Способ определения уровня жидкости в скважине



Способ определения уровня жидкости в скважине
Способ определения уровня жидкости в скважине
Способ определения уровня жидкости в скважине
Способ определения уровня жидкости в скважине
Способ определения уровня жидкости в скважине

 


Владельцы патента RU 2559979:

Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Еникеев Руслан Марсельевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Предложено разместить в скважине от устья до глубинного насоса или до продуктивного пласта бронированный многожильный кабель с датчиками давления, равномерно расположенными друг от друга по вертикальной составляющей скважины. Информация по давлению с этих датчиков постоянно подается на контроллер станции управления скважиной и интерпретируется в следующем порядке: определяется по первым двум датчикам коэффициент корреляции прямолинейной зависимости давления от вертикальной глубины скважины. В эту базу добавляется информация по третьему и далее датчику до тех пор, пока не понизится коэффициент корреляции. На конечной стадии расчетов контроллер находит уравнения зависимости давления от вертикальной глубины скважины для двух разных фаз: газовой и жидкостной. Уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения этих двух полученных прямых зависимостей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

В нефтедобывающей скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовой (попутный нефтяной газ) и жидкостной с определенным содержанием растворенного газа. Граница между средами в действующей скважине называется динамическим уровнем жидкости. Его глубину от устья скважины определяют с необходимой частотой для оценки давления на приеме глубинного насоса, определения объема жидкости в скважине и других целей. Коррозионные процессы протекают в жидкой и газовой средах с разной скоростью, поэтому важно знать среднестатистическую величину динамического уровня жидкости.

Динамический и статический уровни в нефтедобывающих скважинах определяют с помощью эхолотирования межтрубного пространства, то есть о глубине уровня судят по времени прохождения звуковой волны (стр. 202 в книге: Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. Учебник для рабочих. - М.: Недра, 1983. - 310 с.). Метод является основным в нефтедобывающей промышленности, но имеет несколько недостатков. Во-первых, при недостаточном давлении в скважине для измерения уровня необходимо выпускать в атмосферу межтрубный газ. Во-вторых, точность измерений зависит от компонентного состава нефтяного газа в скважине и, как следствие, скорости прохождения звуковой волны в меняющейся по составу среде.

Известно устройство для измерения уровня жидкости в скважине (патент РФ на ПМ №101495, опубл. 20.01.2011, бюл. №2), в котором генератор акустического сигнала спускается на скребковой проволоке и фактически показывает момент своего вхождения под уровень жидкости. Такой способ определения уровня требует разгерметизации межтрубного пространства или применения малогабаритного лубрикатора (такие устройства не выпускаются в заводском исполнении в РФ).

Наиболее близким по техническому решению к заявленному изобретению является комплектация скважины датчиками давления и температуры в любых ее точках согласно изобретения РФ №2249108 «Устройство для измерения внутрискважинных параметров» (опубл. 27.03.2005). В изобретении отсутствует способ получения информации от датчиков и ее интерпретации для определения уровня жидкости в скважине.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без спускоподъемных операций и разгерметизации скважины. Дополнительной задачей по изобретению является повышение точности производимых изобретений.

Поставленная техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу определения уровня жидкости в скважине, заключающемся в измерении давления по стволу скважины, необходимо в скважину от ее устья до глубинного насоса или его забоя поместить бронированный кабель, на котором установлены на равном расстоянии друг от друга по вертикальной составляющей скважины стационарные датчики давления, информация от которых в постоянном режиме передается на станцию управления скважиной, контроллер которой в заданном режиме производит следующую обработку данных: находит уравнение зависимости давления от вертикальной глубины скважины по данным первых двух датчиков, последовательно добавляет в расчетную базу данных информацию по давлению по следующим ниже датчикам до тех пор пока коэффициент корреляции линейной зависимости давления от глубины скважины не понизится, информация от этого датчика, понизившего коэффициент корреляции, и находящихся ниже используется для расчета уравнения второй линейной зависимости, а именно зависимости уже гидростатического давления от вертикальной глубины скважины. По полученной информации от датчиков давления уровень скважины определяется как точка пересечения двух полученных прямых линий с разным углом наклона к одной из осей координат: глубина датчика или давление по датчику. Для наклонно-направленных скважин для получения вертикальных значений глубин датчиков используется удлинение ствола скважины по паспортным данным проходки скважины буровой организацией.

Схема расположения датчиков давления в межтрубном пространстве действующей нефтедобывающей скважины приведена на фиг. 1. По схеме позициями показаны: 1 - колонна лифтовых труб, 2 - межтрубное пространство, 3 - глубинный насос, 4 - динамический или статический уровень жидкости, 5 - датчики давления, 6 - линия информационной связи, 7 - станция управления с контроллером. Датчики 5 расположены на линии связи (кабеле) равномерно по вертикали, например, через каждые 100 м. Рассмотрим реализацию способа по изобретению на данных стандартной нефтедобывающей скважины с вертикальным стволом и насосом на глубине 1000 м. На кабеле связи расположены 11 датчиков давления, по которым на определенный момент времени контроллер получает следующую информацию по давлениям в стволе скважины (приведено в табличном виде).

Согласно изобретению контроллер станции управления интерпретирует данные приведенной таблицы по давлению и глубине следующим образом:

1. По данным первых двух точек (датчики на глубине 0 и 100 м) в поле координат «глубина-давление» методом наименьших квадратов проводится прямая линия, характеризующая базу данных наилучшим образом, и оценивается коэффициент корреляции R этой прямолинейной зависимости. Логично, что по двум точкам искомый коэффициент равен 1,0.

2. Добавление к этим двум точкам информация по третьему датчику незначительно снижает коэффициент R до 0,9995.

3. Присоединение к базе данных информации по нижележащим датчикам длится до тех пор, пока коэффициент корреляции не понизится, например, на 10% и более от своей ранней величины. По приведенной скважине параметр R снижается до величины 0,7350 (на 26,5% от ранней величины в 0,9998) после добавления в базу данных величины давления по шестому датчику на глубине 500 м. С этого момента контроллер образует новую информационную базу с такой же интерпретацией данных: расчет параметра R и уравнения прямой линии.

4. По данным первых пяти датчиков, то есть до датчика, снижающего коэффициент корреляции, образуется база данных:

по которой определяется уравнение прямолинейной зависимости давления от глубины. Эта зависимость характеризует газовую фазу скважины в межтрубном пространстве:

5. Аналогичное уравнение контроллер получает по данным датчиков, находящихся в жидкостной фазе межтрубного пространства скважины. Для этого формируется вторая база данных:

Уравнение прямой для жидкостной фазы имеет вид:

6. Две прямые линии пересекаются только в одной точке - на границе газовой и жидких фаз скважины (фиг. 2). Для нахождения координат этой точки необходимо контроллеру приравнять правые части уравнений 1 и 2. Последующее решение этого равенства дает глубину газожидкостного раздела или уровня жидкости в скважине: Ндин=465,5 м:

0,0001·Н+0,7996=0,007·Н-2,4127.

Откуда: Н=Ндин=465,5 м.

Приведенный пример показывает, с какой достаточной эффективностью по изобретению решается поставленная техническая задача. Для этого достаточно расположить по длине скважины датчики давления и контролировать степень прямолинейности зависимости давления от вертикальной составляющей ствола скважины. В качестве критерия нами выбран коэффициент корреляции зависимости, который чутко реагирует на резкое повышение давления при нахождении датчика давления в жидкостной фазе (ниже уровня жидкости). Реализация предложенной технической идеи позволит контролировать динамический и статический уровни скважины в постоянном режиме без привлечения персонала и периодического выпуска попутного нефтяного газа в атмосферу.

1. Способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в измерении давления по стволу скважины с помощью манометра, отличающийся тем, что в скважину от ее устья до глубинного насоса или его забоя помещают бронированный кабель, на котором установлены на равном расстоянии друг от друга по вертикальной составляющей скважины стационарные датчики давления, информация от которых в постоянном режиме передается на станцию управления скважиной, контроллер которой в заданном режиме производит следующую обработку данных: находит уравнение зависимости давления от вертикальной глубины скважины по данным первых двух датчиков, последовательно добавляет в расчетную базу данных информацию по давлению по следующим ниже датчикам до тех пор пока коэффициент корреляции линейной зависимости давления от глубины скважины не понизится, информация от этого датчика, понизившего коэффициент корреляции, и находящихся ниже, используется для расчета уравнения второй линейной зависимости, а уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения двух полученных прямых линий, характеризующих газовую и жидкостную фазы пространства скважины.

2. Способ, отличающийся по п. 1 тем, что для наклонно-направленных скважин для получения вертикальных значений глубин датчиков используется удлинение ствола скважины по паспортным данным проходки скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидротехническим сооружениям, а именно к устройствам для измерения уровней и расходов воды в каналах и реках, и может быть использовано в водном хозяйстве.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в сложных технологических условиях, в частности, для контроля уровня и плотности технологических растворов радиохимической переработки облученного ядерного топлива.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано в нефтехимической и радиохимической промышленности при необходимости измерения переменного уровня жидкости с неизвестной плотностью.

Изобретение относится к хранению нефтепродуктов и может быть использовано в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, а также в других отраслях, связанных с хранением легкоиспаряющихся продуктов.

Изобретение относится к металлургии, а именно к контролю состояния расплава в ковше при внепечной обработке стали. .

Изобретение относится к системе для определения оставшегося количества жидкого водорода, хранимого в устройстве хранения водорода. .

Изобретение относится к измерительной технике для дистанционного измерения уровня питательной воды в паровых барабанах энергетических котлоагрегатов. .

Изобретение относится к металлургическому производству, в частности к способам измерения уровня расплавов в ковшах на установках продувки стали инертными газами, например азотом либо аргоном, при использовании для продувки погружных фурм.

Изобретение относится к газовой промышленности, может применяться на газовых промыслах, станциях подземного хранения газа и магистральных газопроводах, в частности для измерения уровня жидкости в газовом сепараторе.

Изобретение относится к измерительной технике по расходомерам, а именно к способам и устройствам измерения объемного расхода жидких сред в открытых водоемах - каналах, не напорных трубопроводах большого сечения и сточных лотках.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Изобретение относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является уменьшение реверберационного шума.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений нефти и природного газа. Заявлена электромагнитная расстановка, сконфигурированная для использования в подземной буровой скважине.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и закачку водоизоляционного материала. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт. Причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины. Затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ), осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины. Причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. В процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции. При повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта. После чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%. При этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью. Затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию. Техническим результатом является повышение качества и технологичности проведения водоизоляционных работ. 3 ил., 1табл.
Наверх