Способ замера дебита скважины с получением параметров добываемой продукции по фазам

(51) 01 1/00 (2006.01) 01 15/075 (2006.01) 21 47/10 (2006.01) 21 43/12 (2006.01) МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ исследований скважин, и может быть использовано для определения допустимых параметров производительности скважины без процессов разрушения скелета продуктивной части пласта. Для получения максимальной информации от проведения исследований дебита скважины, таких как, фракционный состав продукции скважины,включая твердую фазу КВЧ в режиме реального времени в способе замера дебита скважины с получением параметров добываемой продукции по фазам, дополнительно производят замер твердой фазы (количества взвешенных частиц - КВЧ) поточным способом, а замер твердой фазы КВЧ производят с использованием электронных поточных измерителей.(72) Антоников Алексей Владимирович Игнатенко Александр Владимирович Кибиткин Павел Павлович(54) СПОСОБ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИНЫ С ПОЛУЧЕНИЕМ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ ПО ФАЗАМ Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений,в частности к способу гидродинамических исследований скважин, и может быть использовано для определения допустимых параметров производительности скважины как сепарационным,так и не сепарационным способами, позволяющих контролировать процессы разрушения скелета продуктивной части пласта. Известен Способ измерения дебита нефтедобывающих скважин,включающий автоматическое подключение скважин к буллиту для накопления водонефтяной жидкости и истечение ее из буллита через турбинный счетчик с установленным расходом, в котором для каждой скважины после начала измерения определяют интервал 1 времени появления первого импульса,соответствующий циклу измерения турбинного счетчика, и на основании анализа интервала 1 устанавливают продолжительность времени измерения какизмеренных интервалов 1, при этом числовыбирают в зависимости от необходимой точности измерения так, чтобы начало накопления жидкости в буллите и окончание процесса измерения были синхронизированы ( 2248526 С 2 МПК 7 01 1/00, 01 15/075, Е 21 В 47/10, публ.20.03.2005). Указанный вид исследований информативен только в области получения общего дебита добывающей скважины, что не дает полной картины по ее производительности и условий ее оптимальной работы. Не возможно определение дебита по нефти, газу, твердой фракции, и условия получения максимального дебита без разрушения скелета продуктивной части пласта. Известен Способ определения дебита продукции скважин,включающий последовательное подключение скважин на замер,сепарацию продукции скважины и накапливание жидкости в измерительной емкости при открытой линии отвода газа и закрытой линии отвода жидкости, измерение температуры и давления,перекрытие линии отвода газа и увеличение давления в емкости, открытие линии отвода жидкости и газа с замером расхода жидкости и времени определения дебита, в котором, при закрытой линии отвода жидкости и перекрытой линии отвода газа, определяют прирост давления и фиксируют время работы емкости с перекрытой линией отвода газа. При этом объем газа,поступившего из скважины вместе с жидкостью,определяют по разнице произведений прироста давления на свободный от жидкости объем емкости и конечного давления на объем жидкости,поступившей в емкость за время работы с перекрытыми линиями отвода жидкости и газа ( 2355883 С 2 МПК Е 21 В 47/10, публ. 20.05.2009). Данное изобретение по сравнению с предыдущим позволяет определить в продукции скважины составляющую по газу, и жидкости, но не позволяет определить составляющую нефти, а также и твердой фазы, по количеству которой определяют условия получения максимального дебита без разрушения скелета продуктивной части пласта. Известен Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий постоянный процесс разделения нефте-водо-газовой смеси на компоненты (продукты разделения). Вначале отделяют газовую фазу от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем происходит разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле,и повторяющийся цикл измерения,включающий последовательно сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым пузырем, вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, в котором измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность,жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду,интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, измеряют, отдельно, последовательно их мгновенные объемные и массовые расходы, и общей порцией заданной величины сбрасывают в общую линию, при этом вычисляют их плотности для идентификации жидкости по плотности при учете добычи,причем остатки газовой фазы,выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию(23517571 МПК Е 21 В 47/10 (2006.01. Данное изобретение по сравнению с предыдущим позволяет определить в продукции скважины составляющую по газу, жидкости, нефти,но не позволяет определить составляющую твердой фазы, и условия получения максимального дебита без разрушения скелета продуктивной части пласта. Технической задачей предлагаемых гидродинамических исследований скважин, как Способ замера дебита скважины с получением параметров добываемой продукции по фазам является продление жизненного цикла устойчивого процесса нефтеотдачи скважин при продлении срока работоспособности оборудования. Техническим результатом предлагаемого способа является получение максимальной информации от проведения гидродинамических исследований скважины, таких как, фракционный состав продукции скважины (нефть, вода, газ, твердая фаза), в режиме реального времени. Контроль количества частиц твердой фракции позволяет определять условия получения максимального дебита без разрушения скелета продуктивной части пласта. Это, в свою очередь, позволит наиболее точно определить точку начала разрушения скелета проницаемой части пласта, а значит, условия достижения максимального дебита скважины без разрушения скелета и продлить время эксплуатации скважины. Ведь разрушение скелета продуктивной части пласта приводит к резкому ухудшению его коллекторских свойств, и как следствие, к резкому снижению добываемой продукции. Так же при высокой концентрации твердой фазы в продукции скважины происходит ускоренный износ скважинного оборудования (погружной насос,насосно-компрессорные трубы, эксплуатационная колонна, фонтанная арматура, транспортный трубопровод от скважины до пункта сбора), что приводит к значительному увеличению капитальных затрат на их ремонт и замену. Технический результат достигается за счет того,что в способе замера дебита скважины с получением параметров добываемой продукции по фазам,включающим постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты сначала производят разделение жидкой и газовой фазы,затем производят разделение водной и нефтяной фаз, при этом дополнительно производят замер твердой фазы (количества взвешенных частиц КВЧ) поточным способом, а замер твердой фазы КВЧ производят с использованием электронных поточных измерителей, например, типа . При этом производят замер твердой фазы (количества взвешенных частиц - КВЧ) поточным способом с использованием электронных поточных измерителей как при сепарационном, так и не сепарационном способах. Причем,при сепарационном способе электронные поточные измерители монтируются до сепаратора, а при не сепарационном способе место расположения электронного поточного измерителя не имеет особого значения. Все указанные существенные отличительные признаки направлены на достижение технического результата предлагаемого способа, а именно при замере продукции скважины в полном объеме с использованием трехфазной замерной установкой производят замер твердой фазы с обязательным использованием поточного измерителя КВЧ(количества взвешенных частиц), для определения точки начала разрушения продуктивной части коллектора, что позволяет, в отличие от приведнных аналогов и прототипа, получить информацию по определению точки начала разрушения скелета продуктивной части пласта. Таким образом, изобретение отвечает условию единства изобретательского замысла и обладает изобретательским уровнем. Способ осуществляется следующим образом Замер дебита нефти, воды, газа и твердой фазы проводится для определения фракционного состава продукции скважины (нефть, вода, газ, твердая фаза), газового фактора и условия получения максимального дебита без разрушения скелета продуктивной части пласта. При производстве работ с использованием сепаратора поточный измеритель КВЧ монтируется перед трехфазной замерной установкой в общем потоке жидкости. При производстве работ без сепаратора, установку КВЧ можно монтировать на произвольном участке потока. Замер КВЧ в обоих случаях производится непрерывно в течение всего исследования, на основании чего строится диаграмма изменения КВЧ во времени, и в зависимости от дебита жидкости. Максимально допустимое кол-во КВЧ, определяется для каждого пласта в лабораторных условиях при анализе керна. Для оборудования в стандартном исполнении в среднем максимально допустимое КВЧ - до 15 мг/л,в спец исполнении до 30 мг/л., либо согласно технической документации на оборудование. Работы производятся в следующем порядке Производится монтаж трехфазной установки и поточного датчика КВЧ. На устье исследуемой скважины устанавливают электронный устьевой манометр типа УМТ или ЭУМ, предварительно синхронизировав время запуска манометра и компьютера. Интервал записи устанавливают равным 2 минутам. Собираются входная и выкидная линии с использованием гибких трубопроводов, шарнирных колен и, при необходимости, металлических труб. Собранные трубопроводы опрессовываются на рабочее давление. Затем давление подают на установку и опрессовывают всю систему в целом. Приступают замерам дебита. Снимают показания манометра на буфере и заносят его в журнал с указанием времени. В дальнейшем периодически контролируют буферное давление, чтобы быть уверенным, что скважина работает на установившемся режиме. В процессе замеров отслеживают значения всех параметров. По окончанию замеров формируют файлы циклических и суточных отчетов Снимают со скважины и извлекают информацию в компьютер, формируя файл замера давления и температуры. После окончания последнего цикла переводят поток исследуемой скважины в нефтесборный коллектор, закрывают входной трубопровод установки, закрыв соответствующую задвижку. Проводят демонтаж трехфазной установки и поточного датчика КВЧ. Проводят обработку результатов, определяют параметры фракционного состава добывающей продукции, газовый фактор, КВЧ. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ замера дебита скважины с получением параметров добываемой продукции по фазам,отличающийся тем, что производят замер твердой фазы (количества взвешенных частиц -КВЧ) поточным способом. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что замер твердой фазы КВЧ производят с использованием электронных поточных измерителей. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сепарационном способе замер количества взвешенных частиц поточным способом производят до сепарации.