы составу скважинной продукции, транспортируемой по выкидной линии (ВЛ) устья скважины.
Известны два решения обозначенной проблемы. Можно добиться гомогенности скважинной продукции в ВЛ перед штатным устьевым пробоотборником согласно требованиям пункта 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб (Изд-во стандартов, 2001. - 25 с.).
Второе направление - это определение обводненности добываемой нефти непосредственно во внутренней зоне колонны лифтовых труб (колонны насосно-компрессорных труб - НКТ). Например, известно изобретение по патенту РФ №2533468 «Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом» (опубл. 20.11.2014), по которому после гравитационного отстаивания межфазные уровни идентифицируются с помощью акустических датчиков, заблаговременно установленных в колонне НКТ выше электроцентробежного насоса. По методу существует необходимость остановки скважины на период гравитационного перераспределения флюидов в колонне лифтовых труб.
В качестве прототипа нами рассматривается патент РФ на изобретение №2520251 «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 20.06.2014), согласно которому колонна нососно-компрессорных труб скважины рассматривается как гигантский сосуд-пробоотборник, в котором пластовая продукция расслаивается на воду, нефть и газ. Нефть и вода остаются в колонне НКТ, а попутный газ постепенно стравливается через пробоотборник в лубрикаторе на устье скважины. Способ имеет такой же недостаток, что и по патенту №2533468 - необходимо время до 24 часов для достижения полного расслоения скважинной продукции на нефть и воду. Этот осуществляется только при остановке работы скважины, что, в свою очередь, означает образование потерь в добыче нефти.
Технической задачей по заявляемому изобретению является обеспечение более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.
Техническая задача выполняется следующим образом. В способе определения обводненности скважинной нефти, заключающемся в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости, предварительно над глубинным насосом устанавливают обратный клапан, после остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного, несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб, путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли, при этом давление в трубопроводной линии путем штуциирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации.
Практика эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками электроцентробежных насосов, продукция которых является высокообводненной нефтью, показывает, что уровень жидкости в колонне НКТ стабилизируется в течение нескольких минут, а перевод жидкости из колонны НКТ в емкость на устье скважины занимает не более трех часов даже при малой производительности электроцентробежного насоса.
Схема скважины с УЭЦН с необходимым поверхностным оборудованием для реализации измерения обводненности добываемой нефти согласно изобретению приведена на чертеже. Условно обозначены позициями следующие элементы: 1 - колонна лифтовых труб, 2 - обратный клапан, 3 - электроцентробежный насос, 4 - вентиль для стравливания газа, 5 - уровнемер типа Микон-101 или Судос, 6 - манометр, 7 - регулируемый штуцер, 8 - патрубок для слива жидкости в емкость, 9 - емкость для сбора скважинной продукции, 10 - задвижка на выкидной линии скважины, 11 - расходомер (счетчик жидкости).
Технология измерения обводненности скважинной нефти заключается в следующем.
1. К скважине с УЭЦН и обратным клапаном 2 устанавливают вертикальную емкость 9 с постоянным сечением по высоте. Работу глубинного насоса останавливают.
2. Задвижку 10 закрывают, а вентиль 4 открывают с тем, чтобы понизить давление в колонне НКТ до атмосферного и выпустить весь дегазированный из нефти попутный газ.
3. Известно, что основной объем попутного нефтяного газа находится после глубинного насоса в растворенном состоянии в нефти, поэтому благодаря малой доле нефти в скважинной продукции происходит быстрое всплытие основной массы нефти в верхнюю часть колонны НКТ и последующая после этого усадка нефти из-за выпуска попутного нефтяного газа из нефти. Этот процесс контролируют с помощью уровнемера с акустическим принципом действия типа Микон-101 или Судос.
стат
ж
ж
4. После стабилизации статического уровня Н на неизменной величине определяют объем жидкости V, находящийся в колонне НКТ, запускают в работу глубинный насос 3 и жидкость из колонны лифтовых труб 1 переводят для дальнейшего гравитационного разделения в емкость 9. Перед этим вентиль 4 закрывают, а задвижку 10 открывают. Прохождение необходимого объема V в емкость 9 определяют по расходомеру 11.
5. Весь период перевода жидкости из колонны лифтовых труб в емкость 9 давление в выкидной линии между задвижкой 10 и штуцером 7 поддерживают таким, каким оно было при штатной работе глубинного насоса скважины. Этот процесс осуществляется с помощью плавного приоткрытия или прикрытия штуцера 7.
Благодаря штуциированию и работе скважины как в штатном режиме эксплуатации минимизируется погрешность при определении обводненности скважинной нефти. При отсутствии штуцера на устье скважины давление на выходе электроцентробежного насоса будет меньшим на величину устьевого давления, чем при штатной эксплуатации системы «пласт-насос». Это приведет к росту производительности глубинного ЭЦН на определенную величину, что, в свою очередь, может привести к опережающему движению капель нефти относительно общего потока и увеличению доли нефти в жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб. В итоге без имитации работы скважины штатному режиму может произойти завышение доли нефти в скважинной продукции (снижение обводненности добываемой нефти).
Рассмотрим реализацию изобретения на примере нефтедобывающей скважины со следующими исходными данными:
- ∅ колонны лифтовых труб (колонны НКТ) - 73 мм; внутренний D=62 мм;
- обратный клапан установлен над насосом на глубине Н=1000 м;
3
- фактическая режимная производительность глубинного ЭЦН Q=48 м/сут;
- обводненность скважинной нефти по устьевым пробам - 88-89%.
На скважине проведены следующие работы со следующими результатами:
00
1. Скважина остановлена в 12 на измерение обводненности добываемой нефти путем остановки глубинного электроцентробежного насоса.
ст
2. В течение 30 минут уровень жидкости в колонне НКТ при открытом вентиле 4 стабилизировался на уровне Н=53 м. Такой уровень соответствует объему жидкости в колонне лифтовых труб:
3
3. Путем пуска глубинного ЭЦН в работу через расходомер 10 по патрубку 8 в емкость 9 пропускают 2,86 м нефти и воды из колонны лифтовых труб 1. При заполнении емкости 9 давление перед штуцером поддерживается на уровне 1,2 МПа - величине, соответствующем рабочему давлению на ВЛ при режимной эксплуатации глубинного насоса.
4. В начальной стадии заполнения емкости 9 в поток скважинной продукции добавляется маслорастворимый деэмульгатор марки Рекод-758 в объеме 70 грамм.
3
5. Продукция из колонны лифтовых труб в объеме 2,86 м оставляется в покое в емкости 9 на 20-24 часа для полного гравитационного отстаивания. Разделению способствует относительно высокая температура в 21°С (летнее время года) и действие деэмульгатора.
После заполнения емкости 9 скважина пускается в эксплуатацию в штатном режиме.
нефти
общ
в
6. Через сутки с помощью пробоотборника по патенту РФ на изобретение №2452933 определяется толщина слоя нефти над водой Н=14,4 см при общей высоте столба жидкости в емкости 9 Н=110 см. Высота водной части отобранной скважинной жидкости равна Н=110-14,4=95,6 см. Искомая обводненность скважинной нефти равна
Измеренная по описанной технологии обводненность оказалась ниже обводненности добываемой нефти, определенной по устьевым пробам. Это можно объяснить наличием гравитационного разделения скважинной продукции в выкидной линии в зоне отбора пробы.
В отличие от прототипа (изобретение №2520251) для определения обводненности добываемой нефти нет необходимости вывода скважины из эксплуатации на сутки, это исключает потери в добыче нефти. К тому же разделение скважинной нефти в емкости с большой межфазной поверхностью и при наличии деэмульгатора происходит за более короткий временной интервал и с большим качеством. Проба нефти, отобранная со средней части нефтяной части жидкости в емкости 9, показала в лабораторных условиях наличие воды не более 0,5%.
Измерение объема скважинной продукции в колонне лифтовых труб с дальнейшим переводом этого объема в емкость возле устья скважины для дальнейшего исследования его компонентного состава является основной сущностью заявляемого изобретения. Такое техническое решение, по мнению авторов, соответствует критериям «новизна» и «существенное отличие».