Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины



Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины
Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины
Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины

 


Владельцы патента RU 2571321:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Оренбургский государственный университет" (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами. Техническим результатом изобретения является создание способа определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины на основе разработанной информационно-измерительной системы путем измерения параметров продукции на забое и устье скважины. Для этого вычислительное устройство информационно-измерительной системы обводненной газовой скважины принимает сигналы от датчиков давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости. При этом динамический уровень жидкости определяется по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления Pзаб по гидродинамическим формулам. 1 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Контроль уровня различных жидкостей является одной из самых распространенных задач в различных технологических процессах. Это является причиной большого разнообразия способов контроля уровня, основанных на ультразвуковом, радиолокационном и других методах.

Наиболее близким по достигаемому результату является способ определения уровня жидкости в нефтяной скважины с ЭЦН акустическим уровнемером (эхолотом), который формирует импульсный акустический сигнал на устье скважины в затрубном пространстве, принимает отраженный от жидкости акустический эхосигнал, преобразовывает его в электрический сигнал и определяет время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости (Патент РФ №2447280, МПК Е21В 47/047, G01F 23/296. Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, опубл. 10.04.2012 г.). Описанный способ принят за прототип изобретения.

Однако данный способ имеет недостатки, так как точность определения уровня жидкости по эхолоту обусловлена, в основном, точностью фиксации скорости звука в скважине, зависящей от конструкции эхолота и физико-химических свойств, находящихся в скважине жидкости, газов, пены (давление, температура, состав, концентрация и т.п.). Также на результаты измерений эхолотом оказывают искажающее влияние большая криволинейность ствола скважины, эксцентричное расположение НКТ из-за расположения питающего ЭЦН кабеля в затрубном пространстве. Раздельная добыча продукции из обводненных газовых скважин за счет использования ЭЦН предполагает откачку жидкости насосом по НКТ и добычу газа по затрубному пространству, что приводит к образованию пены на поверхности жидкости в затрубном пространстве скважины и нарушению корректной работы эхолота, так как фиксируется верхняя точку столба пены, считая, что это и есть уровень жидкости, фактический же уровень жидкости находится ниже пены и остается не измеренным.

Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины на основе разработанной информационно-измерительной системы путем измерения параметров продукции на забое и устье скважины.

В предлагаемом способе определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины с помощью информационно-измерительной системы, включающем прием сигналов от датчиков: давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости, определяют динамический уровень жидкости Ндин по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления P з а б р а с ч от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления по зависимости

где P з а б р а с ч - расчетное значение забойного давления в МПа;

ρж - плотность жидкости в кг/м3;

Hзаб - глубина забоя скважины при входе в центробежный насос в м;

Hдин - расчетное значение динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины в м, в первом приближении равно значению глубины Нзаб;

Pдин - расчетное значение давления в МПа, соответствующего динамическому уровню жидкости, определяемое на основе гидродинамической формулы Адамова Г.А. (Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко [и др.]. - М.: Наука, 1995. - 523 с.)

где Pу - измеренное давление на выходе из затрубного пространства устья скважины в МПа;

λг - коэффициент гидравлического сопротивления газа;

Tср - средняя между измеренными температурами продукции на устье Tу и забое Tзаб скважины в K;

Zср - коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси;

Qг - измеренная величина расхода газа в тыс. м3/сут;

dэ - эквивалентный диаметр затрубного пространства в мм;

Sст, Sдин - параметры, рассчитываемые по выражениям:

где ρ г ¯ - относительная по воздуху плотность газа, которая вычисляется на основе значения плотности газа ρг в кг/м3;

L - длина НКТ от устья скважины до глубины Hдин в м.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлена схема осуществления определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины информационно-измерительной системой управляемой откачки пластовой жидкости.

Способ осуществляют следующим образом, вычислительное устройство 8 информационно-измерительной системы обводненной газовой скважины принимает сигналы с датчиков на устье скважины: Pу, Ту, Qг, ρг - давление, температуру, расход и плотность газа соответственно от манометра 1, термометра 2, расходомера 3 и устройства для отбора проб газа 4, установленных на выходе из затрубного пространства, ρж - плотность жидкости от устройства для отбора проб жидкости 5, расположенного на выходе из НКТ, и с датчиков на забое скважины: Pзаб, Tзаб - давление и температуру продукции на забое скважины от манометра 6 и термометра 7 и определяет Hдин - динамический уровень жидкости по итерационному алгоритму последовательных приближений значения забойного давления P з а б р а с ч от устья скважины до его равенства давлению Pзаб по приведенным выше формулам.

На основании изложенного, при измеренных значениях параметров продукции вертикальной скважины (глубина забоя скважины Hзаб равна 1621 м, длина НКТ L равна 1621 м, наружный диаметр НКТ равен 73 мм, внутренний диаметр эксплуатационной колонны равен 161,8 мм, эквивалентный диаметр затрубного пространства dэ равен 137,8 мм): давление на выходе из затрубного пространства устья скважины Ру равно 5,91 МПа, температура продукции на устье скважины Ту равна 281,1 K, расход газа Qг равен 63 тыс. м3/сут, плотность газа ρг равна 0,73 кг/м3, плотность жидкости ρж равна 1170,00 кг/м3, давление на забое скважины Pзаб равно 8,23 МПа, температура продукции на забое скважины Tзаб равна 300,8 K, в результате итерационных вычислений по предложенным выше формулам определены значения параметров: коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси Zcp равен 0,814, коэффициент гидравлического сопротивления газа λг равен 0,0182, средняя температура Tср равна 290,9 K, давление, соответствующее динамическому уровню жидкости, Pдин равно 6,61 МПа, а динамический уровень жидкости Hдин равен 1486,4 м. Погрешность манометров составляет ±0,1%, термометров ±0,25%, расходомера 0,3%.

Указанный способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины может применяться на газоконденсатных месторождения, находящихся на поздней стадии разработки.

Особенно актуальна такая задача для скважин, остановленных по причине обводнения, но имеющих потенциальную возможность добычи продукции с использованием электроцентробежного насоса для откачки пластовой жидкости. Использование такого способа проходит опытную эксплуатацию в ООО «Газпром добыча Оренбург» на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины с помощью информационно-измерительной системы, включающий прием сигналов от датчиков: давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости, отличающийся тем, что динамический уровень жидкости Hдин определяется по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления P з а б р а с ч от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления Pзаб по зависимости

где P з а б р а с ч - расчетное значение забойного давления, МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
Hзаб - глубина забоя скважины при входе в центробежный насос, м;
Hдин - расчетное значение динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, м, в первом приближении равно значению глубины Hзаб;
Pдин - расчетное значение давления в МПа, соответствующего динамическому уровню жидкости, определяемое на основе гидродинамической формулы Адамова Г.А.

где Pу - измеренное давление на выходе из затрубного пространства устья скважины, МПа;
λг - коэффициент гидравлического сопротивления газа;
Tср - средняя между измеренными температурами продукции на устье Tу и забое Tзаб скважины, K ;
Zср - коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси;
Qг - измеренная величина расхода газа, тыс. м3/сут;
dэ - эквивалентный диаметр затрубного пространства, мм;
Sст, Sдин - параметры, рассчитываемые по выражениям:

где ρ г ¯ - относительная по воздуху плотность газа, которая вычисляется на основе значения плотности газа ρг, кг/м3;
L - длина насосно-компрессорных труб от устья скважины до глубины Hдин, м.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к автоматизированным системам контроля расхода транспортными средствами. Техническим результатом изобретения являются возможность измерения плотности и уровня топлива в топливных баках транспортного средства, автоматическая компенсация дополнительной погрешности измерения при изменении угла наклона топливного бака относительно поверхности земли, автоматизация процесса измерения.

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

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 средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород.

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Изобретение относится к диагностике штанговых насосных установок. Техническим результатом является обеспечение точной информативной диагностики для эффективного управления насосной системой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества.

Изобретение относится к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей. Технический результат - более точная оценка фактических условий в существующем коллекторе, разработка и реализация разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора. Информацию собирают с использованием уникальных комплексных методик сбора и анализа системы показателей и информации в адресном режиме с помощью весовой обработки данных в контексте конкретного коллектора и целей производителя. Рейтинг коллектора генерируют с использованием асимметричного анализа системы показателей и последующего использования для формирования плана мероприятий. Архитектура добычи (например, число, местоположение и способ строительства нефтяных и нагнетательных скважин) затем строится согласно плану мероприятий. Может осуществляться непрерывный мониторинг показателей работы коллектора и использоваться для подтверждения целевых показателей добычи и нефтеотдачи и/или обеспечения срабатывания пусковых или тревожных схем для замены оборудования добычи. 7 н. и 19 з.п. ф-лы, 35 ил., 5 прим., 24 табл.
Наверх