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(h_дин). Последний параметр определяется по известной экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ, в которой неизвестной величиной является динамический уровень жидкости в скважине (h_дин). 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 h_дин принимают максимально возможную ее величину при действующей насосной установке, а именно глубину насосной установки. Во втором цикле расчетов в расчетах P(h_дин) 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 - P_уст. 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 P_уст 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 h_дин принимают глубину расположения погружного насоса скважины h_насос, находят расчетным путем давление ПНГ в зоне динамического уровня P(h_дин), 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 h_дин, расчеты ведут в режиме итерации в несколько циклов до тех пор, пока величина h_дин не станет постоянной величиной.

где

h_дин - 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(h_дин1,2) - давление газа в зоне динамического уровня, определяется по формуле 3;

P_уст1 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины до момента выпуска газа объемом ΔV;

P_уст2 - 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

V_счет - объем ПНГ по счетчику газа;

P_атм - атмосферное давление (0,1 МПа);

T_уст - температура ПНГ на устье скважины;

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

P(h_дин1) - давление в зоне динамического уровня при P_уст1.

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

где

P_уст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины;

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

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

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

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 h_нас=1000 м;

- относительная по воздуху плотность газа ρ_отн=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 T_уст=15°C (288 К) до T_насос=25°C (298 К).

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

P_уст1=0,800 МПа. Электрорегулируемый вентиль 6 по команде контроллера 8 плавно открывается и через счетчик газа пропускают объем попутного нефтяного газа V_счет=0,50 м (при атмосферном давлении и температуре T_уст=15°C (288 К)). После этого действия давление ПНГ на устье понижается до P_уст2=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 h_дин=h_нacoc, и среднюю температуру газа T_ср=(15+25)/2=20°C=293 К. Искомое давление считается два раза при устьевом давлении Р_уст1 и Р_уст2.

2. Объем выпущенного газа V_счет, 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 h_дин=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 T_ср=(15+16,8)/2=15,9°С=288,9 К.

Для данных значений h_дин=183 м и T_ср=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 h_дин=189,7 м.

5. Полученное значение h_дин=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 T_ср=(15+16,9)/2=15,95°С=289 К.

По первому пункту:

По второму пункту:

По третьему пункту:

По расчетам третьего цикла h_дин=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=(P_уст1+P(h_дин1))/2;

P₂ - среднее давление ПНГ в межтрубном пространстве после выпуска газа объемом ΔV; P₂=(P_уст2+P(h_дин2))/2.

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

откуда выражаем V₂ и в последующем h_дин:

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 V_счет выпускается в атмосферу через счетчик газа, для проведения расчетов методом итерации в первом приближении за величину динамического уровня жидкости h_дин принимают глубину расположения погружного насоса скважины h_насос, находят расчетным путем по формуле 3 давление ПНГ в зоне динамического уровня Р(h_дин), выпущенный объем газа V_счет 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 h_дин, расчеты ведут в режиме итерации в несколько циклов до тех пор, пока величина h_дин не станет постоянной величиной:

где
h_дин - 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(h_дин1,2) - давление газа в зоне динамического уровня, определяется по формуле 3;
P_уст1 - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины до момента выпуска газа объемом ΔV;
P_уст2 - 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
V_счет - объем ПНГ по счетчику газа;
P_атм - атмосферное давление (0,1 МПа);
Т_уст - температура ПНГ на устье скважины;
Т(h_дин) - температура ПНГ в зоне динамического уровня скважины;
P(h_дин1) - давление в зоне динамического уровня при P_уст1;
P(h_дин) - давление в зоне динамического уровня жидкости определяется по формуле 3 (формула Лапласа-Бабинэ):

где
P_уст - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины;
ρ_отн - относительная по воздуху плотность ПНГ в межтрубном пространстве, кг/м³;
Т_ср, z_ср - средние значения соответственно температуры и коэффициента сверхсжимаемости РНГ от устья скважины до h_дин (Т_ср измеряют в градусах K, а параметр z_ср - безразмерная величина).