СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ
METHOD FOR DETERMINATION OF LIQUID LEVEL IN WELL

Заявляемое изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих и водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности.
В скважинах межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовоздушной и жидкостной. 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 нефти и воды в скважине и характеристик продуктивного пласта.
Динамический и статический уровни жидкости в скважинах определяют с помощью эхолотирования межтрубного пространства, то есть о глубине уровня судят по времени прохождения звуковой волны в газовой среде (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. Акустический сигнал с устья скважины, как правило, создает оператор по добыче нефти или исследователь с помощью переносного генерирующего устройства типа Микон-101 или Судос. Работы на скважине всегда сопряжены с определенной опасностью из-за повышенного давления в скважине. Получаемая таким образом информация является, по своей сути, дискретной величиной и часто недостаточной для принятия квалифицированных и оперативных решений по эксплуатации системы «пласт - глубинный насос».
Известен способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине по патенту РФ на изобретение №2623756 (опубл. 29.06.2017, бюл. 19), по которому генератор и приемник акустической волны располагают в зоне глубинного насоса, об уровне воды в скважине судят по времени прохождения акустической волны от насоса до уровня и обратно к насосу. Способ характеризуется погрешностью при наличии пузырьков газа в водной среде и изменении скорости движения акустического сигнала в газожидкостной среде водной многофазной среде.
Наиболее близким по техническому решению к заявляемому изобретению является способ определения уровня жидкости в скважине по патенту РФ на изобретение №2559979 (опубл. 20.08.2015, бюл. 23). Согласно этому изобретению от устья скважины до глубинного насоса располагают стационарно и равномерно по вертикальной глубине скважины датчики давления, по информации от которых и определяют границу различных сред по излому зависимости давления от глубины датчиков. Способ имеет следующие недостатки:
- графоаналитическим путем определяется вертикальная глубина раздела фаз, для определения уровня жидкости по абсолютной длине скважины необходимы качественные данные по удлинению ствола скважины относительно вертикальной составляющей от устья до насоса;
- электрическая цепь из множества датчиков давления является сложным устройством, в котором необходимо контроллером станции управления получать в индивидуальном порядке информацию от каждого датчика давления;
- датчики давления являются достаточно габаритными устройствами, поэтому их размещение с учетом бронирующих оболочек в ограниченном пространстве кольцевого межтрубного пространства сегодня представляет конструктивную сложность.
Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в нефтедобывающей и водозаборной скважине в постоянном режиме времени без участия человека с минимальными затратами и одновременным повышением точности производимых замеров.
Поставленная задача выполняется за счет того, что по способу определения уровня жидкости в скважине, который заключается в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса, в качестве устройств используют одинаковые теплогенерирующие проводники (полупроводники) - терморезисторы, соединенные параллельно в замкнутую электрическую цепь совместно с амперметром и источником напряжения постоянной величины на устье скважины, терморезисторы располагают равномерно по абсолютной длине скважины, а глубину уровня жидкости в скважине определяют по показанию амперметра через определенный интервал времени после подключению электрической цепи к источнику напряжения и предварительно полученной калибровочной зависимости силы тока в цепи от глубины раздела газовой и жидкой сред как фактора общего сопротивления электрической цепи.
В основу изобретения положено утверждение о линейной зависимости сопротивления тепловыделяющего проводника (полупроводника) электрической цепи от его температуры. (Шефтель И.Т. Терморезисторы. Электропроводность 3d-окислов. Параметры, характеристики и области применения. Монография. - Москва: Издательство «Наука»: Главная редакция физико-математической литературы, 1973. - 415 с. (стр. 303 - вторая группа терморезистров).
Например, для металлического проводника с повышением его температуры растет электрическое сопротивление, и, наоборот, с повышением температуры полупроводника его сопротивление снижается. По предлагаемому изобретению предложено соединить терморезисторы с одинаковыми значениями сопротивления параллельно в цепь с амперметром и источником постоянного напряжения электрического тока. В скважинных условиях часть терморезисторов окажется в газовой среде, а часть - в нефтяной или водной среде. Известно, что теплопроводность нефти и воды в десятки раз превышает аналогичный показатель газовой среды, например, воздуха или метана. Поэтому терморезистор, находящийся в газовой среде, будет нагреваться на большую величину, чем аналогичное устройство в нефти или в водной среде.
1
1
2
2
Рассмотрим две ситуации, когда все одинаковые по параметрам терморезисторы находятся в двух разных средах. Первая ситуация - терморезисторы находятся в газовой среде, они нагреваются, общее сопротивление цепи растет, сила тока в цепи снижается, и через заданное время оба параметра фиксируются на величинах R и I. Другая картина сформируется при нахождении терморезисторов в жидкой среде, так как благодаря высокой теплопроводности нефти или воды будет происходить более интенсивное охлаждение терморезисторов; их температуры будут повышаться значительно медленнее; сопротивление цепи, зафиксированное через заданное время, примет меньшее значение R, а сила тока, наоборот, зафиксируется на большем значении I.
Схема предлагаемой по изобретению электрической цепи в скважинных условиях предложена на фиг. 1, где следующими номерами обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 3 - глубинный насос, 4 - терморезисторы, 5 - источник напряжения, 6 - амперметр, 7 - электрические кабели, соединяющие терморезисторы, 8- уровень жидкости в скважине, 9 - газовая среда, 10 - жидкая фаза.
Работоспособность технического решения по изобретению проверена следующим образом.
Гирлянду из параллельно собранной электрической цепи, в составе которой было 3 одинаковых по размерам и электрическому сопротивлению терморезистора типа РТС, равноудаленных друг от друга в цепи на расстоянии 50 см, исследовали следующим образом:
1. Терморезисторы (TP) в составе электрической цепи опустили в подвешенном состоянии в сухой вертикальный цилиндрический сосуд высотой в 130 см так, что расстояние между ними составило 50 см, а общая длина цепи между верхним и нижним TP - 100 см.
1. Напряжение переменного электрического тока - 220 В.
2. Все терморезисторы находятся в воздушной среде, через 6 минут после подачи напряжения зафиксировано показание амперметра - 108,3 мА.
3. В сосуд с нижней его стороны подали порцию технического масла, так, чтобы один из трех терморезисторов оказался в техническом масле (модель нефти). Через 6 минут после подачи напряжения зафиксирована сила тока в 129,1 мА.
4. Уровень масла подняли так, чтобы еще второй терморезистор также оказался в жидкой среде. Через 6 минут после подачи напряжения зафиксировано показание амперметра равное 150,4 мА.
5. Сосуд заполнили маслом, и все три терморезистора оказались погруженными в масло. Через 6 минут после подачи напряжения зафиксировано показание амперметра - 172,1 мА.
В результате проведенных испытаний предложенного способа получена следующая калибровочная таблица и график зависимости силы тока (показание амперметра) от глубины положения раздела двух сред (фиг. 2): газовой и жидкой (уровень нефти в скважине).
Калибровочная зависимость общего сопротивления цепи от уровня масла в вертикальном сосуде (количества сопротивлений, помещенных в жидкую среду), приведена на фиг. 2.
Общее сопротивление электрической цепи с множеством терморезистров N с параллельным подключением и расположенных в одной среде выражается формулой:
где:
N - общее число терморезистров в цепи;
R - сопротивление терморезистора.
Для многофазной среды, состоящей из газовой и жидкой фаз, формула 1 преобразуется следующим образом:
где:
газ
n - количество TP в газовой среде;
жид
n - количество TP в жидкости.
ур
Уровень жидкости (длина газовой фазы в скважине) Н находим как произведение количества терморезистров в газовой среде на расстояние между ними - ), поэтому в итоге запишем:
вод
газ
общ
В формуле (3) параметры R, R являются постоянными величинами для тех термобарических условий, которые сформировались в скважине на определенных глубинах с учетом геотермического градиента. Общее сопротивление электрической цепи из множества терморезистров R представим как отношение напряжения в цепи U к силе тока I, тогда формула 3 преобразуется:
В формуле 4 все параметры, кроме силы тока в цепи I являются постоянными величинами, которые преобразуются в постоянные а и b. Поэтому зависимость уровня жидкости от показания амперметра является прямолинейной зависимостью, что и подтверждается данными таблицы 1. В скважинных условиях с учетом существования геотермического градиента данная зависимость не будет в точности соответствовать формуле 4, поэтому в заявке предусмотрено предварительное построение калибровочной зависимости силы тока в цепи от глубины раздела газовой и жидкой сред как фактора общего сопротивления электрической цепи.
Изменение уровня жидкости в скважине для получения калибровочной зависимости можно выполнить несколькими способами, например, изменением производительности глубинного насоса. После каждого изменения уровня жидкости необходимо замерить глубину этого уровня приемлемым способом, например, традиционным акустическим способом, и одновременно замерить силу тока в электрической цепи из множества терморезистров. Количество TP в параллельной цепи и будет определять точность замера уровня жидкости в скважине. Например, при установке 100 таких элементов на общей длине в 1 км от устья до насоса точность измерений будет равна 10 м. Сегодня акустические методы не имеют такой точности по многим причинам, поэтому по заявке достигается необходимый положительный результат. А в сравнении с прототипом - патентом РФ на изобретение №2559979 - рассмотренная заявка экономически выгодна для нефтедобывающих предприятий, так как стоимость стандартного терморезистора примерно в сто раз меньше стоимости датчика давления из пьезоэлемента.
По мнению авторов, новизной и существенным отличием по изобретению являются следующие положения, отраженные в заявке:
- уровень жидкости определяется дистанционно с необходимой частотой по показанию амперметра (сила тока в цепи);
- показание амперметра снимается через определенное время, необходимое для стабилизации температуры и сопротивления терморезистора, которые могут находиться в разных средах в зависимости от уровня жидкости в скважине.