способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины

Формула изобретения

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающий определение уровня жидкости геофизическими методами по данным измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время в процессе работы насоса, отличающийся тем, что измерения гамма-гамма-плотномером по рассеянию выполняют до пуска насоса, сразу после пуска насоса и далее постоянно в процессе работы насоса, при этом разность между уровнем жидкости, измеренным сразу после пуска насоса, и уровнем жидкости, измеренным до пуска насоса, принимают за эталонную разность уровней Н, а фактический уровень жидкости в каждый момент в процессе работы насоса определяют путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, насос отключают при приближении фактического уровня жидкости к уровню установки насоса на 5-7 м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, оборудованной электроцентробежным насосом (далее ЭЦН или насос), с тем чтобы своевременно отключить ЭЦН.

Известны различные способы определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной ЭЦН, включающие определение уровня жидкости разными геофизическими методами.

Наиболее распространенным в настоящее время способом определения уровней в межтрубном пространстве является выполнение измерений акустическим уровнемером (эхолотом). Способ описан в справочнике: В.Н.Василевский и А.П.Петров. Техника и технология определения параметров скважины и пласта. - Справочник рабочего. М.: Недра, 1989.

Однако данный способ имеет много недостатков, так как точность определения уровня жидкости по эхолоту обусловлена, в основном, точностью фиксации скорости звука в скважине, зависящей не только от конструкции эхолота, но и от различных условий в скважине, влияющих на скорость распространения звука в ней. Например, известно, что на скорость распространения звука в скважине влияют физико-химические свойства находящихся в скважине жидкости, газов, пены (состав, концентрация, давление, температура, скорость перемещения и т.п.). Кроме того, в скважинах с различными геолого-промысловыми условиями на результаты измерений эхолотом оказывают искажающее влияние большая криволинейность ствола скважины, эксцентричное расположение насосно-компрессорных труб (НКТ) из-за расположения питающего ЭЦН кабеля в межтрубье, наличие на НКТ и в НКТ в интервале вечномерзлых пород гидрато-парафиновых отложений, наличие в межтрубном пространстве выше уровня нефти взвешенной смеси нефти с воздухом, называемой пеной или жидкостью с пеной, в зависимости от процентного содержания жидкости в пене. При исследованиях уровня жидкости фиксируют верхнюю точку столба пены, считая, что это и есть уровень жидкости. Фактический же уровень жидкости находится под столбом пены и остается не измеренным.

Исследования показывают, что вследствие указанных причин измерения эхолотом дают удовлетворительные результаты по определению уровня жидкости в межтрубье только в 30% случаев.

Учитывая недостатки способа определения уровня жидкости с использованием эхолота, известны попытки разработать способ определения уровня жидкости путем измерения давления жидкости в скважине.

Известный способ определения уровня жидкости в скважине включает проведение измерений давления до и после пуска насоса и определение уровня по отношению давлений (SU 1158751А, кл. Е21В 47/04, опубл. 30.05.1985, 2 с.).

Недостатком этого способа является то, что столб жидкости с воздухом (пена), возникающий при работе насоса в зависимости от величины амплитуды и частоты его вибраций, создает разное давление на находящуюся у его подошвы жидкость, а, следовательно, и на датчик давления. Разное давление столба пены определяется разным процентным содержанием воздуха и жидкости в пене, обусловленным составом жидкости и величиной амплитуды и частоты вибраций насоса. В связи с нестабильностью состава жидкости и вибрационных характеристик насоса, зависящих от его конструкции, производительности, глубины установи, а также и от состава жидкости, давление столба пены колеблется в весьма значительном диапазоне. Нестабильность величины давления столба пены, фиксируемого датчиками, приводит к ошибочным выводам по уровню жидкости в межтрубном пространстве. Ошибки же в определении уровня жидкости приводят к случаям засасывания пены в ЭЦН, что приводит к резкому сбросу нагрузки насоса с последующими гидроударами и, в итоге, к перегреву обмотки ЭЦН из-за динамических перегрузок, а затем и к ее перегоранию. Из-за самой большой аварийности с насосами при определении уровня жидкости по ее давлению этот способ определения уровня жидкости стараются не применять.

Указанный недостаток частично устранен в другом известном способе определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, принятом за прототип.

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной ЭЦН, по прототипу включает определение уровня жидкости геофизическими методами по данным двух измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время, и по смещению одной кривой относительно другой судят об изменении уровня жидкости в скважине (Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. - М.: Недра, 1987, с.339-341).

Преимуществом прототипа является то, что он фиксирует верхний уровень или жидкости, или пены, или жидкости с пеной независимо от плотности жидкости, пены или жидкости с пеной. Фиксируемые уровни во всех этих случаях называют во избежание путаницы уровнем жидкости.

Недостатком прототипа является то, что он фиксирует лишь относительное смещение столбов жидкости в процессе работы ЭЦН, но положение фактического уровня жидкости, т.е. уровня жидкости под пеной или под жидкостью с пеной, не известно и не фиксируется. Из-за ошибочного определения уровня жидкости электрическая обмотка ЭЦН часто перегорает. Поэтому аварии с ЭЦН не исключаются.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, лишенного указанных выше недостатков.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является повышение точности определения уровня жидкости, снижение количества аварийных ситуаций, увеличение срока службы электроцентробежных насосов. В целом достигается повышение производительности насоса и объема добычи нефти.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающем определение уровня жидкости геофизическими методами по данным измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию, выполненных в разное время, и суждение об изменении уровня жидкости в скважине по смещению последней кривой относительно предыдущих, согласно предложенному, измерения гамма-гамма-плотномером по рассеянию выполняют до пуска насоса, сразу после пуска насоса и далее постоянно или периодически в процессе работы насоса с установлением периодичности для каждой скважины по данным практики из условия недопущения аварийности насоса, при этом разность между уровнем жидкости, измеренным сразу после пуска насоса, и уровнем жидкости, измеренным до пуска насоса, принимают за эталонную разность уровней Н, а фактический уровень жидкости, измеряемый постоянно или периодически в процессе работы насоса, определяют путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, насос отключают при приближении фактического уровня жидкости до уровня установки насоса на 5-7 метров.

Выполнение измерений гамма-гамма-плотномером по рассеянию до пуска насоса и сразу после пуска насоса необходимо для того, чтобы зафиксировать два уровня жидкости - до пуска насоса и сразу после пуска насоса - с целью определения разности указанных уровней Н, которая принимается за эталонную как величина, неизменная в условиях конкретной скважины.

В процессе работы насоса при постепенном понижении уровня жидкости в межтрубном пространстве необходимо своевременно произвести отключение насоса, т.к. при снижении фактического уровня жидкости ниже уровня, на котором установлен насос, возникает опасность аварийной ситуации вследствие засасывания пены, жидкости с пеной или воздуха, перегрева и перегорания обмоток насоса. Измерение уровня жидкости гамма-гамма-плотномером по рассеянию в каждый момент в процессе работы насоса дает величину не фактического уровня жидкости, а уровня пены или смеси жидкости с пеной, образуемых над жидкостью вследствие динамических процессов в скважине. Этот последний уровень располагается значительно выше фактического уровня жидкости и поэтому не может служить достоверной информацией для определения уровня жидкости. Для того чтобы повысить точность определения уровня жидкости и исключить возможность аварийной ситуации, необходимо в каждый момент в процессе работы насоса определять фактический уровень жидкости путем вычитания эталонной разности уровней Н из уровня жидкости, измеренного гамма-гамма-плотномером по рассеянию в каждый момент в процессе работы насоса. Таким образом, способ позволяет определить не относительное смещение уровней жидкости в процессе работы ЭЦН, а положение фактического уровня жидкости, т.е. уровня жидкости под пеной или под жидкостью с пеной.

То, что насос отключают при приближении фактического уровня жидкости до уровня установки насоса на 5-7 м, гарантирует отсутствие попадания пены, или жидкости с пеной, или воздуха в насос и, как следствие, отсутствие аварий. Работать при приближении, меньшем чем 5-7 м, нельзя, так как столб жидкости над насосом пульсирует при работе насоса из-за его вибрации, то есть изменяет свой верхний уровень примерно на высоту 5-7 м.

Таким образом, в результате определения фактического уровня жидкости снижается вероятность засасывания в насос пены, или жидкости с пеной, или воздуха, что обеспечивает снижение вероятности аварий и увеличение срока службы ЭЦН. Этим достигается повышение производительности насоса и увеличение добычи нефти.

Предложенный способ поясняется чертежом, где обозначены следующие измерения: 1 - до пуска насоса, 2 - сразу после пуска насоса, 3-6 - в процессе работы насоса, 7 - фактический уровень жидкости, Н - эталонная разность уровней.

Предложенный способ выполняют следующим образом. В межтрубное пространство скважины на определенном уровне устанавливают ЭЦН. Прежде чем запустить насос, производят измерение уровня жидкости гамма-гамма-плотномером по рассеянию. Затем запускают насос в работу и сразу же производят второе измерение. Фиксируют разницу этих измерений и принимают ее за эталонную (Н). Далее производят измерения уровня жидкости постоянно или периодически в процессе работы насоса с установлением периодичности для данной скважины по данным практики из условия недопущения аварийности насоса. Однако эти показания, как было сказано выше, дают сведения не о фактическом уровне жидкости, а об уровне пены или жидкости с пеной, которые имеют место над жидкостью в процессе работы насоса. Для того чтобы получить сведения о фактическом уровне жидкости, из уровня жидкости, измеренного в каждый момент в процессе работы насоса, вычитают эталонную разность уровней Н. В случае, когда результат вычисления, то есть фактический уровень жидкости, приближается к значению уровня, на котором установлен насос, на 5-7 м, производят отключение насоса с целью предохранения его от перегорания.

Например, если в результате определения уровня жидкости получены измерения 3 и 4, работа насоса безопасна, так как фактический уровень жидкости 7 расположен выше, чем на 5-7 м от уровня установки насоса. При измерении 5 работать еще возможно, поскольку условия аналогичны условиям при измерениях 3 и 4. При измерении 6 работать категорически запрещается и насос должен быть отключен.