Використання: для дослідження свердловин в нафтовій промисловості. Суть винаходу: спосіб визначення питомої ваги компонентів рідини в свердловині включає вимір контрольованого параметра в процесі експлуатації свердловини, в якості якого використовують вага колони насосних труб в точці їх підвісу, періодичну зупинку видобутку рідини з свердловини, вимірювання через заданий проміжок часу ваги колони насосних труб і роздільне визначення питомої ваги флюїду і води в свердловині розрахунком за формулами, наведеними в описі винаходу. 2 мул.

Винахід відноситься до нафтової промисловості, а саме до способів дослідження свердловин, і дозволяє визначати окремо питому вагу флюїду і води в затрубному просторі свердловини.

Відомий спосіб визначення питомої ваги рідини в насосних трубах за даними навантажень в точці підвісу колони штанг, що полягає в обчисленні відношення відстані між лініями статичних навантажень, помноженого на масштаб зусиль записи дінамограмми до площі плунжера, помноженого на глибину підвіски насоса (Шаріпов А.Х. Енергетичний аналіз глубіннонасосной видобутку. Уфа, 1969, с. 13). Недоліком вказаного способу є неможливість визначення питомої ваги декількох компонентів видобувається рідини. Відомий спосіб визначення щільності рідини, заснований на визначенні виштовхує сили, що діє на поплавок, занурений в рідину (а.с. N 500493, кл. G 01 N 9/00, 1978). Недоліком вказаного способу є неможливість його застосування в свердловині. Мета винаходу розширення функціональних можливостей шляхом роздільного визначення питомої ваги флюїду і води в свердловині. Поставлена ​​мета досягається тим, що в якості контрольованого параметра використовується значення навантаження в точці підвісу колони насосних труб. Порівняльний аналіз заявляється, із прототипом показує, що заявляється спосіб відрізняється від відомого тим, що вимірюють навантаження в точці підвісу колони насосних труб і по її значенню визначають питому вагу компонентів рідини в свердловині. Таким чином, заявляється спосіб відповідає критерію "новизна". Порівняння заявляється рішення не тільки з прототипом, але і з іншими рішеннями в даній галузі техніки показало, що вони не ґрунтуються на вимірюванні навантаження в точці підвісу колони насосних труб, що дозволяє зробити висновок про його відповідність критерію "суттєві відмінності". На фіг. 1 показані: а, б, в, г схеми свердловин з різними значеннями рівня рідини; д графік залежності рівня рідини в свердловині L (t), яка викидає сили F (t) і навантаження P (t) в точці підвісу колони насосних труб. Схема містить гирлову арматуру А, датчик Б вимірювання навантаження в точці підвісу колони насосних труб, колону В насосних труб, поплавок Г, ділянку колони насосних труб Д з насосом, поплавок Е. На фіг. 1 прийняті наступні позначення: P вага колони насосних труб; F виштовхує сила; Lг довжина поплавця Г; Lд довжина ділянки Д; LЕ довжина поплавця Е; L глибина занурення колони насосних труб в рідину, м. На фіг. 2 показана блок-схема пристрою, що реалізує запропонований спосіб. Розглянемо випадок, коли продукція нафтових свердловин містить воду. У процесі тривалої безперервної відкачки рівень рідини в свердловині досягає певного значення, званого динамічним рівнем. Цей рівень тривалий час не змінюється. В свердловині при тривалій експлуатації відбувається поділ рідини на нафту (флюїд) і воду. Кордон розділу флюїду і води в свердловині завжди знаходиться на прийомі насоса. Якщо насосну установку зупинити, то рівень рідини почне підвищуватися і досягне максимально можливого значення, званого статичним рівнем. Після включення насосної установки рівень рідини досягне динамічного, і знову настане рівновага, тобто обсяг припливу рідини з пласта в свердловину буде дорівнює відбору. З фізики відомо, що на тіло, занурене в рідину, діє виштовхуюча сила, рівна вазі рідини, витісненої тілом, і спрямована вертикально вгору. Таким чином, на колону насосних труб з насосом і поплавками, вміщену в відкачують рідину, діє виштовхуюча сила F, величина якої залежить від обсягу і питомої ваги витісненої рідини. Виштовхуюча сила полегшує колону насосних труб, і чим глибше занурена колона в рідину, і чим вище питома вага цієї рідини, тим вона легше. Залежність ваги колони насосних труб (навантаження в точці підвісу) від глибини L занурення її в рідину і від питомої ваги цієї рідини можна виразити формулою: P = Pм-LS (1), де P вага колони насосних труб, зануреної в рідину, Н; Pм вага колони насосних труб, які не зануреної в рідину, Н; L глибина занурення колони насосних труб в рідину, м; S площа перерізу колони насосних труб, м2; питома вага рідини в свердловині, Н / м3. Спосіб здійснюється наступним чином. На колону насосних труб вище динамічного рівня, але нижче статичного встановлюється поплавок Г обсягом Vг, і нижче прийому насоса встановлюється поплавок Е обсягом VЕ. У сталому режимі динамічний рівень знаходиться між двома поплавками, а межа флюїду і води на прийомі насоса, тобто поплавок Е повністю занурений у воду. При цьому значення глибини L занурення колони насосних труб, що виштовхує сила F і вага колони Р будуть рівні відповідно: Lo, Fo, Po. Відключаємо насосну установку, рівень рідини в свердловині підвищується. Зростає і виштовхує сила, що діє на колону насосних труб (див. Ділянка I фіг. 1, д). Графіки виштовхує сили F (t) і навантаження P (t) на ділянці I відповідно мають вигляд: F k1t (2), P Pм k1t (2 "), де k1 коефіцієнт пропорційності, k1 = Sд фL (t);
Sд площа перетину ділянки Д, м2;
ф питома вага флюїду, Н / м3. З моменту, коли рівень рідини (флюїду) досягне поплавка Г (точка 1), значення L, F, P дорівнюватимуть L1, F1, P1, питоме значення сили, що виштовхує зміниться і графіки виштовхує сили F (t) і навантаження P (t) відповідно матимуть вигляд (див. ділянка II фіг. 1, д):
F k2t (3);
P Pм k2t (3 "),
де k2 коефіцієнт пропорційності, k2 = Sг фL (t);
Sг площа перетину поплавка Г, 2. Так як Sг> Sд, то і k2> k1, і графік виштовхує сили матиме більш крутий підйом. З моменту, коли рівень рідини досягне верхньої межі поплавка Г (точка 2), значення L, F, P дорівнюватимуть L2, F2, P2 і графіки виштовхує сили F (t) і навантаження P (t) відповідно будуть мати вигляд відповідно до формул 2 і 2 ", так як площі перетину на цих ділянках рівні (див. ділянка III фіг. 1, д). Таким чином, зафіксувавши моменти зламу графіка навантаження P (t) на кінцях поплавка Г (точки 1 і 2 графіка) і беручи до увагу формулу (1), питома вага флюїду можна обчислити за формулою:
(4),
де P1 значення навантаження в точці підвісу колони насосних труб в точці 1, Н;
P2 значення навантаження в точці підвісу колони насосних труб в точці 2, Н. Включаємо насосну установку. В процесі відкачування рівень рідини в свердловині буде знижуватися і досягне нижньої частини поплавця Г (точка 3) (див. Ділянка IV фіг. 1, д). У цей момент значення L, F, P дорівнюватимуть L4, F4, P4. При цьому, припускаючи, що ділянку Д колони насосних труб обсягом Vд повністю занурений у флюїд, а межа флюїду і води знаходиться у прийому насоса, і беручи до уваги формулу (1), можна обчислити питома вага води за формулою:
(5)
Далі рівень знижується до динамічного, значення L, F, P рівні відповідно L5, F5, P5 (ділянка V, фіг. 1, д). Визначення моментів проходження рівнем рідини початку і кінця поплавця Г на денній поверхні здійснюється наступним чином. З кроком t обчислюються значення за формулою:
(6),
де Pi (t) значення навантаження в точці підвісу колони насосних труб в момент часу t, H;
t інтервал часу, хв;
Pi + 1 (t + t) значення навантаження в точці підвісу колони насосних труб в момент часу t + t, H. Перевіряється рівність ki + 1 ki. У випадках, коли ki ki + 1, ми маємо точку зламу графіка навантаження P (t). Запам'ятовуємо значення Pj та P , Відповідні точкам зламу графіка P (t). Потім, підставляючи значення Pj та P в формулу (4), обчислюємо значення питомої ваги флюїду в свердловині. Потім в процесі зниження рівня рідини в свердловині аналогічним шляхом знаходиться точка зламу графіка P (t), відповідна моменту проходження рівнем рідини нижньої точки поплавка Г. Значення навантаження в точці підвісу колони, отримане в цей момент, підставляється в формулу (5) і дозволяє обчислити значення питомої ваги води в свердловині. Значення максимального навантаження Pм можна отримати розрахунковим або експериментальним шляхом. Співвідношення довжин Lг і Lд залежить від ступеня обводнення продукції. Пристрій, що реалізовує даний спосіб, включає в себе датчик 1 навантаження, блоки 2, 8 логічний елемент "І", таймер 3, блоки 4, 6, 9, 11 пам'яті, арифметичні блоки 5, 10, блок 7 порівняння, блок 12 індикації, блок 13 введення даних, блок 14 пуску і скидання. Спосіб визначення питомої ваги флюїду і води в свердловині полягає у виконанні наступних операцій: введення значень Dt, Pм, Vг, Vд, VЕ через блок 13 і зупинки насосного обладнання. Через час, що дорівнює t, в блок пам'яті 4 і арифметичний блок 5 через блок 2 надходить значення навантаження P з датчика 1. В арифметичному блоці 5 реалізується функція . Обчислення значення ki надходить в блок пам'яті 6 і в блок порівняння 7, туди ж одночасно надходить раніше обчислене значення ki-1. У випадках, коли ki ki-1, в блок пам'яті 9 через блок 8 надходить значення Pi (t). В арифметичному блоці 10 обчислюється значення питомої ваги флюїду за формулою:

Обчислення значення зберігається в блоці пам'яті 11 і надходить в блок індикації 12. При пуску насосного обладнання в схемі пристрою відбувається скидання, і процес визначення питомої ваги води відбувається в аналогічній послідовності, тільки раніше отримане значення ф зберігається в блоці пам'яті 11. Нехай оператор ввів для даної свердловини наступні дані: t = 7,5 хв ,, Pм 150000 H, Vд 0,183 3, Vг 2,43 м3, VЕ 2,43 м3 і зупинив насосне обладнання. У процесі накопичення були отримані наступні значення: P1 120000 Н, P2 98400 H. Тоді за формулою (4) питома вага флюїду буде дорівнює:

Після пуску насосного обладнання рівень рідини впав, і в точці зламу графіка P (t) отримали значення P4 12000 H. Тоді за формулою (5) питома вага води буде дорівнює:

Пропонований спосіб дозволяє визначити питому вагу флюїду і води в свердловині, не вдаючись до відбору проб для проведення лабораторного аналізу. Економічний ефект запропонованого способу полягає в оперативності визначення параметрів рідини, в зниженні трудомісткості і витрат на проведення дослідження свердловин і можливості автоматизації цього процесу.

формула винаходу

Спосіб визначення питомої ваги компонентів рідини в свердловині, що включає вимір контрольованого параметра в процесі експлуатації свердловини і розрахунок питомої ваги компонентів, що відрізняється тим, що для роздільного визначення питомої ваги флюїду і води в свердловині в якості контрольованого параметра використовують вага колони насосних труб в точці їх підвісу , при цьому періодично здійснюють зупинку видобутку рідини з свердловини, вимірювання через заданий проміжок часу ваги колони насосних труб і визначають питому в з флюїду за формулою

де Vг обсяг верхнього поплавка, встановленого вище динамічного рівня рідини в свердловині, але нижче статичного, м3;
Puн- вага колони насосних труб при досягненні рівня рідини нижньої межі верхнього поплавка, Н;
Puв- вага колони насосних труб при досягненні рівня рідини верхньої межі верхнього поплавка, Н,
при цьому питома вага води визначають за формулою

де Рм максимальна вага колони насосних труб не зануреної в рідину, Н;
Ve обсяг нижнього поплавка, встановленого нижче прийому насоса, м3;
Vд обсяг ділянки колони насосних труб між поплавками, м3.

МАЛЮНКИ

, малюнок 2