Способ определения уровня жидкости в скважине
METHOD OF LIQUID LEVEL DETERMINATION IN WELL

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации водозаборных и нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях 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 информационных целей.
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. 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».
Предлагаемое техническое решение направлено на повышение безопасности эксплуатации скважин и получение качественной информации с большей частотой во времени.
Наиболее близким по техническому решению заявляемого изобретения является идея, предложенная в изобретении по патенту РФ №2038473 «Способ определения уровня жидкости в скважинах» (опубл. 27.06.1995). По изобретению на уровне жидкости располагают поплавок с генераторами акустической и электромагнитной волны. Момент испускания «медленной» акустической волны определяют по времени прихода на устье скважины «быстрой» электромагнитной волны благодаря их одновременной генерации на уровне жидкости. Отметим, что изобретение основано в том числе и на мгновенном прохождении электромагнитного сигнала от уровня жидкости до устья. Это практически невозможно осуществить в скважинах с большой кривизной ствола скважины, так как электромагнитный сигнал будет активно поглощаться сталью обсадной колонны и не проходить выше от зоны кривизны скважины.
Технической задачей заявляемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени по движению другого, более «медленного» - акустического сигнала.
газ
жид
Поставленная задача выполняется тем, что способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве, осуществляют так, что акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - t и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - t, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по формуле:
ур
где Н - уровень жидкости в скважине;
газ
t - хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины;
жид
t - хронологическое время прихода акустической волны в жидкостной среде от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки;
нас
Н - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;
газ
υ - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;
жид
υ - скорость распространения акустической волны в жидкостной среде - в нефти или воде.
Схема расположения генератора акустических волн и приемников в межтрубном пространстве действующей нефтедобывающей скважины приведена на чертеже.
На схеме позициями показаны: 1 - колонна насосно-компрессорных труб - НКТ, 2 - межтрубное пространство скважины, 3 - глубинный насос, 4 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве, 5 - генератор акустических сигналов с автономной плавучестью, 6 - излучатель акустических волн в газовой среде, 7 - излучатель акустических волн в жидкостной среде, 8 - устьевой приемник акустической волны в газовой среде, 9 - приемник акустической волны в жидкостной среде, 10 - кабель электропитания насоса с обратной информационной функцией, 11 - станция управления скважины,
Два приемника акустических волн размещены в разных концах колонны НКТ с тем, чтобы и в крайних положениях уровня жидкости в скважине приемники выполняли свои обязанности - принимали и фиксировали акустические волны, а именно устьевой приемник 8 принимал волны в газовой среде (в попутном нефтяном газе), а глубинный приемник 9 принимал акустические волны, распространяющиеся в жидкостной среде.
Способ измерения уровня осуществляется в следующем порядке:
3
1. В межтрубное пространство скважины на уровень жидкости помещают генератор 5 в виде поплавка с положительной плавучестью в жидкостной среде. Генератор имеет плотность в пределах 400-600 кг/м и снабжен двумя излучателями 6 и 7.
2. С необходимой частотой в течение суток, например ежечасно, генератор 5 производит одномоментно две акустические волны: в газовую среду через излучатель 6 и в жидкостную среду через излучатель 7.
газ
жид
3. В момент хронологического времени t приемник 8 фиксирует приход акустической волны в газе, а в момент хронологического времени t приемник 9 фиксирует приход акустической волны в жидкостной среде.
4. Информация от приемников 8 и 9 передается по линии связи 10 на станцию управления (СУ) 11. В качестве линии связи от датчика 9 до СУ в скважинах с глубинным электроцентробежным насосом служит кабель электропитания электродвигателя насосной установки.
5. По формуле (1) контроллер станции управления определяет удаленность уровня жидкости от устья или, как принято говорить в нефтедобыче, уровень жидкости в скважине.
o
Формула (1) выведена исходя из следующего. Обозначим условное хронологическое время одновременного излучения двух акустических волн через t, тогда время движения волны по газовой среде равно:
Время движения акустической волны по жидкостной среде равно:
Рассмотрим разницу формул (2) и (3):
газ
жид
ур
газ
нас
yp
жид
t-t=Н/υ-(Н-H)/υ
ур
После вывода искомого параметра Н за скобки получим:
Формула (4) трансформируется в конечную формулу (1), представленную по изобретению как основная и расчетная.
Проверим формулу (1) в граничных условиях возможного нахождения динамического уровня жидкости в действующей водозаборной скважине.
Исходные данные:
ур
- насос расположен на глубине Н=1450 м;
газ
- скорость акустического волны в газовой среде: υ=350 м/с;
газ
- скорость акустического волны в жидкостной среде: υ=1450 м/с.
Случай 1 - уровень жидкости расположен буквально в 10 м от устья скважины:
Случай 2 - уровень жидкости расположен буквально в 10 м выше от глубинного насоса (нижнего приемника акустической волны):
Расчеты по обоим случаям показали, что предложенная по изобретению математическая формула выглядит убедительной.
o
В отличие от прототипа по предложенному техническому решению роль определенного времени t как начала временного отчета испускания акустической волны сведена до нуля благодаря сравнению двух периодов времени прохождения акустической волны в газовой и жидкой средах. В этом, на наш взгляд, состоит существенное отличие и новизна данного технического решения.
Экономическая эффективность состоит в исключении работы персонала предприятия для измерения уровней жидкости в скважинах. Способ применим и на скважинах со значительной кривизной ствола.