Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

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 нефтяного газа в скважине 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 комплектация скважины датчиками давления и температуры в любых ее точках согласно изобретения РФ №2249108 «Устройство для измерения внутрискважинных параметров» (опубл. 27.03.2005). В изобретении отсутствует способ получения информации от датчиков и ее интерпретации для определения уровня жидкости в скважине.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без спускоподъемных операций и разгерметизации скважины. Дополнительной задачей по изобретению является повышение точности производимых изобретений.

Поставленная техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу определения уровня жидкости в скважине, заключающемся в измерении давления по стволу скважины, необходимо в скважину от ее устья до глубинного насоса или его забоя поместить бронированный кабель, на котором установлены на равном расстоянии друг от друга по вертикальной составляющей скважины стационарные датчики давления, информация от которых в постоянном режиме передается на станцию управления скважиной, контроллер которой в заданном режиме производит следующую обработку данных: находит уравнение зависимости давления от вертикальной глубины скважины по данным первых двух датчиков, последовательно добавляет в расчетную базу данных информацию по давлению по следующим ниже датчикам до тех пор пока коэффициент корреляции линейной зависимости давления от глубины скважины не понизится, информация от этого датчика, понизившего коэффициент корреляции, и находящихся ниже используется для расчета уравнения второй линейной зависимости, а именно зависимости уже гидростатического давления от вертикальной глубины скважины. По полученной информации от датчиков давления уровень скважины определяется как точка пересечения двух полученных прямых линий с разным углом наклона к одной из осей координат: глубина датчика или давление по датчику. Для наклонно-направленных скважин для получения вертикальных значений глубин датчиков используется удлинение ствола скважины по паспортным данным проходки скважины буровой организацией.

Схема расположения датчиков давления в межтрубном пространстве действующей нефтедобывающей скважины приведена на фиг. 1. По схеме позициями показаны: 1 - колонна лифтовых труб, 2 - межтрубное пространство, 3 - глубинный насос, 4 - динамический или статический уровень жидкости, 5 - датчики давления, 6 - линия информационной связи, 7 - станция управления с контроллером. Датчики 5 расположены на линии связи (кабеле) равномерно по вертикали, например, через каждые 100 м. Рассмотрим реализацию способа по изобретению на данных стандартной нефтедобывающей скважины с вертикальным стволом и насосом на глубине 1000 м. На кабеле связи расположены 11 датчиков давления, по которым на определенный момент времени контроллер получает следующую информацию по давлениям в стволе скважины (приведено в табличном виде).

Согласно изобретению контроллер станции управления интерпретирует данные приведенной таблицы по давлению и глубине следующим образом:

1. По данным первых двух точек (датчики на глубине 0 и 100 м) в поле координат «глубина-давление» методом наименьших квадратов проводится прямая линия, характеризующая базу данных наилучшим образом, и оценивается коэффициент корреляции R этой прямолинейной зависимости. Логично, что по двум точкам искомый коэффициент равен 1,0.

2. Добавление к этим двум точкам информация по третьему датчику незначительно снижает коэффициент R до 0,9995.

3. Присоединение к базе данных информации по нижележащим датчикам длится до тех пор, пока коэффициент корреляции не понизится, например, на 10% и более от своей ранней величины. По приведенной скважине параметр R снижается до величины 0,7350 (на 26,5% от ранней величины в 0,9998) после добавления в базу данных величины давления по шестому датчику на глубине 500 м. С этого момента контроллер образует новую информационную базу с такой же интерпретацией данных: расчет параметра R и уравнения прямой линии.

4. По данным первых пяти датчиков, то есть до датчика, снижающего коэффициент корреляции, образуется база данных:

по которой определяется уравнение прямолинейной зависимости давления от глубины. Эта зависимость характеризует газовую фазу скважины в межтрубном пространстве:

5. Аналогичное уравнение контроллер получает по данным датчиков, находящихся в жидкостной фазе межтрубного пространства скважины. Для этого формируется вторая база данных:

Уравнение прямой для жидкостной фазы имеет вид:

6. Две прямые линии пересекаются только в одной точке - на границе газовой и жидких фаз скважины (фиг. 2). Для нахождения координат этой точки необходимо контроллеру приравнять правые части уравнений 1 и 2. Последующее решение этого равенства дает глубину газожидкостного раздела или уровня жидкости в скважине: Н_дин=465,5 м:

0,0001·Н+0,7996=0,007·Н-2,4127.

Откуда: Н=Н_дин=465,5 м.

Приведенный пример показывает, с какой достаточной эффективностью по изобретению решается поставленная техническая задача. Для этого достаточно расположить по длине скважины датчики давления и контролировать степень прямолинейности зависимости давления от вертикальной составляющей ствола скважины. В качестве критерия нами выбран коэффициент корреляции зависимости, который чутко реагирует на резкое повышение давления при нахождении датчика давления в жидкостной фазе (ниже уровня жидкости). Реализация предложенной технической идеи позволит контролировать динамический и статический уровни скважины в постоянном режиме без привлечения персонала и периодического выпуска попутного нефтяного газа в атмосферу.