RU2559979C1 - Способ определения уровня жидкости в скважине - Google Patents
Способ определения уровня жидкости в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559979C1 RU2559979C1 RU2014128037/03A RU2014128037A RU2559979C1 RU 2559979 C1 RU2559979 C1 RU 2559979C1 RU 2014128037/03 A RU2014128037/03 A RU 2014128037/03A RU 2014128037 A RU2014128037 A RU 2014128037A RU 2559979 C1 RU2559979 C1 RU 2559979C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- sensors
- liquid level
- correlation coefficient
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Предложено разместить в скважине от устья до глубинного насоса или до продуктивного пласта бронированный многожильный кабель с датчиками давления, равномерно расположенными друг от друга по вертикальной составляющей скважины. Информация по давлению с этих датчиков постоянно подается на контроллер станции управления скважиной и интерпретируется в следующем порядке: определяется по первым двум датчикам коэффициент корреляции прямолинейной зависимости давления от вертикальной глубины скважины. В эту базу добавляется информация по третьему и далее датчику до тех пор, пока не понизится коэффициент корреляции. На конечной стадии расчетов контроллер находит уравнения зависимости давления от вертикальной глубины скважины для двух разных фаз: газовой и жидкостной. Уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения этих двух полученных прямых зависимостей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Description
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: Ндин=465,5 м:
0,0001·Н+0,7996=0,007·Н-2,4127.
Откуда: Н=Ндин=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.
Claims (2)
1. Способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в измерении давления по стволу скважины с помощью манометра, отличающийся тем, что в скважину от ее устья до глубинного насоса или его забоя помещают 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 уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения двух полученных прямых линий, характеризующих газовую и жидкостную фазы пространства скважины.
2. Способ, отличающийся по п. 1 тем, что для наклонно-направленных скважин для получения вертикальных значений глубин датчиков используется удлинение ствола скважины по паспортным данным проходки скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014128037/03A RU2559979C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ определения уровня жидкости в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014128037/03A RU2559979C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ определения уровня жидкости в скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2559979C1 true RU2559979C1 (ru) | 2015-08-20 |
Family
ID=53880474
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014128037/03A RU2559979C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ определения уровня жидкости в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2559979C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612704C1 (ru) * | 2016-03-10 | 2017-03-13 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
RU2623756C1 (ru) * | 2016-05-16 | 2017-06-29 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине |
RU2738506C1 (ru) * | 2020-04-27 | 2020-12-14 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
RU2742164C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-02-02 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине |
RU2761421C1 (ru) * | 2019-09-23 | 2021-12-08 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Устройство для определения уровня масла в скважине |
CN113958311A (zh) * | 2021-12-21 | 2022-01-21 | 沈阳新石科技有限公司 | 一种监测井下液位的装置及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5325716A (en) * | 1991-02-12 | 1994-07-05 | Pfister Messtechnik Gmbh | Apparatus for determining the pressure distribution along a limited distance and method for manufacturing it |
RU2124702C1 (ru) * | 1995-07-10 | 1999-01-10 | Чангмин Ко., Лтд. | Способ измерения уровня воды или жидкости (варианты) и барботажный уровнемер |
RU2249108C1 (ru) * | 2003-09-11 | 2005-03-27 | Осадчий Владимир Михайлович | Устройство для измерения внутрискважинных параметров |
-
2014
- 2014-07-08 RU RU2014128037/03A patent/RU2559979C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5325716A (en) * | 1991-02-12 | 1994-07-05 | Pfister Messtechnik Gmbh | Apparatus for determining the pressure distribution along a limited distance and method for manufacturing it |
RU2124702C1 (ru) * | 1995-07-10 | 1999-01-10 | Чангмин Ко., Лтд. | Способ измерения уровня воды или жидкости (варианты) и барботажный уровнемер |
RU2249108C1 (ru) * | 2003-09-11 | 2005-03-27 | Осадчий Владимир Михайлович | Устройство для измерения внутрискважинных параметров |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612704C1 (ru) * | 2016-03-10 | 2017-03-13 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
RU2623756C1 (ru) * | 2016-05-16 | 2017-06-29 | Юрий Вениаминович Зейгман | Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине |
RU2761421C1 (ru) * | 2019-09-23 | 2021-12-08 | Чайна Ойлфилд Сервисез Лимитед | Устройство для определения уровня масла в скважине |
US11788405B2 (en) | 2019-09-23 | 2023-10-17 | China Oilfield Services Limited | Downhole oil level detection device |
RU2738506C1 (ru) * | 2020-04-27 | 2020-12-14 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
RU2742164C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2021-02-02 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине |
CN113958311A (zh) * | 2021-12-21 | 2022-01-21 | 沈阳新石科技有限公司 | 一种监测井下液位的装置及方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2559979C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважине | |
RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
CN104832162B (zh) | 用于烃井的井下液位的控制 | |
CN107923237A (zh) | 具有高采样速率的井下压力测量工具 | |
RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
RU2562628C1 (ru) | Способ определения динамического уровня жидкости в скважине | |
RU2674351C1 (ru) | Способ оценки обводненности скважинной нефти | |
CN106761680A (zh) | 一种化学降粘辅助螺杆泵举升稠油工艺的判断方法 | |
RU2612704C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважине | |
EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
CN116455946B (zh) | 一种基于云端高频井口压力生产数据分析方法 | |
RU2623756C1 (ru) | Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине | |
WO2017086906A1 (en) | Scheduling treatment fluid placement and fluid diversion in a subterranean formation | |
RU2682827C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтедобывающей скважины | |
RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
CN110067555B (zh) | 碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置 | |
Carlsen et al. | Simultaneous continuous monitoring of the drilling-fluid friction factor and density | |
RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
RU2560003C1 (ru) | Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине | |
RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине | |
CN108487905A (zh) | 一种页岩气水平井压裂参数的优化方法 | |
RU2701673C1 (ru) | Устройство для определения обводненности скважинной нефти | |
RU2515666C1 (ru) | Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160709 |