Способ определения динамического уровня жидкости в скважине

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение точности измерения уровня жидкости в скважине. Способ основан на известном законе Бойля-Мариотта, при котором произведение давления газа на его объем является величиной постоянной при изотермических процессах изменения давления и объема газа. По изобретению небольшой объем нефтяного газа, выпущенного из скважины, измеряется счетчиком газа и переводится в скважинные условия. Изменение объема газа ведет к изменению его давления в скважине, которое предложено оценивать как среднеарифметическое между устьевым давлением и давлением в зоне динамического уровня жидкости P(hдин). Последний параметр определяется по известной экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ, в которой неизвестной величиной является динамический уровень жидкости в скважине (hдин). Динамический уровень жидкости в скважине определяется делением выпущенного объема газа в скважинных условиях на площадь межтрубного пространства скважины, в которой находится попутный нефтяной газ. Предложено техническую задачу решать в режиме итерации, для этого в первом приближении за hдин принимают максимально возможную ее величину при действующей насосной установке, а именно глубину насосной установки. Во втором цикле расчетов в расчетах P(hдин) используют величину динамического уровня, полученного в первом цикле итерации. Расчеты ведут до тех пор, пока величина динамического уровня жидкости не станет постоянной величиной. 1 ил.

 

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 попутного нефтяного газа в скважине (ПНГ) 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 способ измерения уровня жидкости в скважине по патенту РФ на изобретение №2232267 (опубл. 10.07.2004 г.). Согласно этому патенту часть попутного нефтяного газа из межтрубного пространства скважины перепускается в емкость заданного объема, а уровень жидкости определяется из уравнения состояния газа при постоянстве температуры газа.

По прототипу попутный нефтяной газ в скважине рассматривается как газ с равным давлением во всех ее точках, и это давление фиксируется непосредственно на устье - Pуст. Между тем уровень жидкости в скважине может находиться на глубине в 1000 м и более. Давление ПНГ на определенной глубине в скважине P(h), в том числе в зоне уровня жидкости, в нефтепромысловой практике оценивают по формуле Лапласа-Бабинэ [стр. 134 в источнике: Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 487 с.), а давление газа оценивают как среднее значение между Pуст и P(h). По патенту на изобретение за №2232267 этот факт не учитывается и по нашему мнению это ведет к повышению погрешности измерений.

Вторым недостатком прототипа является то, что стационарная емкость заданного объема является сосудом под давлением и является дополнительным источником опасности на скважине.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в скважине на основе изменения и учета параметров попутного нефтяного газа в скважине при одновременном повышении точности измерений и мер безопасности. В качестве информационной составляющей скважины по изобретению предлагается использовать такое понятие, как состояние попутного нефтяного газа в межтрубном пространстве, причем с учетом его реальных свойств в условиях скважины.

Поставленная техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу определения динамического уровня жидкости в скважине, заключающемся в кратковременном выпуске определенной части попутного нефтяного газа из межтрубного пространства скважины, попутный нефтяной газ (ПНГ) выпускается в атмосферу через счетчик газа, в первом приближении за величину динамического уровня жидкости hдин принимают глубину расположения погружного насоса скважины hнасос, находят расчетным путем давление ПНГ в зоне динамического уровня P(hдин), а динамический уровень жидкости определяют на основе закона Бойля-Мариотта по формуле 1 (вывод формулы 1 приведен отдельно в конце текста), после чего данный цикл расчетов повторяют с уже полученным по формуле 1 значением hдин, расчеты ведут в режиме итерации в несколько циклов до тех пор, пока величина hдин не станет постоянной величиной.

где

hдин - динамический уровень жидкости в скважине;

ΔV - объем ПНГ, выпущенного через счетчик газа из межтрубного пространства, приведенный к скважинным условиям; определяется по формуле 2;

S - средняя площадь сечения ПНГ в скважине;

P(hдин1,2) - давление газа в зоне динамического уровня, определяется по формуле 3;

Pуст1 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины до момента выпуска газа объемом ΔV;

Pуст2 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины после выпуска газа объемом ΔV.

Объем ПНГ, замеренный счетчиком газа на устье скважины, приводится в скважинные условия согласно уравнению Менделеева-Клапейрона по формуле 2:

где

Vсчет - объем ПНГ по счетчику газа;

Pатм - атмосферное давление (0,1 МПа);

Tуст - температура ПНГ на устье скважины;

T(hдин) - температура ПНГ в зоне динамического уровня скважины;

P(hдин1) - давление в зоне динамического уровня при Pуст1.

Давление в зоне динамического уровня жидкости в нефтепромысловой практике определяется по формуле 3 (формула Лапласа-Бабинэ):

где

Pуст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины;

ρотн - относительная по воздуху плотность ПНГ в межтрубном пространстве, кг/м3

Tср, zср - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости РНГ от устья скважины до hдин (Tср измеряют в градусах K, а параметр zср - безразмерная величина).

В формуле 3 отсутствует информация по параметру hдин, и по изобретению на первом этапе расчетов принимают, что hдин=hнасос.

Данный алгоритм расчетов закладывается в контроллер (программный отдел) устройства по замеру динамического уровня, общий вид которого приведен на чертеже, где 1 - погружной насос на колонне лифтовых труб, 2 - электрорегулируемый вентиль межтрубного пространства скважины, 3 - манометр (датчик давления), 4 - термометр, 5 - счетчик газа, 6 - электрорегулируемый вентиль на выходе газа, 7 - свеча рассеивания газа, 8 - контроллер устройства, 9 - теплоизоляция измерительного устройства.

Реализацию способа рассмотрим на примере.

Нефтедобывающая скважина имеет следующие параметры:

- внутренний ⌀ обсадной колонны D=197 мм;

- внешний ⌀ колонны лифтовых труб d=73 мм;

- глубина погружного насоса hнас=1000 м;

- относительная по воздуху плотность газа ρотн=0,95;

- коэффициент сверхсжимаемости ПНГ z=0,91 (постоянен по стволу скважины);

- температура флюидов по стволу скважины равномерно повышается от устья до погружного насоса: от Tуст=15°C (288 К) до Tнасос=25°C (298 К).

До начала выпуска газа (вентиль 2 - открыт, а вентиль 6 - закрыт)

Pуст1=0,800 МПа. Электрорегулируемый вентиль 6 по команде контроллера 8 плавно открывается и через счетчик газа пропускают объем попутного нефтяного газа Vсчет=0,50 м (при атмосферном давлении и температуре Tуст=15°C (288 К)). После этого действия давление ПНГ на устье понижается до Pуст2=0,790 МПа. Попутный нефтяной газ удаляется в атмосферу через свечу рассеивания 7. Для обеспечения изотермического процесса выхода газа устройство покрывают теплоизоляцией 9.

1. По формуле 3 контроллер находит в первом цикле итерации давление ПНГ на максимально возможной глубине, то есть при hдин=hнacoc, и среднюю температуру газа Tср=(15+25)/2=20°C=293 К. Искомое давление считается два раза при устьевом давлении Руст1 и Руст2.

2. Объем выпущенного газа Vсчет, замеренный счетчиком газа на устье скважины, приводится в скважинные условия по формуле 2:

3. Находится динамический уровень жидкости в скважине по первому этапу итерации:

где S=π(D2-d2)/4=3,14(0,1972-0,0732)/4=0,0264 м2.

4. Полученное значение hдин=183 м используется контроллером во втором цикле расчетов (пункты 1-3).

Предварительно определяется температура газа на глубине 183 м по линейной зависимости:

Средняя температура ПНГ Tср=(15+16,8)/2=15,9°С=288,9 К.

Для данных значений hдин=183 м и Tср=288,9 К находим давление ПНГ в зоне динамического уровня два раза: до и после выпуска газа.

По первому пункту:

По второму пункту:

По третьему пункту:

По расчетам второго цикла hдин=189,7 м.

5. Полученное значение hдин=189,7 м используется контроллером в третьем цикле расчетов (пункты 1-3).

Предварительно определяется температура газа на глубине 189,7 м по линейной зависимости:

Средняя температура ПНГ Tср=(15+16,9)/2=15,95°С=289 К.

По первому пункту:

По второму пункту:

По третьему пункту:

По расчетам третьего цикла hдин=189,9 м.

Последующие расчеты в режиме итерации показывают, что величина динамического уровня скважины стабилизируется на уровне 190 м.

В отличие от прототипа по заявленному изобретению учитывается рост давления ПНГ вниз по стволу скважины, и это повышает точность измерения уровня жидкости. Отсутствует также сосуд, работающий под давлением, так как часть попутного нефтяного газа выводится из межтрубного пространства скважины непосредственно в атмосферу без промежуточного сосуда, а учтенный объем газа по изобретению переводится в скважинные условия по параметрам: давление и температура.

По изобретению достигается ожидаемый технический результат, причем способ может быть осуществлен устройством как стационарного, так и переносного характера. Современные манометры имеют чувствительность до тысячной доли одной атмосферы, поэтому объем выпускаемого ПНГ из межтрубного пространства - это небольшая величина, поэтому эта технологическая процедура займет малый период времени.

Промышленное внедрение предложенного способа позволит более точным образом определять динамический уровень жидкости в нефтедобывающих скважинах, что является особенно актуальным при приближении динамического уровня жидкости к приему глубинного насоса скважины.

Вывод формулы 1:

Записываем уравнение Бойля-Мариотта:

где P1 - среднее давление ПНГ в межтрубном пространстве до выпуска газа объемом ΔV; P1=(Pуст1+P(hдин1))/2;

P2 - среднее давление ПНГ в межтрубном пространстве после выпуска газа объемом ΔV; P2=(Pуст2+P(hдин2))/2.

Также известно, что V2=V1+ΔV, поэтому:

откуда выражаем V2 и в последующем hдин:

Способ определения динамического уровня жидкости в скважине, заключающийся в кратковременном выпуске определенной части попутного нефтяного газа из межтрубного пространства скважины в изотермическом режиме, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ (ПНГ) объемом Vсчет выпускается в атмосферу через счетчик газа, для проведения расчетов методом итерации в первом приближении за величину динамического уровня жидкости hдин принимают глубину расположения погружного насоса скважины hнасос, находят расчетным путем по формуле 3 давление ПНГ в зоне динамического уровня Р(hдин), выпущенный объем газа Vсчет по формуле 2 переводят в скважинные условия, а динамический уровень жидкости определяют на основе закона Бойля-Мариотта по формуле 1, после чего цикл расчетов повторяют с уже полученным по формуле 1 значением hдин, расчеты ведут в режиме итерации в несколько циклов до тех пор, пока величина hдин не станет постоянной величиной:

где
hдин - динамический уровень жидкости в скважине;
ΔV - объем ПНГ, выпущенного через счетчик газа из межтрубного пространства, приведенный к скважинным условиям; определяется по формуле 2;
S - средняя площадь сечения ПНГ в скважине;
P(hдин1,2) - давление газа в зоне динамического уровня, определяется по формуле 3;
Pуст1 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины до момента выпуска газа объемом ΔV;
Pуст2 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины после выпуска газа объемом ΔV;
ΔV - объем ПНГ, замеренный счетчиком газа на устье скважины, приводится в скважинные условия согласно уравнения Менделеева-Клапейрона по формуле 2:

где
Vсчет - объем ПНГ по счетчику газа;
Pатм - атмосферное давление (0,1 МПа);
Туст - температура ПНГ на устье скважины;
Т(hдин) - температура ПНГ в зоне динамического уровня скважины;
P(hдин1) - давление в зоне динамического уровня при Pуст1;
P(hдин) - давление в зоне динамического уровня жидкости определяется по формуле 3 (формула Лапласа-Бабинэ):

где
Pуст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины;
ρотн - относительная по воздуху плотность ПНГ в межтрубном пространстве, кг/м3;
Тср, zср - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости РНГ от устья скважины до hдинср измеряют в градусах K, а параметр zср - безразмерная величина).



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области водоотведения. Способ включает установку на каждом исследуемом участке канализационной сети датчика, выполненного с возможностью измерения параметра, характеризующего состояние канализационной сети, определение для каждого исследуемого участка сети зависимости измеряемого датчиком параметра от времени, а также анализ зависимости, полученной для каждого исследуемого участка, позволяющий определить наличие дефекта на исследуемом участке канализационной сети.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для высокоточного измерения уровня вещества (жидкости, сыпучего вещества), находящегося в какой-либо емкости.

Изобретение относится к области радиолокации, а именно к устройствам для определения дальности до водной поверхности и может быть использовано для определения уровня водоемов.

Изобретение относится к контролю среды в резервуарах для хранения, в частности к способу и устройству для обнаружения разделения фаз в резервуарах для хранения. По меньшей мере один поплавок имеет плотность, откалиброванную таким образом, чтобы обнаруживать различие в плотности между окружающими текучими средами.

Изобретение относится к криогенной технике, а именно к измерителям уровня криогенной жидкости, и может быть использовано в автоматизированных системах управления технологическими процессами в криогенных воздухоразделительных установках.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня жидкостей, преимущественно в резервуарах. Уровнемер содержит чувствительный элемент из не менее чем трех катушек индуктивности.

Настоящая группа изобретений предлагает устройство (100) и способ для управления объемом жидкости в емкости. Устройство (100) содержит детектор (101) для регистрирования изменений объема жидкости в упомянутой емкости в течение первого заданного периода, первый детерминатор (102) для определения, являются ли упомянутые изменения ниже упомянутого первого заданного порогового значения, и презентатор (103) для представления первой оперативной информации в случае, если упомянутые изменения ниже заданного порогового значения.

Изобретение относится к технике измерения и учета нефтепродуктов при их приеме, хранении и реализации в специальных резервуарах. Передающая часть измерительной системы содержит датчики, контролирующие резервуар, и снабжена аккумулятором, выход которого подключен к первому входу контроллера питания.

Изобретение относится к устройствам для контроля уровня жидкости и может быть использовано для контроля уровня различных жидкостей в аппаратах, емкостях и сосудах стационарных и подвижных установок.

Радиолокационный уровнемер относится к радиотехнике и может быть использован для построения высокоточных измерителей уровня жидкостей или сыпучих веществ в резервуарах и высотомеров малых высот.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

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 способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение точности измерения уровня жидкости в скважине. Способ основан на известном законе Бойля-Мариотта, при котором произведение давления газа на его объем является величиной постоянной при изотермических процессах изменения давления и объема газа. По изобретению небольшой объем нефтяного газа, выпущенного из скважины, измеряется счетчиком газа и переводится в скважинные условия. Изменение объема газа ведет к изменению его давления в скважине, которое предложено оценивать как среднеарифметическое между устьевым давлением и давлением в зоне динамического уровня жидкости P. Последний параметр определяется по известной экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ, в которой неизвестной величиной является динамический уровень жидкости в скважине. Динамический уровень жидкости в скважине определяется делением выпущенного объема газа в скважинных условиях на площадь межтрубного пространства скважины, в которой находится попутный нефтяной газ. Предложено техническую задачу решать в режиме итерации, для этого в первом приближении за hдин принимают максимально возможную ее величину при действующей насосной установке, а именно глубину насосной установки. Во втором цикле расчетов в расчетах P используют величину динамического уровня, полученного в первом цикле итерации. Расчеты ведут до тех пор, пока величина динамического уровня жидкости не станет постоянной величиной. 1 ил.

Наверх