Результат интеллектуальной деятельности: 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 (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 Н_дин по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления по зависимости

где - расчетное значение забойного давления в МПа;

ρ_ж - плотность жидкости в кг/м³;

H_заб - глубина забоя скважины при входе в центробежный насос в м;

H_дин - расчетное значение динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины в м, в первом приближении равно значению глубины Н_заб;

P_дин - 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 P_у - измеренное давление на выходе из затрубного пространства устья скважины в МПа;

λ_г - коэффициент гидравлического сопротивления газа;

T_ср - средняя между измеренными температурами продукции на устье T_у и забое T_заб скважины в K;

Z_ср - коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси;

Q_г - измеренная величина расхода газа в тыс. м³/сут;

d_э - эквивалентный диаметр затрубного пространства в мм;

S_ст, S_дин - параметры, рассчитываемые по выражениям:

где - относительная по воздуху плотность газа, которая вычисляется на основе значения плотности газа ρ_г в кг/м³;

L - длина НКТ от устья скважины до глубины H_дин 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: P_у, Т_у, Q_г, ρ_г - 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, ρ_ж - плотность жидкости от устройства для отбора проб жидкости 5, расположенного на выходе из НКТ, и с датчиков на забое скважины: P_заб, T_заб - давление и температуру продукции на забое скважины от манометра 6 и термометра 7 и определяет H_дин - динамический уровень жидкости по итерационному алгоритму последовательных приближений значения забойного давления от устья скважины до его равенства давлению P_заб по приведенным выше формулам.

На основании изложенного, при измеренных значениях параметров продукции вертикальной скважины (глубина забоя скважины H_заб 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 d_э равен 137,8 мм): давление на выходе из затрубного пространства устья скважины Р_у равно 5,91 МПа, температура продукции на устье скважины Т_у равна 281,1 K, расход газа Q_г равен 63 тыс. м³/сут, плотность газа ρ_г равна 0,73 кг/м³, плотность жидкости ρ_ж равна 1170,00 кг/м³, давление на забое скважины P_заб равно 8,23 МПа, температура продукции на забое скважины T_заб равна 300,8 K, в результате итерационных вычислений по предложенным выше формулам определены значения параметров: коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси Z_cp равен 0,814, коэффициент гидравлического сопротивления газа λ_г равен 0,0182, средняя температура T_ср равна 290,9 K, давление, соответствующее динамическому уровню жидкости, P_дин равно 6,61 МПа, а динамический уровень жидкости H_дин 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.