Прибор для определения дебита нефти в обводненных скважинах

Прибор для определения дебита нефти в обводненных скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

>,, „Ю.,НАЯ

°, 1 ф 1 .СКАИ

«р,,н ека беюз Ссеетскнх

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 12.01.77 (21) 2442344/22-03 с присоединением заявки Уев (23) Приоритет (51) М. Кл

Е 21В 47/10

Государственный комитет (43) Опубликовано 07.10.80. Бюллетень Ко 37 (53) УДК 622.245 (088.8) т45т Дата опубликоваыия описания 07.10.SCI, ло делам изобретений н открытий (72) Авторы изобретения (71) Заявитель

В. М. Попов и В. Б. Черный

Всесоюзный научно-исследовательский и проектноконструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (54) ПРИБОР ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТИ

В ОБВОДН ЕН Н ЫХ СКВАЖИ НАХ

Изобретение относится к скважинным геофизическим приборам и предназначено для исследования обводненных скважин, в том числе и при наличии застойной воды.

Изобретение может быть применено в нефтедобывающей промышленности, а также в других отраслях народного хозяйства, где необходимо определять дебит более легкого компонента в смеси нескольких жидких сред. 10

Известные турбинные дебитомеры имеют пороги чувствительности не менее

1 — 2 т/сут. Фактические же значения порога чувствительны, в условиях двухфазной жидкости (нефть с водой) еще выше, до

5 — 10 т/сут. Поэтому задачи выявления интервалов с дебитами ниже 1 — 2 и до

0,3 т/сут (граничное значение промышленно важных притоков) до сих пор не решаются и такие интервалы не выявляются.

При дебитах, больших порога чувствительности, погрешности турбинных дебитомеров оцениваются по воде в 2,5 — 5о/о. Погрешности дебита двухфазной жидкости (нефть с водой) этими приборами, особенно при малых дебитах (до 25 — 30 м /сут), значительно выше и доходят до 70 /о. Поэтому определение дебита нефти и воды в таких условиях данными приборами приводят к такой же погрешности. В условиях зо поступления нефти под уровень застойной воды погрешность измерения дебита еще больше, т. е. современные средства измерения дебита и состава жидкости при малых дебитах в обводненных и с застойной водой скважинах не позволяют определить с достаточной точностью дебит отдельных фаз (нефти, воды) флюида, поступающего из пласта, Известная аппаратура содержит датчик состава типа гамма-плотностномера или влагомера и абсолютный пакер. Прибор устанавливают в скважине на определенной глубине и перекрывают ее сечение с помощью пакера. Объем, ограниченный пакером, обсадной колонной и устьем отводной трубы, образует «ловушку», в которой накапливается нефть. В этой зоне установлен датчик состава. Вода, поступающая из пластов и вытесняемая из «ловушки» нефтью, отводится через отводную трубу выше пакера (1).

Недостатком такой аппаратуры является низкая точность определения дебита в тех скважинах, где цементное кольцо в интервале перфорации не герметично, а также где дебиты высокие (из-за малой надежности абсолютного пакера и возможности подброса прибора).

«...« ъ ,э ф«

«« «« . °,!pp>

768949

Известен прибор для измерения дебита, измерительный зонд которого выполнен с радиально подвижными стенками, а внутри него размещены центратЬры, при этом измерительный зонд выполнен из эластичного материала, смонтированного на подвижных рычагах (2).

Это устройство предназначено только для измерения высоких дебитов флюида.

Низкие же значения дебитов нефти, близкие к нижнему пределу промышленно рснтабе.чьных дебитов, устройство не измеряет.

Цсль изобретения — повышение точности измерения дебита нефти в интервале перфорации обводненных скважин с негерметичным цементным кольцом за обсадной колонной.

Поставленная цель достигается тем, что цилиндр выполнен с окнами для сообщения полости пакера со скважинным пространством и образует со стволом кольцевую камеру, в которой установлен поршень, причем ствол выполнен с выступом для взаимодействия с цилиндром.

На фиг. 1 показан предлагаемый прибор в рабочем состоянии; на фиг. 2 — разрез

А — А фиг. 1; на фиг. 3 — узел 1 фиг. 1.

Конструктивно прибор выполнен как скважинный снаряд и состоит из корпуса

1, привода 2, датчика 3 состава, цилиндра

4, рычагов 5 и 6, осей 7, пакера 8, поршня

9 с уплотнением 10 и пружины 11. Рычаги 6 состоят из двух частей, между которыми зажат пакер 8. Корпус 1 и рычаги 5 и 6 образуют ствол прибора. В рабочем состоянии рычаги 5 и 6, соединенные осями 7 с цилиндром 4 и корпусом 1 с натянутым на них пакером 8, образуют камеру для сегрегации нефти и воды и являются центратором. Цилиндр 4 со стволом образует кольцевую камеру, а с поршнем 9 и уплотнением 10 — управляемый выпускной клапан, который служит для разобщения полости камеры для сегрегации нефти и воды с вышерасположенными интервалами.

В конструкции прибора применен датчик

3 состава, например типа гамма-плотностномера или влагомера. Камера для сегрегации нефти и управляемый выпускной клапан представляют собой измерительный узел прибора. Корпус прибора служит для монтажа в его герметичной полости электронной схемы прибора и привода 2, управляющего камерой для сегрегации нефти и воды и клапаном. Измерительный узел прибора служит для накопления в нем нефти, отвода из него в верхние интервалы и центрирования прибора относительно оси скважины, Поперечное сечение камеры представляет собой многоугольник (в конструкции прибора четырехугольник), число сторон которого может изменяться путем установки или съема рамки, образованной двумя рычагами 5 и 6, соединенными ося5

05 ми 7, с цилиндром 4 и корпусом 1. Такая конструкция камеры при перемещении прибора в интервал исследования создает значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем в ранее предложенном приборе с абсолютным пакером. Это значит, что в интервале исследования с негерметичным цементным кольцом уже большая часть нефти, поступающей из пласта, будет попадать в ствол скважины (значит и в измерительный узел прибора, что повышает точность определения дебита нефти, поступающей нз пластов) . Прп абсолютном пакере наоборот — большая часть нефти могла проходить по каналам в цементном кольце. Малое гидравлическое сопротивление заявляемого прибора позволит исследовать также и более высокодебитные интервалы и скважины без опасности подброса прибора. Датчик состава 3 служит для контроля заполнения нефтью камеры для сегрегации нефти и воды, Контролируемый объем камеры ограничен внутренней стенкой камеры для сегрегации нефти и воды, корпусом 1, проходящим через эту камеру и двумя горизонтальными плоскостями (на фиг. 1 положение Б и положение В), распо.чоженными относительно друг друга на расстоянии, равном (вдоль этой камеры) измерительной базе датчика 3 состава. Сбе эти плоскости располагаются ниже выпускного клапана и выше открытого нижнего конца камеры для сегрегации нефти и воды.

Прибор работает следующим образом.

Прибор опускают в скважину на глубину, где предполагают проводить исследования. По команде с поверхности включают привод 2 управления камерой для сегрегации нефти и воды, который перемещает цилиндр 4 и пружину 11 вниз. При перемещении цилиндра 4 рычаги 6 перемещаются от оси к стенкам скважины и перемещают пакер 8. Когда цилиндр 4 упирается своим нижним торцом, выполненным в виде трех стоек в выступ корпуса 1, в этот момент рычаги 6, восприйимающие перемещение цилиндра 4, занимают наиболее удаленное от оси прибора положение и натягивают пакет 8 камеры для сегрегации нефти и воды, а поршень 9 занимает в цилиндре 4 положение выше окон Г, Поэтому нефть, попадающая в камеру для сегрегации нефти и воды через окно Г, выносится в интервалы, расположенные выше камеры для сегрегации нефти и воды. При дальнейшем перемещении поршня 9 вниз он занимает в цилиндре положение ниже окон Г и разобщает полость камеры для сегрегации нефти и воды с интервалами, расположенными выше нее, а пружина 11 при этом еще сильнее прижимает цилиндр

4 к выступу корпуса 1. Капли нефти, поступающие из нижних интервалов и попадающие в камеру для сегрегации нефти и

768949 воды, под действием подъемной силы всплывают и накапливаются в ее верхней части, а вода, вытесняемая нефтью из этой камеры через нижний открытый конец ее между стенкой скважины и стенкой камеры, направляется с водой из нижних интервалов и нефтью, не попавшей в камеру, в интервал, расположенный выше камеры.

При протяжке ленты каротажного фоторегистратора от вспомогательного привода записывают (регистрируют) выходной сигнал датчика 3 состава как функцию времени. Раскрытие камеры для сегрегации может быть осуществлено и без управляемого привода за счет упругих сил пружины 11. В этом случае, для лучшего спуска и подъема прибора, необходимо рычаги 5 выполнить большей длины и чтобы они имели меньший угол наклона к оси прибора в рабочем состоянии, чем с управляемым приводом.

В результате применения предлагаемого изобретения повышается точность определения дебита нефти в интервале перфорации с негерметичным цементным кольцом за колонной, повышается точность выделения интервалов отдающих (поглощающих) нефть. Это повышает технологическую изученность исследуемых скважин, позволяет эффективно проводить интенсификацию добычи и увеличить объем добываемой нефти, в первую очередь за счет вовлечения низкодебитных интервалов. Достоверная информация о дебите нефти отдельных пластов и скважин в целом позволит ппоизводить разработку нефтяного месторождения на оптимальном режиме. Кроме того, увеличивается число скважин и интервалов, которые можно эффективно исследовать геофизическими методами, т. е. привлечь к обоснованному подсчету запасов и низкодебитные коллекторы, что в условиях обостряющегося энергетического кризиса становится все более актуальным.

Формула изобретения

Прибор для определения дебита нефти в обводненных скважинах, содержащий ствол, пакер, один конец которого связан со стволом, а другой с цилиндром, в котором установлен поршень со штоком, измерительный узел, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, цилиндр выполнен с окнами для сообщения полости пакера со скважинным пространством и образует со стволом кольцевую камеру, в которой установлен поршень, причем ствол выполнен с выступом для взаимодействия с цилиндром.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Орехов О. Р, Нефтяная и газовая промышленность. Киев, «Техника», № 6, 1973.

2. Авторское свидетельство СССР № 197473, кл. Г 21В 47/10, 09.06.67 (прототип) .