Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине с высокой температурой, добывающей сверхвязкую нефть


 


Владельцы патента RU 2494248:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Технический результат направлен на определение уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры. 1 ил.

 

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Известен способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, согласно которому формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости (патент РФ №2447280, опубл. 10.04.2012).

Недостатком способа является необходимость применения специальных приборов, отсутствующих в скважине при ее работе, ненадежность определений и порой и невозможность определений уровня в скважинах с высокой температурой, добывающих высоковязкую нефть, частый выход из строя волномеров из-за влияния высокотемпературной парогазовой смеси из межтрубного пространства.

Известно использование оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (патент РФ №2445656, опубл. 20.03.2012 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что помимо прочих измерений в скважине способ не способен измерять уровень жидкости в скважине.

В предложенном изобретении решается задача определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть.

Задача решается способом определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть, включающим размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.

Сущность изобретения

В высокотемпературной скважине, добывающей высоковязкую нефть, определение уровня жидкости представляет определенные трудности. Зачастую приборы типа эхолотов не выдерживают высокой температуры, выходят из строя или дают неверные показания. В предложенном изобретении решается задача определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Задача решается следующим образом.

По технологии добычи высоковязкой нефти для периодического отслеживания температуры внутри эксплуатационной колонны размещают оптоволоконный кабель, посредством которого определяют температуру по всей глубине скважины. Строят график зависимости температуры от глубины скважины. На графике выделяют скачок температуры минимум на 10 градусов, ближайший к устью скважины. Прочие скачки температуры не учитывают.

Определяют уровень жидкости в скважине как соответствующий глубине выделенного скачка температуры.

В результате удается определить уровень жидкости в высокотемпературной скважине, добывающей высоковязкую нефть.

Пример конкретного выполнения

Через нефтедобывающую скважину с горизонтальным стволом добывают нефть с вязкостью 3500 сст, обводненность нефти составляет 65 %, дебит по нефти составляет 54 т/сут, температура нефти изменяется в пределах от 90 до 140°C. В эксплуатационной колонне размещен оптоволоконный кабель марки КОБ1-400-тип4, подключенный на устье к станции ОИТВС(оптическому измерителю температурных возмущений среды). Показания станции отображаются на диспетчерском пункте нефтепромысла. Добычу ведут электроцентробежным насосом по колонне насосно-компрессорных труб. По показаниям с оптоволоконного кабеля строят график зависимости температуры от глубины скважины. График представлен на фиг.1.

На фиг.1 выделяют скачок температуры, минимум на 10 градусов, ближайший к устью скважины. Определяют уровень жидкости в скважине как соответствующий глубине выделенного скачка температуры.

Уровень жидкости в скважине составляет 47 м. Сравнительные данные по волномеру на скважине подтвердили определенный уровень.

Применение предложенного способа позволит определить уровень жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть.

Способ определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть, включающий размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области автоматизации производственных процессов в машиностроении и предназначено для автоматизации технологических процессов, связанных с контролем и регулированием жидких сред.

Изобретение относится к области автоматизации производственных процессов в машиностроении и предназначено для автоматизации технологических процессов, связанных с контролем и регулированием жидких сред.

Изобретение относится к гидрометрии и может быть использовано в сельском и водном хозяйствах при измерениях уровней и расходов воды в безнапорных потоках с бурным режимом течения.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для высокоточного определения уровня диэлектрической жидкости, находящейся в какой-либо емкости.

Изобретение относится к автоматическим устройствам градуировки топливных баков транспортных средств, в частности тепловозов. .

Изобретение относится к технике, применяемой при проведении инженерно-изыскательских работ, в частности к средствам для измерения уровня воды в скважинах. .

Изобретение относится к противопожарной технике, а именно к устройствам для проверки работы стационарных пеносмесителей, обеспечивающих подачу огнетушащего вещества в зону горения по рукавной линии.

Изобретение относится к приборостроению, а именно к дискретным измерителям уровня, и может быть использовано для контроля уровня компонентов топлива. .

Изобретение относится к области изучения физических свойств пористых неоднородных материалов и может быть использовано для определения характеристик порового пространства и теплопроводности образцов горных пород и минералов.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах (НП) при строительстве и эксплуатации скважин в НП.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к области геофизических исследований в нефтегазовых скважинах. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электроцентробежных насосов - УЭЦН для контроля текущих характеристик погружных электродвигателей - ПЭД и нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважине и может быть применено при электромагнитной дефектоскопии многоколонных конструкций стальных труб. Способ заключается в излучении зондирующих импульсов с помощью генераторного соленоида, расположенного внутри исследуемых труб, ось которого совпадает с осью исследуемых труб, и измерении ЭДС, наведенной в приемных катушках процессом спада электромагнитного поля. При этом измеряют магнитный поток, вызванный зондирующими импульсами генераторного соленоида, с помощью датчиков, расположенных по периметру прибора на расстоянии r от оси зонда, напротив торца генераторного соленоида, по N секторам, в радиальном направлении. Технический результат заключается в расширении области применения и повышении качества дефектоскопии труб. 10 ил.
Наверх