СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ С ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ, ДОБЫВАЮЩЕЙ СВЕРХВЯЗКУЮ НЕФТЬ
METHOD FOR DETERMINING LIQUID LEVEL IN OIL WELL WITH HIGH TEMPERATURE FOR EXTRACTION OF HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.
Известен способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, согласно которому формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости (патент РФ №2447280, опубл. 10.04.2012).
Недостатком способа является необходимость применения специальных приборов, отсутствующих в скважине при ее работе, ненадежность определений и порой и невозможность определений уровня в скважинах с высокой температурой, добывающих высоковязкую нефть, частый выход из строя волномеров из-за влияния высокотемпературной парогазовой смеси из межтрубного пространства.
Известно использование оптоволоконных каротажных кабелей в нефтедобывающих скважинах для сбора данных о параметрах скважины (патент РФ №2445656, опубл. 20.03.2012 - прототип).
Недостатком известного способа является то, что помимо прочих измерений в скважине способ не способен измерять уровень жидкости в скважине.
В предложенном изобретении решается задача определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть.
Задача решается способом определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть, включающим размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры.
Сущность изобретения
В высокотемпературной скважине, добывающей высоковязкую нефть, определение уровня жидкости представляет определенные трудности. Зачастую приборы типа эхолотов не выдерживают высокой температуры, выходят из строя или дают неверные показания. В предложенном изобретении решается задача определения уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Задача решается следующим образом.
По технологии добычи высоковязкой нефти для периодического отслеживания температуры внутри эксплуатационной колонны размещают оптоволоконный кабель, посредством которого определяют температуру по всей глубине скважины. Строят график зависимости температуры от глубины скважины. На графике выделяют скачок температуры минимум на 10 градусов, ближайший к устью скважины. Прочие скачки температуры не учитывают.
Определяют уровень жидкости в скважине как соответствующий глубине выделенного скачка температуры.
В результате удается определить уровень жидкости в высокотемпературной скважине, добывающей высоковязкую нефть.
Пример конкретного выполнения
Через нефтедобывающую скважину с горизонтальным стволом добывают нефть с вязкостью 3500 сст, обводненность нефти составляет 65 %, дебит по нефти составляет 54 т/сут, температура нефти изменяется в пределах от 90 до 140°C. В эксплуатационной колонне размещен оптоволоконный кабель марки КОБ1-400-тип4, подключенный на устье к станции ОИТВС(оптическому измерителю температурных возмущений среды). Показания станции отображаются на диспетчерском пункте нефтепромысла. Добычу ведут электроцентробежным насосом по колонне насосно-компрессорных труб. По показаниям с оптоволоконного кабеля строят график зависимости температуры от глубины скважины. График представлен на фиг.1.
На фиг.1 выделяют скачок температуры, минимум на 10 градусов, ближайший к устью скважины. Определяют уровень жидкости в скважине как соответствующий глубине выделенного скачка температуры.
Уровень жидкости в скважине составляет 47 м. Сравнительные данные по волномеру на скважине подтвердили определенный уровень.
Применение предложенного способа позволит определить уровень жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть.