RU2742164C1 - Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине - Google Patents
Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2742164C1 RU2742164C1 RU2020117096A RU2020117096A RU2742164C1 RU 2742164 C1 RU2742164 C1 RU 2742164C1 RU 2020117096 A RU2020117096 A RU 2020117096A RU 2020117096 A RU2020117096 A RU 2020117096A RU 2742164 C1 RU2742164 C1 RU 2742164C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- liquid
- level
- water
- cable
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
- E21B47/047—Liquid level
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F23/00—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm
- G01F23/22—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm by measuring physical variables, other than linear dimensions, pressure or weight, dependent on the level to be measured, e.g. by difference of heat transfer of steam or water
- G01F23/24—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm by measuring physical variables, other than linear dimensions, pressure or weight, dependent on the level to be measured, e.g. by difference of heat transfer of steam or water by measuring variations of resistance of resistors due to contact with conductor fluid
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к практике эксплуатации водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине основан на различии в теплопроводности газовой среды и жидкости в скважине и различном поведении проводника электрического тока в этих разных средах. Любой проводник нагревается в газовой и жидкой средах по-разному, вследствие этого меняется по-разному и его сопротивление и сила тока в электрической цепи. С учетом этого в скважине от устья до глубинного насоса или продуктивного пласта на стационарной основе располагают сложенный вдвое в U-образной форме электропроводящий одножильный кабель в неэлектропроводящей оболочке с теплопроводящей способностью. Кабель соединяют через резистор (электрическое сопротивление) и амперметр в последовательную электрическую цепь. Предварительно по скважине получают калибровочную зависимость силы тока в электрической цепи от уровня раздела газовой и жидкой сред. Уровень жидкости в скважине определяют дистанционно с необходимой частотой с помощью калибровочной зависимости, подключения электрической цепи к источнику напряжения и снятия показания амперметра через фиксированное время. 1 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к практике эксплуатации 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 воды в скважине и характеристик водонасыщенного 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 водозаборной скважине в постоянном режиме времени без участия человека с минимальными затратами и одновременным повышением точности производимых замеров.
Поставленная задача выполняется тем, что по способу определения уровня жидкости в водозаборной скважине, который заключается в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса, в качестве устройств в единственном числе используют электропроводящий одножильный кабель в неэлектропроводящей оболочке с теплопроводящей способностью, сложенный вдвое кабель в U образной форме прокладывают стационарно от устья до глубинного насоса или продуктивного пласта с помощью нетеплопроводящих центраторов так, чтобы кабели оказались в центральной части межтрубного пространства скважины, сложенный вдвое кабель соединяют последовательно через резистор (электрическое сопротивление) и амперметр в электрическую цепь, а глубину уровня жидкости в скважине определяют по показанию амперметра через определенный интервал времени после подключения электрической цепи к источнику напряжения постоянной величины 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 электрической цепи от его температуры стр. 157 в книге: Трофимова Т.И., Курс физики: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1990. - 478 с.).
Например, для металлического кабеля (проводника) с повышением его температуры растет электрическое сопротивление. В скважинных условиях часть электропроводящего кабеля окажется в газовой среде, а часть - в водной среде. Известно, что теплопроводность воды в десятки раз превышает аналогичный показатель газовой среды, например, воздуха или метана. Поэтому каждый метр проводника, находящийся в газовой среде, будет нагреваться на большую величину, чем аналогичное устройство в водной среде. Зависимость электрического сопротивления металлического кабеля фиксированной длины R(t) от температуры t имеет линейный характер и определяется известной формулой:
где:
α - температурный коэффициент;
R0 - электрическое сопротивление металлического кабеля фиксированной длины при температуре ноль градусов по шкале Цельсия.
Исходя из вышеизложенного, металлический кабель (проводник), находящийся в газовой среде будет постепенно нагреваться из-за низкой теплопроводности окружающей среды. Обратная картина будет наблюдаться по проводнику, который находится в воде, так как вода будет своевременно отводить тепло от электрического проводника, не давая ему нагреваться.
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 - измерительный кабель, 5 - центраторы, 6 - дополнительный резистор, 7 - амперметр, 8 - источник напряжения постоянной величины, 9 - ровень жидкости в скважине, 10 - газовая среда, 11 - водная фаза, 12 - оболочка (наполнитель) кабеля, 13 - защитная броня кабеля.
Электропроводящий кабель (разрез А-А на фиг.1) состоит из одножильного проводника (металл или полупроводник) 4, неэлектропроводящей оболочки (наполнителя) 12 с теплопроводящей способностью и защитного покрытия (брони) 13. В качестве наполнителя можно использовать эффективные материалы фирмы Номакон типа КПТД, имеющие высокие значения коэффициента теплопроводности на уровне 1,1 Вт/(м⋅К), что вдвое выше аналогичного показателя для воды.
Общее сопротивление электрической цепи Rобщ, приведенной на фиг. 1, выразим формулой, соответствующей последовательному соединению трех сопротивлений, два из которых являются условными с границей по уровню воды в скважине.
где:
R0 - резистор, выполняющий функцию дополнительного сопротивления для неглубоких водозаборных скважин;
R1 - сопротивление кабеля, находящегося в газовой среде;
R2 - сопротивление кабеля, находящегося в воде;
Нур - уровень воды в скважине от устья;
Н - длина сложенного вдвое кабеля в скважине от устья до насоса или водонасыщенного пласта.
Из формулы 2 выразим уровень жидкости (воды) в скважине:
В выражении 2 параметры R0, R1, R2 - постоянные величины, особенно для неглубоких водозаборных скважин, параметр Н - также неизменная величина. Общее сопротивление в цепи выразим как отношение напряжения к силе тока: Rобщ=U/I, поэтому уравнение 3 характеризует обратную зависимость между уровнем жидкости Hyp в скважине и силой тока в электрической цепи I:
где: а и b - постоянные величины.
Для глубоких скважин температура горных пород вокруг скважины будет повышаться с ее глубиной с учетом геотермического градиента. Это будет влиять и на температуры газовой и водной среды, на их теплоотводящие способности. Надо заметить и то, что и вода, которая поднимается по колонне насосно-компрессорных труб, будет вносить свою долю тепла в верней части скважины. Рассчитать эти процессы для скважины практически невозможно, поэтому по изобретению предложено на ранней стадии эксплуатации водозаборной скважины получить калибровочную зависимость уровня воды от силы тока в электрической цепи.
Изменение уровня воды в скважине для получения калибровочной зависимости можно выполнить несколькими способами, например, изменением производительности глубинного насоса. После каждого изменения уровня воды необходимо замерить глубину этого уровня приемлемым способом, например, традиционным акустическим способом, и одновременно замерить силу тока в электрической цепи из множества терморезистров.
В сравнении с прототипом - патентом РФ на изобретение №2559979 -рассмотренная заявка экономически выгодна для нефтедобывающих предприятий, так как предлагаемая по изобретению электрическая схема состоит лишь из одного одножильного кабеля и не имеет таких дорогостоящих элементов как датчики давления.
По мнению авторов, новизной и существенным отличием по изобретению являются следующие положения, отраженные в заявке:
- уровень жидкости (воды) определяется дистанционно с необходимой частотой по показанию амперметра (сила тока в цепи);
- показание амперметра снимается через определенное время, необходимое для стабилизации температуры и сопротивления электрического кабеля, которые могут находиться в разных средах в зависимости от уровня воды в скважине.
Claims (1)
- Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине, заключающийся в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса, отличающийся тем, в качестве устройства в единственном числе используют электропроводящий одножильный кабель в неэлектропроводящей оболочке с теплопроводящей способностью, сложенный вдвое кабель в U-образной форме прокладывают стационарно от устья до глубинного насоса или продуктивного пласта с помощью нетеплопроводящих центраторов так, чтобы кабели оказались в центральной части межтрубного пространства скважины, сложенный вдвое кабель соединяют последовательно через резистор (электрическое сопротивление) и амперметр в электрическую цепь, а глубину уровня жидкости (воды) в скважине определяют по показанию амперметра через определенный интервал времени после подключения электрической цепи к источнику напряжения постоянной величины и предварительно полученной калибровочной зависимости силы тока в цепи от глубины раздела газовой и жидкой сред как фактора общего сопротивления электрической цепи.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117096A RU2742164C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117096A RU2742164C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2742164C1 true RU2742164C1 (ru) | 2021-02-02 |
Family
ID=74554542
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020117096A RU2742164C1 (ru) | 2020-05-12 | 2020-05-12 | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2742164C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8560268B2 (en) * | 2010-10-04 | 2013-10-15 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for sensing a liquid level |
| RU2559979C1 (ru) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
| 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 |
| US10145235B2 (en) * | 2014-05-08 | 2018-12-04 | WellGauge, Inc. | Well water depth monitor |
-
2020
- 2020-05-12 RU RU2020117096A patent/RU2742164C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8560268B2 (en) * | 2010-10-04 | 2013-10-15 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for sensing a liquid level |
| US10145235B2 (en) * | 2014-05-08 | 2018-12-04 | WellGauge, Inc. | Well water depth monitor |
| RU2559979C1 (ru) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения уровня жидкости в скважине |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Hasan et al. | Aspects of wellbore heat transfer during two-phase flow | |
| CA2855349C (en) | Distributed two dimensional fluid sensor | |
| Kabir et al. | Determining circulating fluid temperature in drilling, workover, and well control operations | |
| US20230280194A1 (en) | Fluid component determination using thermal properties | |
| EP2486232A2 (en) | System and method for sensing a liquid level | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| Ghendour et al. | Review of measurement techniques for void fraction of two-phase flow through annulus | |
| Chen et al. | Accurate prediction wellbore transient temperature profile under multiple temperature gradients: finite difference approach and case history | |
| US11174706B2 (en) | Pipe in pipe downhole electric heater | |
| RU2306416C1 (ru) | Способ определения параметров потока флюида и устройство для его реализации | |
| Camilleri et al. | Converting ESP Real-Time Data to Flow Rate and Reservoir Information for a Remote Oil Well | |
| WO2010048411A2 (en) | Distributed measurement of mud temperature | |
| RU2742164C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине | |
| US20180313214A1 (en) | Sensors for in-situ formation fluid analysis | |
| RU2674351C1 (ru) | Способ оценки обводненности скважинной нефти | |
| GB2573653A (en) | Improved flow measurement | |
| RU2738506C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважине | |
| Kinik et al. | Temperature-induced uncertainty of the effective fracture pressures: Assessment and control | |
| RU2610945C1 (ru) | Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины | |
| US20170067810A1 (en) | Interfacial tension determination | |
| Duong | Thermal transient analysis applied to horizontal wells | |
| US11352872B2 (en) | Temperature measurement correction in producing wells | |
| Kritikos et al. | Two-point method for determination of undisturbed reservoir temperature | |
| Liu et al. | Measurement of inclined oil-water two-phase flows with the combination of electromagnetic flowmeter and differential pressure sensor | |
| Cayeux | Automatic Measurement of the Dependence on Pressure and Temperature of the Mass Density of Drilling Fluids |