СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ОБВОДНЕННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/47 G01F23/14 

Описание патента на изобретение RU2571321C1

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.

Похожие патенты RU2571321C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВЫНОСА ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ГАЗОМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 1998
  • Муллаев Б.Т.-С.
  • Максутов Р.А.
  • Гафаров Н.А.
  • Вдовин А.А.
  • Тиньков И.Н.
  • Корнев Б.П.
  • Зайцев С.И.
  • Саенко О.Б.
  • Саркисов Э.И.
RU2148705C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 2010
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2459953C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 2001
  • Дроздов А.Н.
  • Кабдешева Ж.Е.
  • Териков В.А.
  • Якупов А.Ф.
RU2202039C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА 2010
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2459952C1
Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости 2018
  • Юшков Антон Юрьевич
  • Огай Владислав Александрович
  • Хабибуллин Азамат Фаукатович
RU2706283C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ДЕБИТА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 1998
  • Вяхирев Р.И.
  • Чугунов Л.С.
  • Ремизов В.В.
  • Ермилов О.М.
  • Басниев К.С.
  • Гордеев В.Н.
  • Васильев В.И.
  • Тер-Саакян Ю.Г.
  • Кононов В.И.
RU2124635C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ И НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ 1994
  • Сомов Владимир Федорович
  • Шевченко Александр Константинович
RU2085712C1
Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления 2017
  • Корабельников Михаил Иванович
  • Корабельников Александр Михайлович
RU2667182C1
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ОПТИМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ЖИДКОСТИ 2018
  • Юшков Антон Юрьевич
  • Огай Владислав Александрович
  • Хабибуллин Азамат Фаукатович
RU2706084C2
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 2003
  • Беспрозванный А.В.
  • Кудрин А.А.
  • Кошелев А.В.
  • Типугин А.В.
  • Чебышева А.В.
RU2244105C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 571 321 C1

Реферат патента 2015 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ОБВОДНЕННОЙ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

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.

Формула изобретения RU 2 571 321 C1

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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2571321C1

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ 2010
  • Семенчук Владимир Евгеньевич
RU2447280C1
СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ МЕЖТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2001
  • Семенчук В.Е.
  • Гаус П.О.
  • Налимов Г.П.
  • Лавров В.В.
RU2199005C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 1996
  • Сидоров А.П.
  • Назаров С.И.
  • Мельников В.В.
  • Либерман Г.И.
  • Арбузов И.В.
RU2115892C1
СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОГО КОНТРОЛЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ С НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ 2005
  • Федотов Василий Иванович
  • Леонов Василий Александрович
  • Соколов Алексей Николаевич
RU2295034C1
US 6237410 B1, 29.05.2001.

RU 2 571 321 C1

Авторы

Валеев Артем Фаатович

Соловьев Николай Алексеевич

Даты

2015-12-20Публикация

2014-08-21Подача