способ определения объема нефти, добываемой за цикл работы низкопродуктивной скважиной, эксплуатирующейся периодическим газлифтным способом

Формула изобретения

Способ определения объема нефти, добываемой за цикл работы низкопродуктивной скважиной, эксплуатирующейся периодическим газлифтным способом, характеризующийся тем, что открытием задвижек и спуском давления из насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в шлейф скважины производят уравнивание давления и уровней жидкости в обоих объемах, измеряют уровень жидкости в скважине, закрывают задвижки и закачивают газ от скважины-донора в затрубное пространство исследуемой скважины, пускают скважину в работу, установленным на устье диэлькометром отслеживают физический состав добываемой смеси, при переходе в чисто газовый режим работы скважину останавливают, при этом определяют время работы скважины в газонефтяном режиме, уравнивают давление в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве с давлением в шлейфе скважины, измеряют уровень жидкости в скважине и рассчитывают добытый объем как произведение разности уровней жидкости на площадь внутреннего сечения обсадной колонны без поперечного сечения стенок насосно-компрессорных труб.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации месторождений жидких полезных ископаемых и геофизики.

Целью изобретения является определение объема нефти, добываемой за цикл работы низкопродуктивной скважиной, эксплуатирующейся периодическим газлифтным способом. Поставленная цель достигается тем, что перед каждым измерением уровня стравливанием давления из насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в шлейф скважины, где всегда поддерживается стабильное давление, не только уравнивают уровни жидкости в насосно-комрессорных трубах и затрубном пространстве, но и оба измерения уровня (до и после добычи порции нефти) ведутся в одних и тех же барических условиях, а также непрерывным контролем за физическим составом добываемой смеси, что позволяет отключить скважину сразу после прекращения истечения газонефтяной смеси и перехода на чисто газовый режим. Благодаря измерению в одних и тех же условиях различие уровней (уровень, измеряемый в насосно-компрессорных трубах, равен и уровню в затрубном пространстве) в точности пропорционально отобранному объему, а своевременное прекращение работы гарантирует отбор только из скважины. Точность определения добытого объема зависит практически от точности измерения уровня жидкости в скважине, который современными приборами (например, диэлькометрическим влагомером) может быть измерен с точностью до 10 см. Скважинные диэлькометрические влагомеры [1, стр.94] снабжены цилиндрическим проточным конденсатором и измеряют диэлектрическую проницаемость смеси, заполняющую данную полость. Если прибор помещен в скважину, в измерительной полости оказывается смесь, находящаяся в данный момент на данной глубине положения конденсатора. Скважинный прибор можно перемещать по глубине (например, спускать) с достаточно мелким шагом 10 см и последовательно производить измерения состава смеси в каждой точке. В таком случае при переходе из газового столба в жидкостный прибор зафиксирует резкое изменение показателей в двух последовательных точках, когда полость конденсатора будет заполнена либо газом, либо жидкостью. Возможно наличие точки (в зависимости от соотношения шага спуска прибора по глубине и длиной конденсатора) со средними между газом и жидкостью показателями в случае, если конденсатор еще не полностью погружен в жидкость. Такое резкое изменение показаний скважинного влагомера при погружении из газового столба в жидкость и позволяет использовать его и для отбивки уровней жидкости.

Применение данного способа позволяет определить и такой интересующий производственников параметр как время работы скважины газонефтяной смесью.

Способ реализуется следующим образом:

1. Открытием задвижек и спуском давления из насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в шлейф скважины производят уравнивание давления и уровней жидкости в обоих объемах.

2. После 5 - 10 минутной стабилизации измеряют уровень жидкости в скважине.

3. Закрывают задвижки и закачивают газ от скважины-донора в затрубное пространство исследуемой скважины.

4. Скважину пускают в работу в обычном объеме.

5. По показаниям диэлькометра, установленного на устье, отслеживается физический состав добываемой смеси.

6. Когда скважина переходит на чисто газовый режим работы, ее останавливают. При этом определяют время работы скважины в газонефтяном режиме.

7. Как в п.1 уравнивают давление в насосно-компрессорных трубах в затрубном пространстве.

8. Измеряют уровень жидкости в скважине.

9. Рассчитывают объем по формуле

V = H(S_обс-S_ст.нкт),

где H - разница в уровнях жидкости до начала работы скважины и после ее остановки;

S_обс - площадь внутреннего сечения обсадной колонны;

S_ст.нкт - площадь поперечного сечения стенок насосно-компрессорных труб.

Как видно из вышеизложенного, предлагаемое техническое решение позволяет повысить точность измерения отобранного объема нефти в низкодебитных скважинах и таким образом достичь положительного эффекта.

На дату подачи заявки предлагаемый способ опробован в промысловых условиях на низкодебитных скважинах Оренбургского газо-кондексатного месторождения, эксплуатирующихся периодическим газлифтным способом.

Литература:

1. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981, 212 с.