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 2612704:

Денисламов Ильдар Зафирович (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 создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

 

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

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. Акустический сигнал с устья скважины, как правило, создает оператор по добыче нефти или исследователь с помощью переносного генерирующего устройства типа Микон-101 или Судос. Работы на скважине всегда сопряжены с определенной опасностью из-за повышенного давления в скважине. Получаемая таким образом информация является по своей сути дискретной величиной и часто недостаточной для принятия квалифицированных и оперативных решений по эксплуатации системы «пласт - глубинный насос».

Предлагаемое техническое решение направлено на повышение безопасности эксплуатации скважин и получение качественной информации с большей частотой во времени.

Наиболее близким по техническому решению заявляемого изобретения является идея, предложенная в изобретении по патенту РФ №2038473 «Способ определения уровня жидкости в скважинах» (опубл. 27.06.1995). По изобретению на уровне жидкости располагают поплавок с генераторами акустической и электромагнитной волны. Момент испускания «медленной» акустической волны определяют по времени прихода на устье скважины «быстрой» электромагнитной волны благодаря их одновременной генерации на уровне жидкости. Отметим, что изобретение основано в том числе и на мгновенном прохождении электромагнитного сигнала от уровня жидкости до устья. Это практически невозможно осуществить в скважинах с большой кривизной ствола скважины, так как электромагнитный сигнал будет активно поглощаться сталью обсадной колонны и не проходить выше от зоны кривизны скважины.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени по движению другого, более «медленного» - акустического сигнала.

Поставленная задача выполняется тем, что способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве, осуществляют так, что акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по формуле:

где Нур - уровень жидкости в скважине;

tгаз - хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины;

tжид - хронологическое время прихода акустической волны в жидкостной среде от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки;

Ннас - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;

υгаз - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;

υжид - скорость распространения акустической волны в жидкостной среде - в нефти или воде.

Схема расположения генератора акустических волн и приемников в межтрубном пространстве действующей нефтедобывающей скважины приведена на чертеже.

На схеме позициями показаны: 1 - колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, 2 - межтрубное пространство скважины, 3 - глубинный насос, 4 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве, 5 - генератор акустических сигналов с автономной плавучестью, 6 - излучатель акустических волн в газовой среде, 7 - излучатель акустических волн в жидкостной среде, 8 - устьевой приемник акустической волны в газовой среде, 9 - приемник акустической волны в жидкостной среде, 10 - кабель электропитания насоса с обратной информационной функцией, 11 - станция управления скважины,

Два приемника акустических волн размещены в разных концах колонны НКТ с тем, чтобы и в крайних положениях уровня жидкости в скважине приемники выполняли свои обязанности - принимали и фиксировали акустические волны, а именно устьевой приемник 8 принимал волны в газовой среде (в попутном нефтяном газе), а глубинный приемник 9 принимал акустические волны, распространяющиеся в жидкостной среде.

Способ измерения уровня осуществляется в следующем порядке:

1. В межтрубное пространство скважины на уровень жидкости помещают генератор 5 в виде поплавка с положительной плавучестью в жидкостной среде. Генератор имеет плотность в пределах 400-600 кг/м3 и снабжен двумя излучателями 6 и 7.

2. С необходимой частотой в течение суток, например ежечасно, генератор 5 производит одномоментно две акустические волны: в газовую среду через излучатель 6 и в жидкостную среду через излучатель 7.

3. В момент хронологического времени tгаз приемник 8 фиксирует приход акустической волны в газе, а в момент хронологического времени tжид приемник 9 фиксирует приход акустической волны в жидкостной среде.

4. Информация от приемников 8 и 9 передается по линии связи 10 на станцию управления (СУ) 11. В качестве линии связи от датчика 9 до СУ в скважинах с глубинным электроцентробежным насосом служит кабель электропитания электродвигателя насосной установки.

5. По формуле (1) контроллер станции управления определяет удаленность уровня жидкости от устья или, как принято говорить в нефтедобыче, уровень жидкости в скважине.

Формула (1) выведена исходя из следующего. Обозначим условное хронологическое время одновременного излучения двух акустических волн через to, тогда время движения волны по газовой среде равно:

Время движения акустической волны по жидкостной среде равно:

Рассмотрим разницу формул (2) и (3):

tгаз-tжидургаз-(Ннас-Hyp)/υжид

После вывода искомого параметра Нур за скобки получим:

Формула (4) трансформируется в конечную формулу (1), представленную по изобретению как основная и расчетная.

Проверим формулу (1) в граничных условиях возможного нахождения динамического уровня жидкости в действующей водозаборной скважине.

Исходные данные:

- насос расположен на глубине Нур=1450 м;

- скорость акустического волны в газовой среде: υгаз=350 м/с;

- скорость акустического волны в жидкостной среде: υгаз=1450 м/с.

Случай 1 - уровень жидкости расположен буквально в 10 м от устья скважины:

Случай 2 - уровень жидкости расположен буквально в 10 м выше от глубинного насоса (нижнего приемника акустической волны):

Расчеты по обоим случаям показали, что предложенная по изобретению математическая формула выглядит убедительной.

В отличие от прототипа по предложенному техническому решению роль определенного времени to как начала временного отчета испускания акустической волны сведена до нуля благодаря сравнению двух периодов времени прохождения акустической волны в газовой и жидкой средах. В этом, на наш взгляд, состоит существенное отличие и новизна данного технического решения.

Экономическая эффективность состоит в исключении работы персонала предприятия для измерения уровней жидкости в скважинах. Способ применим и на скважинах со значительной кривизной ствола.

Способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве, отличающийся тем, что акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по формуле:

где Нур - уровень жидкости в скважине;

tгаз - хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины;

tжид - хронологическое время прихода акустической волны в жидкостной среде от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки;

Ннас - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;

υгаз - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;

υжид - скорость распространения акустической волны в жидкостной среде - в нефти или воде.



 

Похожие патенты:

Представлен песочный сепаратор, который включает в себя разделительную камеру и слив. Песочный сепаратор содержит измеритель, гидравлически связанный с внутренним пространством разделительной камеры, причем измеритель сконфигурирован для регистрации границы раздела жидкой и твердой сред.

Группа изобретений относится к технике контроля параметров жидких сред в резервуарах для промышленных производств. В способе контроля используют по меньшей мере вторую пару приемник-излучатель, образующую с первой парой фигуру четырехугольной формы, горизонтальные стороны которой параллельны уровню жидкости, при этом дополнительно вычисляют значения энергетических характеристик волн Лэмба, распространяемых одновременно как между каждой из горизонтальных пар излучатель-приемник, так и второй вертикальной парой излучатель-приемник, используя значения, полученные от по меньшей мере одних горизонтальных пар для определения начальных и конечных значений измерительной шкалы других пар, с помощью которых определяют и/или измеряют положения уровня жидкости по высоте.

Изобретение относится к технической области измерения уровня заполнения. В частности, настоящее изобретение относится к устройству измерения уровня заполнения, к способу определения и читаемому компьютером носителю.

Изобретение относится к подающему устройству с датчиком уровня наполнения для жидкой добавки. Подающее устройство (1) для извлечения жидкой добавки из бака (2), которое может быть установлено на баке (2), имеет датчик (3) уровня наполнения для измерения уровня наполнения жидкой добавки в баке (2).

Изобретение относится к устройству для измерения уровня (17) наполнения емкости (1) для мочевины путем определения пути с помощью испускаемых датчиком (5) звуковых волн и их эха (16), имеющему дно (2) емкости для мочевины и поддон (3) с конструктивной высотой (9), причем поддон (3) примыкает к дну (2) емкости для мочевины и расположен ниже уровня (14) дна (2) емкости для мочевины, и, кроме того, поддон (3) открыто соединен с емкостью (1) для мочевины и в направлении вниз ограничен дном (4) поддона.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при метрологическом обеспечении скважинной геофизической аппаратуры, в качестве образцового средства измерения при градуировке и калибровке скважинных жидкостных расходомеров. Техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей, калибровка как для нагнетательных, так и для эксплуатационных скважин в условиях, максимально приближенным к реальным в трубах различного диаметра при любом значении расхода скважинной жидкости. Технический результат достигается тем, что установка для калибровки скважинных жидкостных расходомеров содержит компьютерный пульт управления, соединенную через входной трубопровод с блоком приемных камер параллельную проточную систему сличения, состоящую из образцовых расходомеров с разными диапазонами измерений, установленных последовательно с регуляторами гидравлического сопротивления и регулировочными вентилями в параллельных трубопроводах, а через выходной трубопровод, соединенную через электронасос и регулировочный вентиль со сливным резервуаром, сливной резервуар соединен с электронасосом и через регулировочный вентиль с фильтром-газоотделителем, который входным трубопроводом блока приемных камер соединен с ними через регулировочные вентили, причем регулировочные вентили смонтированы с возможностью подключения любого из образцовых расходомеров в единую гидравлическую цепь с калибруемым скважинным расходомером, расположенным в любой приемной камере как на восходящем, так и на нисходящем потоке, а пульт управления соединен с электронасосами и образцовыми расходомерами.

Группа изобретений относится к устройствам и способу контроля состояния пипетки. Способ контроля состояния пипетки, которая включает всасывающую трубку и наконечник пипетки, состоит в том, что вводят ультразвуковой сигнал в стенку всасывающей трубки, при этом ультразвуковой сигнал генерируют пьезоактюатором, установленным на указанной стенке всасывающей трубки, причем пьезоактюатор находится в контакте с дополнительной массой на стороне, обращенной от всасывающей трубки, при этом дополнительная масса выполнена для повышения чувствительности пьезоактюатора, в зависимости от частоты измеряют зависящее от частоты затухания затухание ультразвукового сигнала в стенке всасывающей трубки в заданном частотном диапазоне, содержащем множество частот, посредством сравнения измеренного зависящего от частоты затухания в заданном частотном диапазоне, по меньшей мере, с одним опорным измерением зависящего от частоты затухания или с основанной на опорных измерениях калибровочной кривой определяют, содержит ли пипетка жидкость или контактирует ли с ней.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения и регистрации морского волнения методом импульсной эхолокации узконаправленным лучом в направлении от дна к поверхности воды.

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.

Изобретение относится к технике контроля и измерения положения уровня жидких сред в резервуарах и может быть использовано в химической, нефтеперерабатывающей и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх