Способ определения уровня жидкости в скважине

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах, и может быть использовано для определения динамического уровня скважинной жидкости. Техническим результатом является создание способа способного к измерению высокоточного уровня динамической жидкости в мало- и среднетемпературных скважинах. Способ включает периодический опрос размещенных вдоль ствола скважины системы датчиков температуры, на основании данных которых формируют термограмму состояния затрубной жидкости и вычисляют градиент температуры в каждой измеряемой точке, при этом точка с максимальным значением градиента будет являться границей раздела фазовых сред жидкость-газ и соответствовать уровню динамической жидкости. При этом в затрубном пространстве скважины размещают локальные и/или распределенные источники изменения температуры затрубной жидкости, которые формируют статические зоны нагрева и/или охлаждения, а точку с максимальным значением градиента фиксируют либо в процессе нагрева или возврата к начальной геотерме, либо в процессе охлаждения или возврата к начальной геотерме, либо в процессе одновременного нагрева и охлаждения, и возврата к начальной геотерме. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения динамического уровня скважинной жидкости.

Определение уровня жидкости в скважине является достаточно распространенной задачей. Для нефтяных и водозаборных скважин данная информация используется для определения забойного давления, а также для оценки уровня жидкости над установкой электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) для предотвращения попадания воздуха на прием насоса. Для газодобывающих скважин определение уровня жидкости позволяет отследить накопление жидкости на забое и своевременно предпринять действия для предотвращения остановки газодобывающей скважины.

Особенно важным является данная проблема для низкодебитных газовых скважин. В процессе эксплуатации газовых скважин, в потоке пластового флюида кроме газа есть жидкая фаза (в том числе вода и конденсат). В процессе подъема газа по насосно-компрессорной трубе (НКТ) жидкая фаза (вода и конденсат) может в случае недостаточных скоростей потока начать двигаться вниз под действием гравитационных сил и накапливаться на забое скважины. В случае перекрытия интервалов перфораций добывающая скважина остановится. Для ее возврата в эксплуатацию потребуется специальные мероприятия на скважине, связанные с удалением жидкости с забоя скважины и возобновлением притока газа.

Очень важным данная проблематика становится в связи с постепенным переходом основного фонда газодобывающих скважин с высокодебитных сеноманских скважин в сторону газовых коллекторов с низкой проницаемостью и газовых сланцевых месторождений. Подобные месторождения разрабатываются с помощью технологии многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). Для подобных скважин характерно значительное снижение дебита газа до 70% в течении первого года эксплуатации скважин.

Таким образом отслеживание уровня жидкости над забоем нефтедобывающих и газодобывающих скважин является одной из важнейших задач в эксплуатации скважин. Для осуществления замера уровня жидкости предложенным способом, оборудование скважины должно отвечать следующим требованиям:

• способность определения уровня в многокомпонетных системах (в том числе и ценообразование);

• высокая разрешающая способность измерений;

• отсутствие необходимости использования дополнительных средств, относительно низкая трудоемкость подготовки и реализации исследований;

• непрерывность исследований, в том числе во время остановки скважины.

Известен способ измерения уровня по методу, описанному в патенте RU 2247835, МКИ: Е21В 47/04, 2005 г. Изобретение относится к области исследования и контроля скважин и может быть использовано для измерения динамического уровня склонной к пенообразованию жидкости. В способе уровень жидкости определяют путем измерения времени прохождения звукового импульса от устья скважины до уровня жидкости с предварительным разрушением пены. Для этого распыляют расчетное количество реагента для разрушения пены в затрубное пространство с возможностью максимального его контакта с пеной, затем прекращают распыление. Время прохождения звукового импульса от устья скважины до уровня жидкости определяют не ранее чем через 15 мин после прекращения распыления. Распыление проводят под давлением, превышающим давление газа в затрубном пространстве. В качестве реагента для разрушения пены могут использовать противовспениватель для буровых растворов «Триксан».

Из недостатков вышеописанного метода стоит отметить то, что в технологии есть необходимость использования дополнительных средств для устранения пенообразования, что вызывает дополнительные манипуляции, существенно осложняющие процесс.

Известен способ, описанный в (см. Бормашов В.П. Уточнение динамического уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах с помощью глубинной термограммы // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №7. - С. 124-128), который предполагает размещение датчиков температуры вдоль ствола скважины на расстоянии не менее 20-40 м друг от друга с последующим опросом. После опроса всех датчиков температуры формируется термограмма, по которой вычисляется градиент температур в каждой точке. Точка с максимальным значением градиента будет являться границей раздела сред. При сравнении данных определений уровня жидкости по градиенту температур и данных затрубной плотнометрии, выявлено, что способ имеет разрешающую способность не более 10 м.

Соответственно, в данном способе недостатками являются разрешающая способность измерений, а также необходимость размещения большого количества датчиков, что вызывает трудоемкость операции.

Из схожей тематики патентуемого способа известно об использовании оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (RU 2445656 МКИ: G02B 6/44, 2012 г.). Недостатком является то, что помимо прочих измерений в скважине этот способ не способен измерять уровень жидкости.

С технологической точки зрения, наиболее близким патентом является способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине с высокой температурой, добывающей сверхвязкую нефть (RU 2494248 МКИ: Е21В 47/047, 2013 г.), взятый в качестве прототипа. Согласно этому методу, оптоволоконный кабель опускается в эксплуатационную колонну и измеряет температуру по стволу скважины. В процессе измерений строится график зависимости температуры от глубины. На графике выделяется скачок температур минимум на 10 градусов, со стороны устья скважины, что и будет определять глубину уровня раздела газовой и жидкой фаз. Все остальные скачки вглубь скважины не учитываются. Достоверность способа подтверждена сравнительными данными по волномеру.

Определение динамического уровня жидкости, описанное в прототипе, не подразумевает использование дополнительных средств помимо распределенного датчика температуры, так как температуры флюида достаточно для четкого определения уровня жидкости по градиенту температур на границе раздела фаз. Потери тепла в окружающее пространство минимальны, так как при такой эксплуатации, область, обработанная паром, из соседней скважины и температура флюида прогревают окружающее пространство. В отношении других скважин, необходимо искусственно создать перепад температур.

Недостатком данного способа является то, что он не позволяет проводить измерения динамического уровня жидкости в мало- и среднетемпературных скважинах, хотя для высокотемпературных скважин его точность не превышает 10 м.

Техническим результатом заявляемого способа определения динамического уровня жидкости в скважине является устранение недостатков известного технического решения (прототипа), а именно создание способа способного к измерению высокоточного уровня динамической жидкости в мало- и среднетемпературных скважинах.

Технический результат в способе определения динамического уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах с помощью глубинной термограммы, включающем периодический опрос размещенных вдоль ствола скважины системы датчиков температуры, на основании данных которых формируют термограмму состояния затрубной жидкости и вычисляют градиент температуры в каждой измеряемой точке, при этом точка с максимальным значением градиента будет являться границей раздела фазовых сред жидкость-газ и соответствовать уровню динамической жидкости, достигается тем, что в затрубном пространстве скважины размещают локальные и/или распределенные источники изменения температуры затрубной жидкости, которые формируют статические зоны нагрева и/или охлаждения, а точку с максимальным значением градиента фиксируют либо в процессе нагрева или возврата к начальной геотерме, либо в процессе охлаждения или возврата к начальной геотерме, либо в процессе одновременного нагрева и охлаждения, и возврата к начальной геотерме.

Размещение в затрубном пространстве скважины локальных источников изменения температуры затрубной жидкости, которые формируют статические зоны нагрева и/или охлаждения позволяет повысить температурный контраст для тех скважин, температура которых и температура флюида которых недостаточна для определения уровня динамической жидкости.

Фиксацию точки с максимальным значением градиента осуществляют либо в процессе нагрева, для более быстрого получения результата, но требующего большей мощности нагревающего источника, либо возврата к начальной геотерме, который позволяет, не затрачивая значительного количества энергии получить результат за больший промежуток времени.

Фиксацию точки с максимальным значением градиента осуществляют либо в процессе охлаждения, для более быстрого получения результата, но требующего большей мощности охлаждающего источника, либо возврата к начальной геотерме, который позволяет, не затрачивая значительного количества энергии получить результат за больший промежуток времени.

Фиксацию точки с максимальным значением градиента осуществляют в процессе создания дополнительного перепада температур посредством одновременного нагрева и охлаждения, для более быстрого получения результата, но требующего большей мощности нагревающего и охлаждающего источника, либо возврата к начальной геотерме, который позволяет не затрачивая значительного количества энергии получить результат за больший промежуток времени.

Выгодно в качестве локального и/или распределенного источника повышения температуры использовать греющий кабель или капиллярную трубку с циркулирующим горячим флюидом.

Целесообразно в качестве локального и/или распределенного источника понижения температуры использовать капиллярную трубку с циркулирующим холодным флюидом.

Перспективно для повышения контраста использовать одновременный нагрев и охлаждение, осуществляемый созданием нагретых локальных зон или постоянной зоны вдоль ствола скважины и созданием охлажденной локальной зоны на границе раздела фаз, либо созданием охлажденной постоянной зоны вдоль ствола скважины и созданием нагретой локальной зоны на границе раздела фаз.

Использование в способе греющих и/или охлаждающих импульсов позволяет обеспечить выраженный температурный градиент и, соответственно, гарантирует четкое определение границы раздела жидкость-газ, во всех эксплуатационных условиях, даже при наличии пенообразования в затрубном пространстве скважины, что не известно среди аналогов заявляемого способа, а значит, соответствует критерию «изобретательский уровень».

Сущность заявляемого способа поясняется представленными на фиг. 1-10.

На фиг. 1 представлен рисунок, поясняющий нагрев скважины распределенным греющим элементом (греющим кабелем или капиллярной трубкой с горячим циркулирующим флюидом), где: 1 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 2 - обсадная эксплуатационная колонна, 3 - распределенная система термометрии, 4 - динамический уровень жидкости, 5 - распределенный греющий кабель (греющий кабель может быть разделен на участки, которые на рисунке условно не показаны) или капиллярная трубка с циркулирующим горячим флюидом.

На фиг. 2 представлен рисунок, поясняющий нагрев скважины локальным греющим элементом (химический реактив), где: 6 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 7 - обсадная эксплуатационная колонна, 8 - распределенная система термометрии, 9 - динамический уровень жидкости, 10 - греющий химический реактив.

На фиг. 3 представлен схематичный график данных, получаемый с распределенной системы термометрии с нагревающими элементами, поясняющий схематичное определение динамического уровня жидкости в скважине, где: 11 - газовая среда в затрубном пространстве скважины, 12 - максимальный термический градиент, определяющий уровень динамической жидкости, 13 - жидкостная среда в затрубном пространстве скважины.

На фиг. 4 представлен рисунок, поясняющий охлаждение скважины распределенным охлаждающим элементом (капиллярная трубка с циркулирующим флюидом), где: 14 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 15 - обсадная эксплуатационная колонна, 16 - распределенная система термометрии, 17 - динамический уровень жидкости, 18 - капиллярная трубка с циркулирующим холодным флюидом.

На фиг. 5 представлен рисунок, поясняющий охлаждение скважины локальным охлаждающим элементом (химический реактив), где: 19 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 20 - обсадная эксплуатационная колонна, 21 - распределенная система термометрии, 22 - динамический уровень жидкости, 23 - охлаждающий химический реактив.

На фиг. 6 представлен схематичный график данных, получаемый с распределенной системы термометрии с охлаждающими элементами, поясняющий схематичное определение динамического уровня жидкости в скважине, где: 24 - газовая среда в затрубном пространстве скважины, 25 - максимальный термический градиент, определяющий уровень динамической жидкости, 26 - жидкостная среда в затрубном пространстве скважины.

На фиг. 7 представлен рисунок, поясняющий одновременный нагрев и охлаждение скважины распределенным греющим элементом (греющий кабель или капиллярная трубка с циркулирующим горячим флюидом) и локальным охлаждающим элементом (химический реактив), где: 27 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 28 - обсадная эксплуатационная колонна, 29 - распределенная система термометрии, 30 - динамический уровень жидкости, 31 - распределенный греющий кабель (разделенный на участки греющий кабель, на рисунке условно не показан) или капиллярная трубка с циркулирующим горячим флюидом, 32 - охлаждающий химический реактив.

На фиг. 8 представлен схематичный график данных, получаемый с распределенной системы термометрии с одновременным распределенным нагревом и локальным охлаждением на границе раздела сред, поясняющий схематичное определение динамического уровня жидкости в скважине, где: 33 - газовая среда в затрубном пространстве скважины, 34 - максимальный термический градиент, определяющий уровень динамической жидкости, 35 - жидкостная среда в затрубном пространстве скважины.

На фиг. 9 представлен рисунок, поясняющий одновременное охлаждение и нагрев скважины распределенным охлаждающим элементом (капиллярная трубка с циркулирующим флюидом) и локальным греющим элементом (химический реактив), где: 36 - НКТ (насосно-компрессорная труба), 37 - обсадная эксплуатационная колонна, 38 - распределенная система термометрии, 39 - динамический уровень жидкости, 40 - распределенный греющий кабель (разделенный на участки греющий кабель, на рисунке условно не показан) или капиллярная трубка с циркулирующим горячим флюидом, 41 - капиллярная трубка с циркулирующим холодным флюидом.

На фиг. 10 представлен схематичный график данных, получаемый с распределенной системы термометрии с одновременным распределенным охлаждением и локальным нагревом химическими реактивами на границе раздела фаз, поясняющий схематичное определение динамического уровня жидкости в скважине, где: 42 - газовая среда в затрубном пространстве скважины, 43 - максимальный термический градиент, определяющий уровень динамической жидкости, 44 - жидкостная среда в затрубном пространстве скважины.

Реализацию заявляемого способа рассмотрим с использованием фиг. 1-10.

Варианты 1 и 2. Сбор температурных данных со скважин с компоновкой, представленных на фиг. 1, 2 осуществляется следующим образом. Перед началом измерений включают источник питания для греющего кабеля (5) и выдерживают во временном интервале достаточном для повышения температуры в зоне нагрева до значений, достаточных для создания термического градиента, либо спускают нагревающий химический реактив на границу раздела двух сред (10). Распределенная система термометрии (3, 8) фиксирует значения температур и формируется термограмма, представленная на графике фиг. 3. После этого на полученной термограмме определяют максимальный термический градиент (12), соответствующий границе раздела жидкостной (13) и газовой (11) фаз, определяющий динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины.

Варианты 3 и 4. Сбор температурных данных со скважин с компоновкой, представленных на фиг. 4, 5 осуществляется следующим образом. Перед началом измерений включают источник питания для подачи циркулирующего холодного флюида в капиллярную трубку (18) и выдерживают во временном интервале достаточном для понижения температуры в зоне охлаждения до значений, достаточных для создания термического градиента, либо спускают охлаждающий химический реактив на границу раздела двух сред (23). Распределенная система термометрии (16, 21) фиксирует значения температур и формируется термограмма, представленная на графике фиг. 6. После этого на полученной термограмме определяют максимальный термический градиент (25), соответствующий границе раздела жидкостной (26) и газовой (24) фаз, определяющий динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины.

Вариант 5. В случаях, когда термического градиента, созданного описанными выше нагревающими способами (варианты 1 и 2), недостаточно, есть возможность увеличить градиент температур, используя охлаждающий химический реактив. Сбор температурных данных со скважин с компоновкой, представленной на фиг. 7 осуществляется следующим образом. Перед началом измерений включают источник питания для греющего кабеля (31) и выдерживают во временном интервале достаточном для повышения температуры в зоне нагрева до значений, достаточных для создания термического градиента, вместе с тем, на границу раздела сред спускают охлаждающий химический реактив (32). Распределенная система термометрии (29) фиксирует значения температур и формируется термограмма, представленная на графике фиг. 8. После этого на полученной термограмме определяют максимальный термический градиент (34), соответствующий границе раздела жидкостной (35) и газовой (33) фаз, определяющий динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины.

Вариант 6. В случаях, когда термического градиента, созданного описанными выше охлаждающими способами (варианты 3 и 4), недостаточно, есть возможность увеличить градиент температур, используя нагревающий химический реактив. Сбор температурных данных со скважин с компоновкой, представленной на фиг. 9 осуществляется следующим образом. Перед началом измерений включают источник питания для подачи циркулирующего холодного флюида в капиллярную трубку (40) и выдерживают во временном интервале достаточном для понижения температуры в зоне охлаждения до значений, достаточных для создания термического градиента, вместе с тем, на границу раздела сред спускается нагревающий химический реактив (41). Распределенная система термометрии (38) фиксирует значения температур и формируется термограмма, представленная на графике фиг. 10. После этого на полученной термограмме определяют максимальный термический градиент (43), соответствующий границе раздела жидкостной (44) и газовой (42) фаз, определяющий динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины.

Таким образом, заявляемый способ позволяет определить динамический уровень жидкости в скважинах в различных эксплуатационных условиях, искусственно создавая термический градиент распределенными и локальными источниками изменения температур, в результате чего создается максимальный термический градиент на уровне раздела двух сред.

1. Способ определения динамического уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах с помощью глубинной термограммы, включающий периодический опрос размещенных вдоль ствола скважины системы датчиков температуры, на основании данных которых формируют термограмму состояния затрубной жидкости и вычисляют градиент температуры в каждой измеряемой точке, при этом точка с максимальным значением градиента будет являться границей раздела фазовых сред жидкость-газ и соответствовать уровню динамической жидкости, отличающийся тем, что в затрубном пространстве скважины размещают локальные и/или распределенные источники изменения температуры затрубной жидкости, которые формируют статические зоны нагрева и/или охлаждения, а точку с максимальным значением градиента фиксируют либо в процессе нагрева или возврата к начальной геотерме, либо в процессе охлаждения или возврата к начальной геотерме, либо в процессе одновременного нагрева и охлаждения, и возврата к начальной геотерме.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве локального и/или распределенного источника повышения температуры используют греющий кабель или капиллярную трубку с циркулирующим горячим флюидом.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве локального и/или распределенного источника понижения температуры используют капиллярную трубку с циркулирующим холодным флюидом.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременный нагрев и охлаждение осуществляются созданием нагретых локальных зон или постоянной зоны вдоль ствола скважины и созданием охлажденной локальной зоны на границе раздела фаз, либо созданием охлажденной постоянной зоны вдоль ствола скважины и созданием нагретой локальной зоны на границе раздела фаз.