СПОСОБ КОНТРОЛЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПОТОКА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B47/06 

Известен способ контроля температуры жидкой среды [1], согласно которому производят спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) хвостовика с размещенными на внешней поверхности НКТ и хвостовика на строго фиксированных расстояниях друг от друга не менее трех датчиков температуры, и регистрируют забойную температуру, которую кодируют в цифровом виде и хранят в глубинном в электронном блоке памяти, при необходимости передавая данные по линии связи (кабелю) на устье скважины.

Недостатком указанного известного способа является то, что данным известным устройством производится замер не температуры потока жидкости внутри НКТ, в замер забойных параметров при остановленном насосе.

Также известен способ исследования скважин, в частности, для контроля температуры потока текучей среды, включающий спуск в скважину внутрь снабженных герметичным башмаком НКТ погружного кабеля с термометром - элементом для измерения температуры, и нагревателем; спуск струйного насоса, закрепленного на НКТ, последующую перекачку жидкости (потока текучей среды) внутри НКТ и в межтрубном пространстве и регистрацию температуры потока текучей среды в интервале перфорации [2].

Однако указанный известный способ является достаточно сложным и требует сложного обустройства скважины.

Кроме того, для использования данного способа необходимо заглушить скважину и замер температуры производить в неработающей скважине, что не позволяет получить оперативные и достоверные данные о температуре потока жидкости.

Вместе с этим указанный способ невозможно реализовать в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), т.е. он не является универсальным.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности измерений в работающей скважине как в начальный, так и в последующие периоды времени, при обеспечении универсальности для скважин с любым способом добычи.

Дополнительным техническим результатом является упрощение способа и снижение затрат времени на его осуществление.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом контроля температуры потока текучей среды в насосно-компрессорных трубах скважины, включающим спуск в скважину погружного кабеля с установленным на нем элементом для измерения температуры и регистрацию температуры потока текучей среды, при этом новым является то, что при спуске в скважину указанного погружного кабеля его размещают снаружи насосно-компрессорных труб НКТ, причем в качестве элемента для измерения температуры текучей среды используют внутрискважинный измерительно-стабилизирующий блок, включающий в себя по меньшей мере один датчик температуры и соединенный посредством упомянутого кабеля, выполняющего функцию электропроводящей сигналопередающей линии связи, с наземным измерительным блоком, при этом указанный датчик устанавливают таким образом, чтобы его чувствительный элемент касался стенки НКТ или стенки муфты НКТ, или находился в непосредственной близости от стенки НКТ или от стенки муфты НКТ.

В качестве датчиков температуры используют кварцевые резонаторы.

В качестве наземного измерительного блока используют частотный электронный модуль измерения.

Наземный измерительный блок и электропроводящая сигналопередающая линия связи его с внутрискважинным измерительно-стабилизирующим блоком выполнены с возможностью одновременного считывания сигналов со всех указанных датчиков при наличии датчиков более одного.

Датчики температуры соединены с наземным измерительным блоком с обеспечением при работе постоянного непрерывного контакта при одном приемо-передающем канале для всех указанных датчиков.

Наземный измерительный блок выполняют в виде программируемого частотного электронного модуля измерения, который включает в себя генератор шума, перестраиваемый входной резонансный усилитель, микропроцессорный блок управления, микропроцессорный блок вычисления и жидкокристаллический дисплей.

В качестве внутрискважинного измерительно-стабилизирующего блока используют блок, состоящий по меньшей мере из одного датчика температуры и устройства для стабилизации параметров.

Указанный технический результат реализуется за счет следующего.

Благодаря тому, что погружной кабель с датчиком (датчиками) температуры при спуске размещают снаружи НКТ, обеспечивается универсальность предлагаемого способа для скважин с любым видом эксплуатации: фонтанным, с использованием электроцентробежного насоса (ЭЦН) и ШГН.

Ориентирование чувствительного элемента датчика температуры к стенке НКТ или к стенке муфты НКТ (путем касания или нахождения в непосредственной близости) обеспечивает повышение точности измерения температуры потока текучей среды внутри НКТ независимо от глубины установки датчика (обычно добыча производится путем подъема пластового флюида - текучей среды по НКТ на дневную поверхность), т.к. металл НКТ является более теплопроводным, чем текучая среда, благодаря чему температура стенки НКТ или пространства вблизи нее наиболее точно и достоверно отражает температуру самой текучей среды, протекающей через НКТ. Причем в результате этого же явления точность измерения температуры будет высокая как в начальный период перекачки текучей среды через НКТ, так и во все последующие периоды времени. Все это позволяет осуществлять достоверный контроль теплового поля скважины.

Предлагаемый способ прост, осуществляется с использованием доступного и простого оборудования.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом в следующей последовательности.

Непосредственно у скважины или на кабельном участке на погружном кабеле, например, марок КППБп, КНПБп, КГ и т.п., выполняют герметичные отводы для подключения датчика (датчиков) температуры, например, кварцевых резонаторов. Их количество зависит от глубины скважины и поставленных задач по контролю теплового поля скважины, но в любом случае их должно быть не менее одного, а в преимущественном варианте - по меньшей мере два. Для выполнения указанным погружным кабелем функции электропроводящей сигналопередающей линии связи, на одном его свободном конце производят концевую заделку токопроводящих жил, например, в «звезду», а другим свободным концом подключают к наземному измерительному блоку, находящемуся на дневной поверхности. Возможен другой вид подключения при другой конструкции кабеля, например, в случае, если токопроводящие жилы кабеля выполнены в виде петли, то тогда все концы жил соединяют между собой и подключение к источнику питания производится от этого места соединения.

Далее производят спуск в скважину указанного подготовленного погружного кабеля с датчиком (датчиками) температуры, размещают его при этом снаружи НКТ и прикрепляют к ним стальными поясами. При этом чувствительный элемент датчика (датчиков) ориентируют таким образом, чтобы он касался наружной стенки НКТ или наружной стенки муфты НКТ или находился в непосредственной близости от них. В случае использования нескольких датчиков температуры допускается устанавливать ряд из них касающимися стенок НКТ или муфт, а другие - в непосредственной близости от указанных стенок.

Затем погружной кабель через наземный измерительный блок подключают к источнику питания. Датчик (датчики) производит замер температуры текучей среды (благодаря теплообмену со стенкой НКТ). Сигнал с датчика (датчиков) температуры попадает на наземный измерительный блок, например, программируемый частотный электронный модуль, который позволяет регистрировать и контролировать тепловое поле скважины. Благодаря тому, что в конструкцию внутрискважинного измерительно-стабилизирующего блока входит устройство стабилизации параметров, обеспечивается стабильность передаваемых показателей температуры.

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Для этого брали отрезок насосно-компрессорной трубы длиной 3 м, на его наружную поверхность крепили погружной кабель марки КНПБП-120 3×8 с одним кварцевым резонатором, выполняющим функцию датчика температуры. Чувствительный элемент указанного датчика касался стенки НКТ. Через трубу НКТ пропускали поток водонефтяной эмульсии (с обводненностью 30%) со скоростью 0,2 л/с. Первичная температура потока была задана +22°С (в первом опыте) и +40°С (во втором опыте). Показания датчика в первом опыте составляли 22,1°С, а во втором опыте 40,1°C (погрешность составляет 0,25-0,45%). Таким образом, было подтверждено, что предлагаемый способ действительно является точным и достоверным.

Предлагаемый способ имеет следующие преимущества перед известными:

- позволяет с высокой точностью и достоверностью регистрировать температуру потока текучей среды в скважине;

- является универсальным и может быть использован в скважинах с любым способом добычи;

- прост в осуществлении и не требует для своей реализации сложное оборудование.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Патент РФ №2244102, Кл. Е21В 43/00, от 2003 г.

2. Патент РФ №2194855, Кл. Е21В 47/00, от 2001 г.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к исследованию температурного поля эксплуатационных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений в работающей скважине как в начальный, так и в последующие периоды времени, при обеспечении универсальности для скважин с любым способом добычи. Спускают в скважину погружной кабель (ПК) с установленным на нем элементом для измерения температуры. При этом ПК размещают снаружи НКТ, причем в качестве элемента для измерения температуры текучей среды используют внутрискважинный измерительно-стабилизирующий блок (ВСИБ). В качестве ВСИБ используют блок, состоящий по меньшей мере из одного ДТ и устройства для стабилизации параметров. При этом указанный ДТ устанавливают таким образом, чтобы его чувствительный элемент касался стенки НКТ или стенки муфты НКТ, или находился в непосредственной близости от стенки НКТ или от стенки муфты НКТ. В качестве ДТ используют кварцевые резонаторы. В качестве наземного измерительного блока (НИБ) используют частотный электронный модуль измерения. НИБ и электропроводящая сигналопередающая линия связи его с ВСИБ выполнены с возможностью одновременного считывания сигналов со всех указанных ДТ при наличии датчиков более одного. 6 з.п. ф-лы.

1. Способ контроля температуры потока текучей среды в насосно-компрессорных трубах скважины, включающий спуск в скважину погружного кабеля с установленным на нем элементом для измерения температуры и регистрацию температуры потока текучей среды, отличающийся тем, что при спуске в скважину указанного погружного кабеля его размещают снаружи насосно-компрессорных труб НКТ, причем в качестве элемента для измерения температуры текучей среды используют внутрискважинный измерительно-стабилизирующий блок, включающий в себя, по меньшей мере, один датчик температуры и соединенный посредством упомянутого кабеля, выполняющего функцию электропроводящей сигналопередающей линии связи, с наземным измерительным блоком, при этом указанный датчик устанавливают таким образом, чтобы его чувствительный элемент касался стенки НКТ или стенки муфты НКТ, или находился в непосредственной близости от стенки НКТ или от стенки муфты НКТ.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве датчиков температуры используют кварцевые резонаторы.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве наземного измерительного блока используют частотный электронный модуль измерения.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что наземный измерительный блок и электропроводящая сигналопередающая линия связи его с внутрискважинным измерительно-стабилизирующим блоком выполнены с возможностью одновременного считывания сигналов со всех указанных датчиков при наличии датчиков более одного.5. Способ по п.4, отличающийся тем, что все датчики температуры соединены с наземным измерительным блоком с обеспечением при работе постоянного непрерывного контакта при одном приемопередающем канале для всех указанных датчиков.6. Способ по п.1, отличающийся тем, что наземный измерительный блок выполняют в виде программируемого частотного электронного модуля измерения, который включает в себя генератор шума, перестраиваемый входной резонансный усилитель, микропроцессорный блок управления, микропроцессорный блок вычисления и жидкокристаллический дисплей.7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве внутрискважинного измерительно-стабилизирующего блока используют блок, состоящий, по меньшей мере, из одного датчика температуры и устройства стабилизации параметров.