Как определить уровень жидкости в скважине

Способ определения уровня жидкости в скважине

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.

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_газ и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - t_жид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по формуле:

где Н_ур - уровень жидкости в скважине;

t_газ - хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины;

t_жид - хронологическое время прихода акустической волны в жидкостной среде от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки;

Н_нас - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;

υ_газ - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;

υ_жид - 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:

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/м³ 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.

3. В момент хронологического времени t_газ приемник 8 фиксирует приход акустической волны в газе, а в момент хронологического времени t_жид 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.

Формула (1) выведена исходя из следующего. Обозначим условное хронологическое время одновременного излучения двух акустических волн через t_o, тогда время движения волны по газовой среде равно:

Время движения акустической волны по жидкостной среде равно:

Рассмотрим разницу формул (2) и (3):

t_газ-t_жид=Н_ур/υ_газ-(Н_нас-H_yp)/υ_жид

После вывода искомого параметра Н_ур 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:

- насос расположен на глубине Н_ур=1450 м;

- скорость акустического волны в газовой среде: υ_газ=350 м/с;

- скорость акустического волны в жидкостной среде: υ_газ=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.

В отличие от прототипа по предложенному техническому решению роль определенного времени t_o 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.

edrid.ru

Способ определения уровня жидкости в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом 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_газ и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - t_жид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

где Н_ур - уровень жидкости в скважине;

Н_нас - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;

υ_газ - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;

υ_жид - скорость распространения акустической волны в жидкостной среде - в нефти или воде.

Способ измерения уровня осуществляется в следующем порядке:

Время движения акустической волны по жидкостной среде равно:

Рассмотрим разницу формул (2) и (3):

t_газ-t_жид=Н_ур/υ_газ-(Н_нас-H_yp)/υ_жид

После вывода искомого параметра Н_ур за скобки получим:

Формула (4) трансформируется в конечную формулу (1), представленную по изобретению как основная и расчетная.

Исходные данные:

- насос расположен на глубине Н_ур=1450 м;

- скорость акустического волны в газовой среде: υ_газ=350 м/с;

- скорость акустического волны в жидкостной среде: υ_газ=1450 м/с.

Случай 1 - уровень жидкости расположен буквально в 10 м от устья скважины:

Способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве, отличающийся тем, 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_газ и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - t_жид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по формуле:

где Н_ур - уровень жидкости в скважине;

Н_нас - расстояние от устья скважины до глубинной насосной установки измеряется по длине НКТ;

υ_газ - скорость распространения акустической волны в нефтяном газе;

υ_жид - скорость распространения акустической волны в жидкостной среде - в нефти или воде.

findpatent.ru

Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Техническим результатом является повышение точности определения уровня жидкости в скважине. Для этого формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровня скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Широко известны способы определения уровня жидкости в скважине путем генерации акустического импульса на устье скважины, измерения времени отражения этого сигнала и определения средней скорости звука в скважине. Оценка уровня жидкости на основании измеренного времени прихода эхосигнала требует определения скорости звука в нефтяном газе. Однако на современном этапе развития эхометрирования определение скорости звука в межтрубном газе представляет определенные трудности.

Известен способ определения уровня жидкости в скважине [1], включающий генерацию акустического импульса на устье скважины, преобразование отраженных акустических сигналов в электрические, их усиление, фильтрацию и запись на самопишущем приборе, определение уровня жидкости произведением времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости, измеренного по графику акустического сигнала, на скорость звука, взятую из табличных данных в зависимости от давления и свойств газа в затрубном пространстве, и делением этого произведения на два, и дальнейшее определение квадратного корня амплитуды сигнала после его фильтрации с последующей записью на самопишущем приборе.

Недостатком данного способа является невысокая точность диагностики состояния межтрубного пространства, что неизбежно приводит к погрешности в определении уровня жидкости в скважине.

Известен способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин [2], включающий генерацию импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости, определение уровня жидкости произведением времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости на известную скорость звука в нефтяном газе скважины и делением этого произведения на два.

Недостатком данного способа также является малая точность диагностики состояния межтрубного пространства, связанная с тем, что в указанном способе не учитывается неоднородность газа в межтрубном пространстве и изменение скорости звука по стволу скважины, что приводит к погрешности определения уровня жидкости.

Известны способы определения уровня жидкости по результатам диагностики межтрубного пространства нефтяных скважин, в частности [3], основанные на измерении скорости звука в межтрубном газе, при которых используются реперы, в качестве которых принимают соединительные муфты насосно-компрессорных труб (далее, НКТ).

Промысловая оценка скорости звука по муфтам НКТ повышает точность измерения уровня жидкости, однако такой подход требует соблюдения определенной технологии измерения и обработки результатов этих измерений на совокупности скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин [4], включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием зондирующего импульсного акустического сигнала и его отражений от всех неоднородностей межтрубного пространства в виде эхосигнала s(t), преобразование этого эхосигнала, выявления наличия нештатных неоднородностей и их положения по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины, определение скорости звука в газе межтрубного пространства, а диагностику состояния межтрубного пространства осуществляют с учетом уровня жидкости в скважине, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей.

Указанный способ предполагает вычисление скорости звука как отношение длины НКТ и разницы времени отражения зондирующего сигнала от соседних муфт данной НКТ. В силу этого метрологически этот способ недостаточно точен, так, погрешность вычислений по данному способу составляет около 1%.

Задачей настоящего изобретения является создание способа определения уровня жидкости в нефтяной скважине по результатам диагностики состояния межтрубного пространства, в котором используют метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, с построением графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности,

Технический результат - повышение точности определения уровня жидкости в скважине за счет повышения достоверности диагностики состояния межтрубного пространства.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма, f - частота, Гц;

w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ, осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты f_m(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;

а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости в соответствии с выражением

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;

v(t) - зависимость скорости звука от времени.

Целесообразно графическое представление спектра выполнять в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

Предпочтительно значение модуля спектра отображать насыщенностью одного определенного цвета.

Рационально отображать значение модуля спектра на двумерном графике различными цветами видимого спектра.

Существенными отличиями заявляемого изобретения является то, что эхограмму s(t), полученную после аналого-цифрового преобразования акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье с использованием оконной функции w(t), затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы, и скорость звука с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, а далее проводят анализ соответствия полученного профиля скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы.

Анализом может заниматься специально обученный интерпретатор.

Указанные существенные отличия позволяют повысить точность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

На фиг.1 приведен пример с эхосигналом, полученным в реальных условиях на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области).

На фиг.2 изображено окно Ханна w(t) шириной 1 с.

На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0.

На фиг.5 представлен график зависимости f_m от времени.

На фиг.6 приведен график зависимости скорости звука v(t) от времени.

На фиг.7 представлен пример спектрограммы, на которой скорость звука постоянна по всему телу скважины.

На фиг.8 приведен пример спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора.

На фиг.9 приведен пример, в котором скорость звука не определяется от устья до середины скважины.

На фиг.10 схематически представлена структурная схема для реализации способа.

Способ диагностики состояния межтрубного пространства для определения уровня жидкости в нефтяной скважине может быть реализован с помощью представленного на фиг.10 устройства для его реализации.

Устройство содержит формирователь 1 электрического сигнала (ФЭС), который состоит из излучателя 1.1 зондирующего акустического сигнала, акустически связанного с датчиком 1.2. Излучатель 1.1 зондирующего акустического сигнала может быть выполнен в виде выпускного клапана и штуцера при наличии избыточного давления в скважине, либо в виде шаровой насадки с баллоном избыточного давления при отсутствии давления в скважине. Датчик 1.2 может быть реализован в виде приемника акустического сигнала и преобразователя акустического сигнала в электрический, выполненного на основе пьезокерамики.

К выходу ФЭС 1, формирующего электрический сигнал из акустического эхосигнала в межтрубном пространстве нефтяной добывающей скважины подключен аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) 2, к выходу которого подключено первое 3 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 1), блок перемножения (БП) 4, блок управления (БУпр) 5, выход которого соединен со входом блока перемножения 4. Аналого-цифровой преобразователь 2 может быть реализован на микросхеме МАХ 189 АЕ РР, блок перемножения 4 может быть реализован на умножителе К525ПСЗ, а блок управления 5 может быть выполнен на основе микропроцессора 1821 ВМ 85.

Устройство содержит также долговременное запоминающее устройство (ДЗУ) 6, в котором хранятся коэффициенты весового окна, выход которого подключен к блоку управления 5, блок 7 быстрого преобразования Фурье (БПФ) 7, вход которого соединен с блоком перемножения. Выход блока 7 быстрого преобразования Фурье соединен с масштабирующим усилителем (МУ) 8, к выходу которого подключено второе 9 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 2), соединенное с персональным компьютером (ПК) 10.

Долговременное запоминающее устройство 6 может быть реализовано на микросхеме SRM 20100 LMT.

Блок быстрого преобразования Фурье 7 может быть реализован на сигнальном процессоре ADSP 2105.

Масштабирующий усилитель 8 может быть реализован на операционном усилителе К544УД2.

Блок управления 5 после запуска, инициируемого оператором, формирует запускающий импульс, который на короткое время открывает электромагнитный клапан излучателя 1.1. В результате из-за избыточного давления в скважине некоторый объем затрубного газа выходит в атмосферу, что позволяет сформировать акустический импульс, распространяющийся вдоль ствола скважины, который отражаясь от акустических неоднородностей тракта, порождает эхосигнал. Акустический эхосигнал принимается и преобразуется в электрический эхосигнал с помощью датчика 1.2, а далее оцифровывается с помощью аналого-цифрового преобразователя АЦП 2 и запоминается в первом 3 оперативном запоминающем устройстве (ОЗУ 1). По истечении времени записи эхосигнала блок управления выбирает отсчеты из ОЗУ 1 и отсчеты значений окна Ханна, хранящиеся в ДЗУ, и направляет их в блок перемножения.

Эхограмму s(τ), полученную после аналого-цифрового преобразования АЦП 2 акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье блоком 7 БПФ с использованием оконной функции w(τ):

затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы (МУ):

Значения f_m(t) записываются в ОЗУ 2.

Затем определяют с помощью персонального компьютера скорость звука по формуле:

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.

Далее проводят анализ соответствия полученного профиля зависимости скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы. Для более точного анализа может быть привлечен специально обученный интерпретатор. В этом случае значение функции спектра целесообразно отображать на двумерном графике, по осям которого отложены значения частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ, а значение функции спектра отображают тем или иным способом, к примеру, точками соответствующего размера или формы. Рационально для удобства анализа спектрограммы отображать значение функции спектра насыщенностью одного определенного цвета. Поскольку человеческий глаз особенно чувствителен к изменению цветовой гаммы, в наиболее предпочтительном варианте для удобства анализа спектрограммы значение функции спектра отображают на двумерном графике различными цветами спектра. Типичный пример такой спектрограммы представлен на фиг.7, из которой следует, что скорость звука постоянна по всему телу скважины и составляет 357 м/с. Как правило, в таком случае полученный по формуле (3) профиль скорости звука соответствует профилю скорости звука, наблюдаемому интерпретатором на спектрограмме, и для определения уровня жидкости в скважине производят дискретное интегрирование функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

В том случае, если профиль скорости звука, вычисленный по формуле (3), не соответствует, по мнению интерпретатора, профилю, наблюдаемому на спектрограмме, а также в том случае, если определение профиля скорости звука по формуле (3) представляет трудности ввиду отсутствия явно выраженных максимальных значений модуля спектра, определяемых по формуле (4), ответственность за выбор профиля скорости звука ложится на интерпретатора. При этом интерпретатор наносит на поле спектрограммы специальным маркером точки в тех местах, где, по его мнению, проходит профиль скорости звука. Эти точки автоматически соединяются программно. Дальнейшее дискретное интегрирование проводится по формуле, аналогичной (2), с той разницей, что оно проводится не по точкам, соответствующим штатным неоднородностям, а по точкам-маркерам, нанесенным интерпретатором на поле спектрограммы.

Реализация заявляемого способа может быть проиллюстрирована следующим конкретным примером его использования.

В качестве примера реализации данного способа далее представлен анализ эхосигнала, полученного на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области) (см. фиг.1).

Для преобразования Фурье этого эхосигнала в качестве оконной функции использовалась функция Ханна, приведенная на фиг.2.

Мгновенный спектр получали путем преобразования Фурье участков эхосигнала, попадающих в окно w(t):

Переменную t изменяли с периодом дискретизации сигнала 0.001 с. Таким образом, получается 7000 функций S(f,t) (диапазон перемещения окна w(t) шириной 1 с составляет 0…7 с). На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

Поскольку переменная t менялась с периодом дискретизации сигнала 0.001 с, для различных моментов времени t потребовалось провести анализ 7000 таких мгновенных спектров.

Далее, для данного мгновенного спектра по формуле (4) были найдены значения частоты, для которых модуль спектра имел максимальное значение. При этом диапазон допустимых частот был задан исходя из ожидаемых значений скорости звука в нефтяной скважине и составил 10…25 Гц.

Впоследствии определялись значения частоты, для которых модуль спектра S(f,t) имеет максимальное значение в допустимом диапазоне частот.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0 в указанном диапазоне. Из фиг.4 видно, что в момент t=0 f_m=22.75 Гц. Таким способом, в результате анализа 7000 зависимостей мгновенного модуля спектра было получено 7000 значений f_m, соответствующих различным моментам времени. В результате была получена зависимость f_m от времени, представленная на фиг.5.

Далее определялась зависимость скорости звука v(t) (фиг.6) от времени:

v(t)=2f_m(t)r(t),

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхосигнала 6. Уровень жидкости L в скважине находили путем дискретного интегрирования функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

где N - количество штатных неоднородностей, находящихся над уровнем жидкости, Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала. Анализ соответствия полученного профиля скорости звука спектрограмме, проведенный интерпретатором, дал положительный результат и показал тем самым возможность определения уровня жидкости L в скважине дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости по формуле (2). При этом значение временного промежутка между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала Т было определено по Фиг.1 и составило Т=6.28 с.

Вычисление уровня жидкости в рассматриваемой скважине по формуле (3) дало результат L=1 114.70 м.

В качестве примеров спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора, приведены спектрограммы на фиг.8, 9. При этом на фиг.8 линия на уровне 430 м/с постоянна и ее интенсивность не уменьшается. Это выглядит неправдоподобно, так как сигнал от муфт со временем должен затухать. Можно заметить, что на уровне 350 м/с имеется слабый сигнал скорости звука. В этом случае интерпретатор нанесет маркером несколько точек, сшивающих профили скорости 430 м/с и 350 м/с в один профиль. На фиг.9 скорость звука (343 м/с) определяется только от устья до середины скважины. Очевидно, после перехода колонны создался акустический фильтр и сигнал от муфт отсутствует. В этом случае интерпретатором было сделано предположение о том, что в этой скважине скорость звука неизменна и равна 343 м/с.

Относительная погрешность измерения глубины способа-прототипа может быть представлена в соответствии с [5, С.191].

где Δv - абсолютная погрешность измерения скорости, ΔT - абсолютная погрешность измерения времени от зондирующего до отраженного импульса. Последняя величина равна времени дискретизации эхосигнала.

Метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ, определяется выражением

где L - средняя длина НКТ, T_L - среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ. При этом абсолютная погрешность измерения скорости [5]

где ΔL - абсолютная погрешность определения средней длины НКТ.

На основании изложенного, относительная погрешность способа по прототипу, принимая, что погрешность определения средней длины НКТ равна 0.01 м, средняя длина НКТ равна 9 м, средний временной интервал между отражениями от муфт НКТ равен 0.055 с, время дискретизации эхосигнала равно 0.001 с, скорость звука равна 330 м/с, время от зондирующего до отраженного импульса равно 5 с, получается равной 0.97%. Это означает, что величина уровня жидкости, например, 1650 м определяется с абсолютной погрешностью 15.95 м.

В заявляемом способе, основанном на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, скорость звука определяется выражением

v=2 Lf,

где f - частота следования отражений от муфт НКТ, L - средняя длина НКТ. Тогда абсолютная погрешность измерения скорости [5]

Δv=2(ΔLf+ΔfL),

где Δf - абсолютная погрешность определения частоты следования отражений от муфт НКТ.

Частота гармоники вычисляется по формуле

где n - номер отсчета частоты, Т_инт - продолжительность временного интервала частотного анализа сигнала. Абсолютная погрешность определения частоты [5]

Временной интервал частотного анализа сигнала можно увеличивать до тех пор, когда величиной Δf можно будет пренебречь. На практике Т_инт искусственно увеличивают, добавляя к измеренной реализации нули [6, С.65]. В практически используемых системах измерения Т_инт делают в 2-5 раз шире исходной области определения эхосигнала. Таким образом, рассматривая достижение максимальной точности измерений, величину Δf можно положить равной 0. Тогда

Δv=2ΔLf.

Относительная погрешность заявляемого способа при тех же самых исходных величинах, что и в способе прототипе, с учетом того, что частота следования отражений от муфт НКТ равна 17.86 Гц, получается равной 0.064%. Это означает, что величина уровня жидкости 1650 м определяется в заявляемом способе с абсолютной погрешностью, равной 1.06 м.

Заявляемый способ позволяет существенно повысить достоверность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

Литература

1. Патент РФ №2095564, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/00, опубл. 10.11.1997 г.

2. Патент РФ №2297532, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/296, опубл. 20.04.2007 г.

3. Налимов Г.П., Гаусс П.О. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин. - М. Нефтяное хозяйство, 2004, №4, С.78.

4. Патент RU №2199005, опубл. 20.02.2007.

5. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М.: Наука, 1980. - 976 с.

6. Марпл-мл. СЛ. Цифровой спектральный анализ и его приложения. - М.: Мир, 1990. - 584 с.

1. Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, отличающийся тем, что электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма;
f - частота, Гц;
w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ;
осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты f_m(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле
v(t)=2f_m(t)·r(t),
где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;
а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости:

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;
v(t) - зависимость скорости звука от времени, м/с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что графическое представление спектра выполняют в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают насыщенностью одного определенного цвета.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают на двумерном графике различными цветами видимого спектра.

findpatent.ru

уровень жидкости (в скважине) - это... Что такое уровень жидкости (в скважине)?

уровень жидкости (в скважине)

Тематики

нефтегазовая промышленность

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

уровень жидкости
уровень жидкости в обсадной колонне

Смотреть что такое "уровень жидкости (в скважине)" в других словарях:

УРОВЕНЬ ДИНАМИЧЕСКИЙ — абс. отметка или глубина от устья скважины (в м), на которой держится уровень жидкости в скважине при той или иной величине отбора жидкости. Понижается с увеличением отбора и повышается с его уменьшением. При отсутствии отбора устанавливается… … Геологическая энциклопедия
Статический уровень — в скважинe (a. static well level; н. statischer Spiegel der Sonde; ф. niveau statique d un forage; и. nivel estetico de pozo) уровень жидкости, установившийся в непереливающей скважине, сообщающейся c пластом, после длительного её… … Геологическая энциклопедия
Динамический уровень — ► dynamic head, flowing (working) level Уровень жидкости в работающей скважине. В скважинах наблюдаются установившиеся динамические уровни, замеряемые во время эксплуатации скважин при отборе из них в течение продолжительного времени одного и… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Статический уровень — ► static level Уровень жидкости, устанавливающийся в скважине после длительной ее остановки. Так как обычно окружающие скважины продолжают работать, статический уровень показывает динамическое пластовое давление в данной точке залежи … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Рамазанов, Тельман Курбан оглы — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Рамазанов. Тельман Курбан оглы Рамазанов Telman Qurban oğlu Ramazanov Дата рождения: 1 марта 1951(1951 03 01) (61 год) Место рождения … Википедия
Нефтяная вышка — (Oil derrick) Устройство, предназначение и использование нефтяных вышек Информация об устройстве, назначении, описании и использовании нефтяных вышек Содержание — это разрушения с помощью специальной техники. Различают два вида бурения:… … Энциклопедия инвестора
Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия
Вскрытие месторождения — (a. deposit opening, deposit stripping; н. Aufschluβ des Lagers; ф. decoupage du gisement; и. destape de yacimiento) проведение горн. выработок (траншей, шахтных стволов, буровых скважин и др.), открывающих доступ c поверхности к залежам… … Геологическая энциклопедия
Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора
Свинец — (Lead) Металл свинец, физические и химические свойства, реакции с другими элементами Информация о металле свинец, физические и химические свойства металла, температура плавления Содержание Содержание Происхождение названия Физические свойства… … Энциклопедия инвестора

technical_translator_dictionary.academic.ru

Способ определения уровня жидкости в скважине

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.

Заявляемое изобретение относится к теории и практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

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.

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.

findpatent.ru

Способ определения уровня жидкости в скважинах

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности при определении уровня жидкости в скважинах, а также при гидродинамических исследованиях скважин. Сущность изобретения: в скважине по заданной программе на уровне жидкости создают одновременно звуковую и электромагнитную волну, которую принимают за начало отсчета времени прохождения звуковой волны от уровня жидкости до устья скважины. Определяют время прохождения звуковой волны t и скорость звука в газовой среде V. Рассчитывают расстояние от уровня жидкости до устья скважины H по формуле H = t V. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, конкретно к способам определения уровня жидкости в скважинах и может быть использовано для определения забойного давления, эффективности работы погружных насосов, наличия притока жидкости в скважину, а также при гидродинамических исследованиях скважины.

Известен способ определения уровня жидкости в скважине, заключающийся в следующем. Пневмовыстрелом из пневматической хлопушки (волномер) создают звуковую волну, регистрация времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости производится устройством, которое пересчитывает время в расстояние. Пневмовыстрел позволяет в затрубном пространстве держать повышенное давление, что уменьшает погрешность в определении уровня жидкости в скважине за счет уменьшения образования пены на поверхности уровня. Однако способ не автоматизирован, требует присутствия оператора. Наиболее близким по технической сущности (прототипом) является способ определения уровня жидкости, заключающийся в следующем. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, создаваемый выстрелом маломощного порохового заряда. Момент выстрела регистрируется. Звуковой сигнал отражается от уровня жидкости, улавливается, микрофоном усиливается, момент прохождения звуковой волны от уровня жидкости регистрируется. Зная время прохождения звуковой волны от устья скважины до уровня жидкости и обратно до устья и скорость звука в газовой среде можно определить расстояние от устья скважины до уровня жидкости в скважине по формуле S V , (1) где S расстояние от устья до уровня; t время прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно до устья скважины; V скорость звука в газовой среде. Известный способ не обеспечивает высокую точность при наличии пены на поверхности жидкости, кроме того, имеют место ложные отражения от соединительных муфт, производство выстрела приводит к взрывоопасным ситуациям, способ не автоматизирован, требует квалифицированного обслуживания. Цель изобретения повышение точности, упрощение способа и его автоматизация. Цель достигается тем, что в скважине по заданной программе одновременно создают звуковую и электромагнитную волну, являющуюся началом отсчета времени прохождения звуковой волны от уровня жидкости до устья скважины, измеряют время прохождения звуковой волны от уровня до устья и скорость звука в газовой среде с последующим определением расстояния по формуле Н tV, где Н расстояние от устья до уровня; t время прохождения звуковой волны от устья до уровня; V скорость звука в газовой среде. На фиг.1 и 2 изображена схема осуществления предлагаемого способа. Поплавок 1 с помощью груза 2 устанавливают на уровне жидкости 3 в затрубном пространстве между обсадной колонной 4 и наружной поверхностью насосно-компрессорных труб 5 таким образом, чтобы радиоантенна 6 и излучатель звуковых колебаний 7 находились над уровнем жидкости. В корпусе поплавка 1 находятся элементы питания 8, логическое устройство 9, которое позволяет через определенные промежутки времени, например 10 мин, одновременно включать генератор электромагнитных волн 10 и генератор звуковых колебаний 11 и через 1-2 с отключать их для экономии заряда элементов. Электромагнитная волна распространяется в газовой среде со скоростью 310¹⁰ см/с, т.е. практически мгновенно достигает радиоприемную антенну 12, при этом включается секундомер регистрирующего устройства 13, а звуковая волна распространяется со скоростью 3,3010⁴см/с, т.е. на 6 порядков меньше, чем электромагнитная волна, что позволяет принять начало отсчета звуковых колебаний со времени прихода электромагнитной волны к радиоприемной системе. Звуковая волна, достигнув микрофона 14, выключает электросекундомер устройства 13. Таким образом на регистрирующем устройстве 13 будет зафиксировано время прохождения звуковой волны от уровня жидкости 3 в скважине до устья. Зная время прохождения звуковой волны по показаниям секундомера и скорость звука в газовой среде, определяют расстояние от уровня жидкости до устья по формуле Н tV. В таком режиме способ осуществляют в течение года и более, т.е. время работы элементов и поплавка сопоставимо с межремонтным периодом. Межремонтный период для нефтедобывающих скважин Башкирии и других районов составляет 300 дней, после чего подземное оборудование извлекается и производится замена насоса. Для подъема поплавка имеется ловильное устройство 15, снабженное магнитом 16. Ловильное устройство 15 расположено ниже приема насоса и на его работу не оказывает никакого влияния. Таким образом поплавок поднимают вместе с насосно-компрессорными трубами и осуществляют замену элементов питания. Предлагаемый способ по сравнению с известными обладает более высокой точностью определения, так как поплавок находится непосредственно на уровне жидкости и не влияет пена, звук проходит в два раза меньшее расстояние, повышается достоверность, так как замеры повторяются автоматически через заданные промежутки времени, показания счетчика легко передаются на диспетчерский пункт, устраняется опасность взрывов газов в затрубном пространстве. Предлагаемый способ найдет применение при эксплуатации нефтегазодобывающих скважин, а также может быть использован в водозаборных скважинах.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ путем создания в скважине звуковой волны, измерения на устье скважины времени прохождения звуковой волны в скважине с последующим определением расстояния от уровня жидкости до устья скважины расчетным путем с учетом значения скорости распространения звуковой волны в газовой среде, отличающийся тем, что звуковую волну создают на уровне жидкости в скважине и по заданной программе, одновременно с ней на уровне жидкости создают электромагнитную волну, при этом время прохождения звуковой волны в скважине измеряют с момента прихода электромагнитной волны на устье скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

findpatent.ru

Как определить уровень жидкости в скважине

Способ определения уровня жидкости в скважине

Способ определения уровня жидкости в скважине

Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине

уровень жидкости (в скважине) - это... Что такое уровень жидкости (в скважине)?

Тематики

Смотреть что такое "уровень жидкости (в скважине)" в других словарях:

Способ определения уровня жидкости в скважине

Способ определения уровня жидкости в скважинах

Смотрите также