Измерение уровня в скважине

Определение уровня жидкости в скважине

Это определение может быть произведено электрическим или звукометрическим (волновым) методами. Уровень жидкости, проводящей электрический ток, в скважине практически определяют с помощью любого электрического метода. До погружения прибора или зонда в жидкость электрическая цепь разомкнута, ток в цепи прибора отсутствует. Момент погружения отмечают по появлению в цепи электрического тока, что фиксирует измерительный прибор. Помимо этого для определения уровня жидкости в скважине существуют специальные приборы — электрические уровнемеры. Простейший уровнемер (рис. 78) представляет собой электрод 1, предохраняемый выступами 2 из изолирующего материала от соприкосновения со стенками скважины или с колонной. Если уровнемер находится выше уровня воды, цепь электроды А и В — измерительный прибор Г— батарея Б оказывается разомкнутой и стрелка прибора Г не отклоняется (рис. 78, а). Как только электрод схемы электрических попадает в воду, электрическая цепь замыкается и стрелка измерительного прибора показывает отклонение.

На рис. 78, б приведена схема электрического уровнемера, который может быть использован для определения верхнего уровня как проводящей, так и не проводящей электрический ток жидкости (нефти). При погружении этого уровнемера в жидкость поплавок 3 всплывает и замыкает контакты 4. Измерительный прибор отмечает этот момент по отклонению стрелки.

Для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубках разработаны звукометрические (волновые) методы. В частности, по методу В. В. Сныткина с помощью эхометра регистрируется время движения звуковой волны в межтрубном пространстве.

YIII. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Геофизические методы контроля

Основную информацию о процессах разработки месторождений залежей нефти получают в результате гидродинамических, геофизических и лабораторных (физико-химических) методов исследования пластов и скважин. Среди этих методов ведущее место при контроле за разработкой нефтяных месторождений занимают геофизические методы, которые являются крупным самостоятельным направлением промысловой геофизики со своей специфической методикой исследований, комплексом методов, аппаратурой и оборудованием. Кроме того, геофизические методы позволяют получить информацию о свойствах пласта-резервуара. Все более широкое применение находят для контроля разработки элементарный анализ поверхностных проб нефти, контроль процесса выработки пластов в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми колоннами.

Задачи геофизических методов контроля разработки

Исходя из условий разработки нефтяных месторождений на современном этапе основными задачами контроля за разработкой геофизическими методами являются:

- исследование состояния заводнения и выработки продуктивных пластов.

- контроль положения ВНК и оценка изменения нефтенасыщенности.

- Определение ВНК и текущего насыщения неперфорированных нефтегазонасыщенных пластов.

- Контроль положения ГНК и оценка изменения газонасыщенности.

- Определение охвата заводнением по толщине пласта.

- Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности.

- Исследование продуктивности и энергетического состояния объектов эксплуатации в добывающих скважинах.

- Распределение отобранной нефти по пластам объекта разработки.

- Определение источника обводнения продукции в интервале объекта разработки.

- Определение пластовой температуры.

- Определение пластовых и забойных давлений.

- Контроль за выработкой пластов добывающих скважин.

- Контроль за работой нагнетательных скважин.

- Определение профилей поглощения, распределения закачиваемой воды по пластам.

- Оценка технического состояния скважин, целостность обсадной колонны, НКТ, герметичности затрубного пространства, состояния забоя.

- Контроль за работой технологического оборудования, определение уровня жидкости в межтрубном пространстве, определение глубины установки оборудования.

Геофизические методы контроля

Геофизические методы контроля разработки можно классифицировать по характеру исследования:

- определение характера насыщенности коллектора- различные модификации нейтронных методов, гамма-каротаж, электрометрия.

- Выделение работающих интервалов, профиля притока (поглощения) – методы потока и состава жидкости в стволе работающей скважины – плотнометрия, резистивиметрия, влагометрия, гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия.

- Оценка качества изоляции заколонного пространства – термометрия, шумометрия.

Нейтронные методы

Используются модификации стационарных и импульсных нейтронных методов, позволяющих проводить измерения в обсаженных скважинах и решать следующие задачи:

- определение положения газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетоков, разгазирования нефти в пласте и оценке газонасыщенности (НГК-70, НК-Т-50).

- Определение положения водонефтяного контакта ВНК в пластах с высокой минерализацией пластовых вод (150-200 г/л при пористости 20 %) (НГК-50, НК-Т-25-30).

Импульсные нейтронные методы наиболее широко используются для оценки характера насыщенности коллекторов и определения положения ВНК, ГНК. Применяются две модификации импульсных методов – ИННМ – импульсный нейтрон-нейтронный метод, позволяющий изучать временное распределение тепловых нейтронов. ИНГМ – импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами атомов, слагающих горную породу. Преимуществами импульсных методов перед стационарными являются – большая глубинность исследования, более высокая чувствительность к хлорсодержанию пород, меньшее влияние скважины на измерения. Эффективность методов при исследовании пластов, не вскрытых перфорацией, составляет 95 %, при определении ВНК в частично перфорированных пластах –45-50 %, при определении обводняющихся перфорированных пластов водами высокой минерализации – 90 % и резко снижается при исследовании скважин, обводняющихся водами низкой минерализации (менее 50 г/л).

Методы состава и притока жидкости в стволе скважины

Эффективность решения отдельных задач при контроле за разработкой действующих скважин с перфорированными пластами повышается при дополнении комплекса исследований измерениями профиля притока (дебитометрией) и методами, основанными на измерении различных физических свойств поступающей жидкости из пласта. С этой целью были разработаны различные малогабаритные приборы для исследования фонтанирующих и глубиннонасосных скважин, позволяющих выделить отдающую часть перфорированной толщины (термоэлектрические индикаторы притока типа СТД-2, СТД-4), а также количественно оценить дебит отдельных пластов и прослоев (механические дебитомеры типа РГД-1М и дрг.) и определить наиболее важные параметры жидкости, поступающей из пластов в скважину – ее плотность (гамма-плотномеры типа ГГП-1М, ГГП-3), диэлектрическую проницаемость (влагомеры типа ВГД-2), вязкость (вибрационный вискозиметр ВВН-2), удельную проводимость (индукционный резистивиметр РИС-42).

Влагометрия

Для выделения интервалов поступления воды в скважину широко применяются влагомеры, принцип действия которых основан на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси LG – генератором, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50 %. При обводнении свыше 50 % аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при качественной оценке компонентого состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов.

Влагомер локального типа (ВБСТ-2) обладает более высокой чувствительностью к радиальным притокам нефти в колонну обводненной скважины. Эти влагомеры выпускаются диаметром 25 мм и 38 мм и позволяют исследовать фонтанирующие, так и глубинно-насосные скважины через межтрубное пространство при забойных температурах до 150 ⁰С.

Резистивиметрия

Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах (ВНР).

Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50 % и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии.

Плотнометрия

Одно из свойств, которое может быть использовано для изучения характера и состава жидкости в скважине является плотность, по величине которой можно с большой точностью судить о соотношении отдельных ее компонент жидкости (нефти, воды) в скважине. Разработанная аппаратура, гамма-плотномера ГГП обеспечивает определение плотности жидкости в стволе действующих скважин с точностью до 0.01 г/см3. Различные конструкции для исследования фонтанирующих (ГГП-1, ГГП-2 диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин через межтрубное пространство (ГГП-3 диаметром 25 мм) в настоящее время применяется в комплексе (с механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД-6Б, термоэлектрическими типа СТД-2, СТД-4) при определении обводненных интервалов перфорированных пластов в условиях любой минерализации пластовых вод.

Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80 %. Однако в условиях низких дебитов пластов, когда образуются «застойные» воды, оказывающей влияние на результаты определения плотности жидкости, поступающей из пласта, интерпретация данных измерений гамма-плотномером становится неоднозначной, а иногда и невозможной.

В скважинах с суммарным дебитом жидкости в исследуемом интервале не ниже 120-160 м3/сут, метод плотнометрии уверенно решает задачу выделения интервалов поступления в скважину воды, нефти. При наличии данных гидродинамического расходомера о количественной оценке поступающей жидкости из интервалов и отсутствии затрубной циркуляции, по результаааатам исследования плотномером можно произвести количественную оценку обводненности работающих интервалов. Эффективность комплекса, который включает плотномер, по выделению интервалов обводнения пластов по этой категории скважин составляет 80-90 %. В скважинах, в которых суммарный дебит жидкости ниже 120 м3/сут, метод беспакерной плотнометрии снижает свою эффективность по выделению обводненного интервала. При данном режиме движения двухкомпонентного потока проявляется эффект «гравитационного» разделения на фазы, в результате чего наблюдается завышение обводненности потока в интервале исследования. Это связано с неоднородностью потока жидкости в колонне и наличием «застойной» воды против исследуемого интервала, через которую они работают. При слабых притоках нефти в «застойную» воду нефть всплывает в виде отдельных включений, которые занимают незначительную площадь в общем сечении колонны. Результаты исследований состава жидкости плотномером в таких условиях получаются искаженными и показывают завышенную обводненность против исследуемого интервала по сравнению с промысловыми данными.

Термометрия

Термометрия действующих скважин (высокочувствительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40-50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квацистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.05 ⁰С/см.

Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия).

- диагностика состояния насосно-подъемного оборудования.

- Выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами.

- Определение интрвалов разгазирования и поступления газа.

Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.02 ⁰С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.1 ⁰С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.02 ⁰С/см. Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами:

-естественное тепловое поле Земли.

- изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект).

- Эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом.

- Теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами.

Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией:

- выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов.

- Выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов.

- Определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны.

Акустические методы

Метод шумометрии предусматривает измерения уровня и спектра акустических шумов, возникающих в скважине при различных термодинамических процессах. Частотный диапазон этих шумов лежит в широком спектре от нескольких десятков герц до сотен кгерц. Шумовое поле, генерируемое турбулентным газожидкостным потоком, воздействует на чувствительный элемент пьезокерамического датчика. Реакцией датчика на звуковое излучение является электрический сигнал, поступающий в электронный блок широкополосного усилителя напряжения, где происходит усиление сигнала до необходимой величины. При средней выбранной чувствительности пьезокерамических датчиков из ЦТС-19 предварительный усилитель напряжения имеет коэффициент усиления Ку>=100, при чем для хорошего согласования входа усилителя с датчиком применена схема токового повторителя, выполненная на полевом транзисторе. Нормальный сигнал по напряжению подается на усилитель мощности. Необходимость усилителя мощности обусловлена тем, что питание глубинного прибора и снятие полезного информационного сигнала происходит по одножильному каротажному кабелю на поверхности.

Исходя из проведенных работ, можно определить область эффективного применения шумометрии для решения следующих промысловых работ:

Определение герметичности труб (обсадных колонн, в том числе через НКТ, самих НКТ, для определения факта работы газлифтных клапанов и оценки утечек жидкости из НКТ в ЭЦН и ШГН скважинах).
Определение герметичности заколонного пространства вблизи вскрытого фильтра (ОГЗП).
Оценка профиля работы фильтра.
Оценка наличия высокорасходных заколонных перетоков вне продуктивных горизонтов.

Расходометрия

Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода- гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин.

infopedia.su

Измерение уровня жидкости в скважинах — Студопедия.Нет

По принципу действия существующие приборы для измерения уровня в скважинах можно разделить на поплавковые и звукометрические. По характеру действия - на приборы непрерывного и прерывного (дискретного) действия; по методу взятия отсчета - местной регистрацией и дистанционные. Поплавковые приборы для измерения уровня в скважинах (пъезографы). Пьезограф ПРМ-2 (рис.1) измеряет изменение уровня от исходного положения, на которое опущен прибор в начальный момент. Поэтому точность измерения изменяющегося уровня не зависит от исходного расстояния поверхности жидкости в скважине до устья. Механический пьезограф ПРМ-2 представляет собой самопишущий прибор поплавкового типа. Он выполнен в виде снаряда, спускаемого в скважину на проволоке. Прибор собран в стальной трубе, состоящей из трех камер. В верхней части прибора находится камера /, в которой размещены два сухих элемента 2 и звонок 3 для подачи сигнала, когда прибор достигает уровня жидкости в скважине. В камере // расположено регистрирующее устройство, состоящее из часового механизма 4, вращающего через зубчатую передачу 5—6 барабан с диаграммой 7, и зубчатой передачи 20—21, при помощи которой перемещается каретка с пером 19. В измерительной камере ///

расположен поплавок 11, подвешенный на нити 9 и перемещающийся по направляющим струнам 14. Нить 9 перекинута через верхний 8 и нижний 12 ролики. Для компенсации растяжения нити предусмотрена пружина 10, которая крепится к верхней части поплавка. Поплавок представляет собой полый цилиндрический сосуд со сферическими верхней и нижней частями. Изменение уровня в скважине прослеживается поплавком и через нить 9 передается верхнему ролику, который через ролики 16, 17 и 18 перемещает каретку с пером вдоль оси барабана с диаграммой. Перо записывает на диаграммном бланке, который приводится в движение часовым механизмом 4, изменение уровня в определенном масштабе. Прибор опускают в скважину на проволоке, закрепленной в головке 1. При достижении прибором во время спуска его в скважину уровня жидкости и при дальнейшем его погружении поплавок перемещается относительно стенок измерительной камеры вверх и касается контакта 15. При этом замыкается цепь катушки звонка, питаемая от батареи сухих элементов, и оператор слышит сигнал о необходимости прекращения дальнейшего спуска прибора. В нижнем колпаке 13 и в боковых стенках измерительной камеры имеются отверстия для свободного входа жидкости. Для защиты поплавковой камеры от грязи и твердых частиц эти отверстия закрыты металлической сеткой. Диапазон измерения изменяющегося уровня 2 м. Максимальная погрешность измерения уровня ±10 мм.. Масштаб записи 1 : 10. Часовой механизм имеет семисуточный завод. Так же использ. дистанционный пъезограф УДП-2, звукометрический прибор – эхолот.

Общие сведения о реле

В системах автоматики и телемеханики чрезвычайно широко применяется элементы, называемые реле. Реле называют элемент, в котором при достижении известного значения входной величины X выходная величина Y изменяется скачком. Характеристика реле показана на рис.

При изменении входной величины от О до Х2 выходная величина остается постоянной и равной Y1. В момент Х=Х2 выходная величина скачкообразно изменяется от значения Y1 до значения Y2. При дальнейшем увеличении входной величины (т.е. при Х>X2 ) выходная величина снова остается постоянной и равной Y1. Уменьшение входной величины до Х1 (Х1<Х2) не вызывает изменения выходной величины. В момент X=Х1 выходная величина скачкообразно уменьшается от значения Y2 до значения Y1, и это значение выходной величины остается неизменным при уменьшении входной вел. от Х1 до 0.Скачкообразное изменение выходной величины Y в момент Х=Х2 называют срабатыванием реле; соответствующую срабатыванию величину Х2 наз. величиной срабатывания {например, ток срабатывания, напряжение срабатывания для электрических реле). Скачкообразное изменение выходной величины Y в момент Х=Х1, наз. отпусканием реле; величину Х1 наз. величиной отпусканием реле. (например, ток отпускания или напряжение отпускания). Обычно в реле величина отпускания Х1 меньше, чем величина срабатывания Х2, т.е., Х1 < Х2. Отношение величины отпускания к величине срабатывания Кв называют коэффициентом возврата: Кв=Х1/Х2. Существует большое число различных типов реле. Наиболее распространенной группой являются электромеханические реле, в которых изменение входной электрической величины вызывает механическое перемещение якоря, приводящее к замыканию или размыканию электрических контактов реле. Контакты реле. Важнейшими и наиболее уязвимыми элементами реле являются контакты. Контакт должен наделено размыкать и замыкать цепь необходимой мощности и при этом не обгорать, т.е. сохранять малое переходное сопротивление. Наиболее тяжелым режимом работы контактов является разрыв цепи постоянного тока, в особенности при индуктивной нагрузке. В этом случае создаются наибольшие возможности для возникновения и поддержания дуги на контактах. При переменном токе при прохождении тока через нулевое значение дуга обрывается. Поэтому те же контакты на переменном токе могут разрывать цепь в 3-4 раза, большей мощности, чем ни постоянном токе. Для хорошей и длительное работы контакта большое значение имеет выбор материала контакта.

studopedia.net

Измерение уровня воды в скважине

В статьях "Статический уровень скважины" и "Динамический уровень в скважине" мы писали о важности точного измерения этих уровней для подсчета дебита скважины и определения глубины погружения скважинного насоса. Там же мы говорили, что и статический, и динамический уровень – величины не постоянные. Поэтому требуются периодически их измерять вновь. Во-первых, чтобы не допустить «сухого хода» насоса. Во-вторых, для контроля над изменением дебита скважины. На промышленных скважинах часто требуется он-лайн мониторинг уровня воды в скважины для принятия решения о допустимых объемах выкачки воды за конкретный промежуток времени.

Чем можно померить уровень воды в скважинах?

1. Тривиальной веревкой, на конец которой привязан какой-нибудь груз. Самый дешевый, но и самый трудоемкий и неточный способ. Впрочем, для частного использования, когда требуется определения уровня воды 1-2 раза за сезон (например, весной, в начале сезона и летом, когда статический уровень воды минимален), лучше и не придумаешь.

2. Скважинный уровнемер. Представляет собой катушку, на которую намотан трос или лента с датчиком на конце. Катушка специальным способом проградуирована, чтобы можно было понять, какой длины трос с нее сошел. Трос с датчиком опускается в скважину, в момент касания последнего воды на катушке загорается лампа (может также раздаваться звуковой сигнал). Выпускается множество моделей подобных уравнемеров различных производителей. Пределы измерения от 1 до 600 метров (у разных моделей), точность – 0,01 м.

3. Гидростатический датчик уровня. Предназначен для непрерывного мониторинга за уровнем воды в скважине. Представляет собой датчик на кабеле, который измеряет гидростатическое давление воды и передает сигнал, пропорциональный уровню воды в скважине, по кабелю. Возможно электронное протоколирование. Пределы измерения – до 200 м. Точность – 0,25%.

Существует еще несколько устройств для определения уровня воды в скважинах. Например, пневматический уровнемер. Но все они отличаются громоздкостью и в практическом плане не представляют интереса.

aquabur.ru

Приборы для измерения уровня грунтовых вод

Гидрогеология — наука, изучающая происхождение, условия залегания, состав и закономерности движений подземных вод. Также изучается взаимодействие подземных вод с горными породами, поверхностными водами и атмосферой.

Подземными считаются все воды земной коры, находящиеся ниже поверхности Земли в горных породах в газообразном, жидком и твердом состояниях. Подземные воды составляют часть гидросферы — водной оболочки земного шара. Запасы пресной воды в недрах Земли составляют до 1/3 вод Мирового океана. В России известно порядка 3367 месторождений подземных вод. Из них эксплуатируется менее 50%. Иногда подземные воды вызывают оползни, заболачивание территорий, осадку грунта, затрудняют ведение горных работ в шахтах. Для уменьшения притока подземных вод проводят осушение месторождений и сооружают водоотливы.

Почему нужно контролировать уровень грунтовых вод:

Динамика подземных вод – это основная база, позволяющая провести подсчет запасов подземных вод правильно. Гидродинамические расчеты опираются на данные опытных работ, т.е. выполнение опытных откачек из водозаборных скважин с обязательным прослеживанием темпов снижения уровней во времени(т.е. в процессе откачки в скважину опускается уровнемер, и изменение уровня фиксируется в течение нескольких часов или суток с определенной частотой). Именно поэтому при оценке запасов подземных вод этап проведения полевых работ на водозаборе является обязательным.
Изменения уровня грунтовых вод вызывают неравномерные осадки грунтовых массивов и создают наибольшую опасность для зданий и сооружений.

Почему необходимо контролировать проводимость и температуру грунтовых вод:

Сточные воды предприятий подвержены значительному загрязнению благодаря концентрации предприятий тяжелой промышленности, высокому уровню урбанизации и развитой транспортной сети. В случае если такое предприятие произведет выброс, измеряя проводимость вод, мы сразу увидим резкий скачок и поймем, что необходимо принимать срочные меры.
Измеряя температуру, мы, аналогично зафиксировав температурный скачок, можем однозначно судить, что в воду был произведен выброс со стороны недобросовестных предприятий.
Подземные воды разнообразны. Они отличаются по составу, температуре, направлению и скорости движения и другим особенностям. По значениям проводимости и температуры мы можем получать данные об источнике формирования этих самых подземных вод.
Изменения температуры воды при откачках при помощи насосов сразу становятся видны на графиках, что позволяет также косвенно судить об уровне воды, даже если с сенсором давления произошла поломка.

Для наблюдения за подземными водами мы предлагаем комплексные системы для решения данных задач:

1) Цифровые преобразователи уровня и температуры Серия 36XW

Данные приборы идеально подходят для наблюдения за скважинами, расположенными рядом с источником питания и компьютером для считывания данных. Мы просто с необходимой частотой получаем сигнал о значениях уровня и температуры с высокой точностью до 1см. Датчики подключаются к ПК. В комплекте с приборами поставляется программное обеспечение. Таким образом, мы можем оперативно производить измерения и онлайн записывать и анализировать данные в графическом или табличном форматах (Л).

2) Мониторинг уровня и температуры грунтовых вод при помощи автономных регистраторов данных Серия DCX-22

Данные приборы представляют собой гидростатический датчик давления, совмещенный с датчиком температуры, который опускается на дно в одном корпусе вместе с регистратором данных и литиевой батарей. На поверхность выходит специальный кабель с капиллярной трубкой для компенсации атмосферного давления, в месте выхода кабеля находится специальный влагозащищенный модуль для подключения.

При использовании данного решения нам необходимо время от времени приходить к месту установки оборудования и при помощи специального кабеля подключаться к регистратору для скачки данных на компьютер или КПК. Данные приборы также идут в комплекте с удобным программным обеспечением и с возможностью настройки необходимых калькуляций, будь то глубина или расстояние до поверхности воды.

Для скважин небольших диаметров мы рекомендуем использовать регистратор с диаметром 16мм Серия DCX-16

В дополнении к вышесказанному, компания Келлер является единственным производителем, который производит решение с двумя сенсорами абсолютного давления DCX-22AA. Таким образом, мы можем использовать кабель без капиллярной трубки, и соответственно не бояться, что он забьется конденсатом, грязью, перегнется или просто сломается! Также это позволяет нарастить кабель в случае, если мы изначально не рассчитали с длиной!

3) Мониторинг уровня, температуры и проводимости при помощи автономного регистратора данных и передача данных через GPRS на электронную почту или через (смс)

Подробнее см. статью Автономные измерительные системы с передачей данных через GPRS (GSM-2)

Также читайте нашу статью об имеющемся у нас опыте по работе данных систем в условиях низких температур.

izmerkon.ru

Способ определения уровня жидкости в скважине

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: Н_дин=465,5 м:

0,0001·Н+0,7996=0,007·Н-2,4127.

Откуда: Н=Н_дин=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.

edrid.ru

5. Измерение уровня жидкости в скважине. Звукометрический метод.

Различают уровень жидкости в скважине статически соответствующий пластовому давлению т.е. когда уровень жидкости в скважине уравновешивается пластовым давлением, и динамически соответствующий забойному давлению, т.е. уровень, устанавливающийся в затрубном пространстве скважины в процессе отбора из нее жидкости при работе глубинного насоса.

Приборы для измерения уровня в скважине применяют для решения след задач: 1. Определения изменения пластового давления с целью контроля его изменения. 2.Определение забойных давлений в глубинных насосных скважинах с целью определения режима эксплуатации. 3.Исследование скважин методами прослеживания уровня.

По принципу действия приборы для измерения уровня в скважине можно разделить на: 1. Поплавковые. 2.Звукометрические(акустические).

Звукометрический прибор для измерения уровня жидкости в скважине.

Сущность звукометрического метода заключается в определении расстояния по времени прохождения упругости волны от устья скважины до уровня жидкости. В скважину посылают звуковой импульс, мощность которого достаточна, чтобы получить надежное отражение от уровня жидкости. Затем определяют скорость распространения звука в скважине и время, необходимое для прохождения его от устья до уровня жидкости.

Скорость распространения звуковой волны в скважине зависит от физических свойств температуры, давления, состава газа, заполняющего скважину. Скорость распространения обычно составляет 250-460м/с.

Расстояние от устья до уровня жидкости в скважину определяется по формуле: Н=VT где Т-время пробега звуковой волны.

В качестве импульсатора в эхолоте применяется пороховая хлопушка, создающая мощную звуковую волну при мгновенном сгорании пороха. Для определения скорости звука в скважине на насосных трубах устанавливают репер на определенном расстоянии от устья. Пороховая хлопушка, герметично соединенная с устьем скважины посылает звуковой импульс, который дойдя до репера и уровня жидкости отражается и воспринимается термофоном. Звуковой импульс представляет собой взрыв порохового заряда заключенного в гильзу. Термофон представляет собой вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток 0,2-0,3А нагревающий нить до температуры 100⁰C. Звуковые импульсы (колебания воздуха) воздействуют на вольфрамовую нить, если вызывает изменение ее температуры а значит и изменения электрического сопротивления. При этом сила тока в цепи уменьшается , колебания тока усиленные усилителем передаются регистратору.

Диаграмма записи звуковой волны.

На диаграмме выделяется 3 пика. Пик В соответствует звуковому импульсу (выстрелу хлопушки). Пик Р-отражение звуковой волны от репера. Пик У-отражение звуковой волны от уровня жидкости. По расстоянию между пиками можно определить время прохождения звука от устья до репера и до уровня.

На эхограмме записаны многочисленные колебания, получающиеся в следствии отражения звуковой волны от труб, многократных повторных отражений от репера и тд.

studfile.net