способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин

Формула изобретения

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин, включающий генерацию акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, преобразование отраженного от жидкости акустического сигнала в электрический, 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, отличающийся тем, что формируют сигнал

где а - амплитуда импульсов в серии;

t - время;

N - количество импульсов в серии;

Т - длительность импульса;

u(t, Т) - прямоугольный импульс, определяемый выражением

причем разностью t - t_n задают начало n-го импульса в серии, а с помощью T_n - длительность n-го импульса в серии, изменяя при этом t _n и T_n согласно выражениям

t_n=2Т₀n+ n²;

T_n =T₀+ n,

где Т₀ - длительность первого импульса в серии;

- параметр, определяющий изменения длительности и положения

импульсов в серии,

и подают сигнал s ₀(t) на формирователь акустического сигнала для его генерации, после преобразования отраженного от жидкости акустического сигнала в электрический его подвергают аналого-цифровому преобразованию, подвергают сигнал s₀(t) операции свертки с оцифрованным отраженным сигналом s₁(t), затем определяют временное положение отраженного от жидкости сигнала относительно момента формирования акустического сигнала в межтрубном пространстве, используя который определяют уровень жидкости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к контролю уровня жидкости в нефтяных добывающих скважинах методом эхометрирования и может быть использовано для определения статического и динамического уровня нефти в добывающих скважинах.

Известен способ определения уровня жидкости в скважине [Патент РФ № 2095564, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/00, опубл. 10.11.97 г.], выбранный в качестве прототипа, включающий: генерацию акустического импульса на устье скважины, преобразование отраженных акустических сигналов в электрические, их усиление, фильтрацию, определение корня квадратного амплитуды сигнала с последующей записью на самопищущем 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.

Способ не обеспечивает высокое значение отношения сигнал/шум, что приводит к ошибкам в определении уровня жидкости в скважинах, так как в качестве зондирующего сигнала используется один акустический импульс, имеющий при условии приемлемой разрешающей способности недостаточную энергию.

Задачей заявляемого изобретения является повышение отношения сигнал/шум отраженного от жидкости сигнала.

Для решения поставленной задачи способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин, также как и в прототипе, включает генерацию акустического сигнала s₀ (t) на устье скважины в межтрубном пространстве, преобразование отраженного от жидкости акустического сигнала в электрический s₁(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.

Согласно изобретению формируют акустический сигнал

где а - амплитуда импульсов в серии,

t - время,

N - количество импульсов в серии,

T - длительность импульса,

u(t, Т) - прямоугольный импульс, определяемый выражением:

причем разностью t-t_n задают начало n-го импульса в серии, а с помощью Т_n - длительность n-го импульса в серии, изменяя при этом t _n и Т_n согласно выражениям:

где Т₀ - длительность первого импульса в серии,

- параметр, определяющий изменения длительности и положения импульсов в серии,

и подают сигнал s₀ (t) на формирователь акустического сигнала для его генерации. После преобразования отраженного от жидкости акустического сигнала в электрический, его подвергают аналого-цифровому преобразованию. Подвергают сигнал s₀(t) операции свертки с оцифрованным отраженным сигналом s₁(t). Затем определяют временное положение отраженного от жидкости сигнала относительно момента формирования акустического сигнала в межтрубном пространстве, используя который определяют уровень жидкости в межтрубном пространстве.

Определение уровня жидкости в нефтяных скважинах достигается путем формирования на устье скважины акустического сигнала в виде серии импульсов, длительность и период следования которых изменяются согласно выражениям (1) и (2). Использование такого сигнала позволяет существенно увеличить отношение сигнал/шум отраженного от жидкости сигнала. Это обусловлено тем, что энергия такого сигнала распределена на относительно протяженном временном промежутке. Посредством операции свертки эту энергию удается сконцентрировать на меньшем временном интервале, за счет чего мощность сигнала существенно возрастает.

Так, способ, принятый в качестве прототипа, характеризуется потенциально достижимым отношением сигнал/шум, которое определяется выражением [Кук Ч., Бернфельд М. Радиолокационные сигналы. - М.: Советское радио, 1971. - С.18]:

где p - перепад давления в межтрубном пространстве при формировании

акустического сигнала,

Q₀ - спектральная плотность мощности акустического шума в межтрубном

пространстве,

f - эффективная полоса пропускания акустического преобразователя и аналого-цифрового преобразователя.

Предполагается, что акустический шум в межтрубном пространстве скважины является белым гауссовым шумом. Эффективная полоса пропускания акустического преобразователя и аналого-цифрового преобразователя совпадает с эффективной частотной полосой отраженного сигнала. Кроме этого, отраженный сигнал, используемый в прототипе, является простым сигналом (то есть сигналом без внутриимпульсной модуляции), и эффективная полоса такого сигнала обратно пропорциональна его длительности Т [Баскаков С.И. Радиотехнические цепи и сигналы, 1983. - С.56]. С учетом приведенных положений формула (3) принимает вид:

В заявляемом способе длительность формируемого акустического сигнала определяется выражением:

Положим, что длительность формируемого сигнала у прототипа равна Т₀. Отношение выражений (4) для заявляемого способа и для прототипа описывает увеличение отношения сигнал/шум для заявляемого способа:

В тривиальном случае, когда N=1, отношение (5) равно единице, и увеличения отношения сигнал/шум не происходит. Однако с ростом N происходит увеличение отношения сигнал/шум по квадратичному закону. Графики на фиг.1 представляют собой функцию (5), зависящую от числа импульсов в серии N и от параметра . Значение этой функции представляет собой величину, показывающую, во сколько раз отношение сигнал/шум заявляемого способа больше отношения сигнал/шум прототипа.

На фиг.1 приведены графики увеличения отношения сигнал/шум.

На фиг.2 представлена схема устройства определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин.

На фиг.3 показана эпюра 1 - серия прямоугольных импульсов.

На фиг.4 приведена эпюра 2 - сигнал, принятый акустическим преобразователем, на скважине.

На фиг.5 представлена эпюра 3 - результат свертки принятого сигнала и серии прямоугольных импульсов.

В таблице 1 представлены отсчеты сигналов s₀(t), поступающие с выхода модуля управления.

В таблице 2 приведены отсчеты сигналов s₁(t), принятые акустическим преобразователем.

В таблице 3 приведены отсчеты сигналов s₂ (t), являющиеся результатом свертки сигналов s ₀(t) и s₁(t).

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин реализован с помощью представленного на фиг.2 устройства, которое содержит последовательно соединенные акустический преобразователь 1 (АП), аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП), матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК), микропроцессорный контроллер 4 (МК), устройство управления и индикации 5 (УУИ). Модуль управления 6 (МУ) подключен к управляемому формирователю акустического сигнала 7 (УФАС) с электромагнитным клапаном и к матричному каскадируемому коррелятору 3 (МКК).

Акустический преобразователь 1 (АП) акустического сигнала в электрический может быть выполнен на основе, например, пьезокерамического элемента.

Аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) может быть реализован на микросхеме МАХ189АЕPP.

Матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК) может быть реализован на микросхеме 1846ПФ1Т.

Микропроцессорный контроллер 4 (МК) может быть выполнен на микропроцессоре 1821ВМ85.

Устройство управления и индикации 5 (УУИ) выполнено на основе индикатора ИВ-28 и кнопки КМД-1.

Модуль управления 6 (МУ) может быть реализован на микропроцессоре 1821ВМ85.

В качестве управляемого формирователя акустического сигнала 7 с электромагнитным клапаном может быть использовано устройство генерации и приема автоматическое, выпускаемое ООО «СИАМ» [Устройство генерации и приема автоматическое УГП автомат 2. Паспорт. Техническое описание. ИЗМ 5.173.021 ПС, 2004].

Для иллюстрации реализации способа представлены данные, полученные при обследовании скважины 717 (куст 9) Советского месторождения (г.Стрежевой) 17.02.05. Давление в скважине на момент обследования составляло 15.1 атм, скорость звука в газе межтрубного пространства - 350 м/с. Период дискретизации данных - 2 мс, время обследования - 16.382 с. Все сигналы при данном обследовании содержали 8 191 отсчет. В таблицах 1, 2, 3 представлены только 30 первых отсчетов сигналов. На эпюрах 1, 2, 3 (фиг.3, 4, 5) представлено столько отсчетов, сколько это необходимо для иллюстрации участков сигналов, несущих полезную с точки зрения заявляемого способа информацию.

Модуль управления 6 (МУ) генерирует электрический сигнал s₀(t) (табл.1), определяемый выражениями (1) и (2) с параметрами: N=15, Т ₀=24 отсчета, =50. График этого сигнала показан на эпюре 1 (фиг.3). Этот сигнал подается на управляемый формирователь акустического сигнала 7 (УФАС) (фиг.2). Под действием сигнала срабатывает электромагнитный клапан управляемого формирователя акустического сигнала 7 (УФАС), и в межтрубном пространстве скважины формируется акустический сигнал, который распространяется по межтрубному пространству скважины, отражается от жидкости и возвращается назад к устью скважины, где принимается акустическим преобразователем 1 (АП) и преобразуется в электрический сигнал s₁ (t).

Сигнал, принятый акустическим преобразователем 1 (АП), показан на эпюре 2 (фиг.4). Преобразованный сигнал s ₁(t) попадает в аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) (фиг.2), где подвергается дискретизации и цифровому кодированию.

Одновременно с подачей сигнала с модуля управления 6 (МУ) на управляемый формирователь акустического сигнала 7 (УФАС), сигнал (фиг.3) подается и на матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК). При этом на другой вход матричного каскадируемого коррелятора 3 (МКК) поступает сигнал с выхода аналого-цифрового преобразователя 2 (АЦП). Коррелятор 3 (МКК) вычисляет свертку этих двух сигналов по формуле [Кук Ч., Бернфельд М. Радиолокационные сигналы. - М.: Советское радио, 1971. - С.32-33]:

где t - время,

- время, на которое задерживается сигнал s ₁(t) относительно s₀(t) при выполнении операции свертки.

Результат этой свертки s ₂(t) показан в таблице 3 и на эпюре 3 (фиг.5). На этой эпюре видно, что отношение мощности отраженного сигнала к мощности шумов существенно возросло по сравнению с необработанным сигналом (эпюра 2 на фиг.4).

С матричного каскадируемого коррелятора 3 (МКК) сигнал поступает на микропроцессорный контроллер 4 (МК), который определяет временное положение этого импульса относительно момента формирования акустического сигнала в межтрубном пространстве. Алгоритм этого вычисления основан на поиске максимального значения отраженного сигнала. В таблице 3 в области отраженного сигнала выбирается номер отсчета N_m, соответствующий наибольшему по модулю значению сигнала. В представленном примере этот номер равен 4303. Временное положение отраженного импульса с учетом заданного периода дискретизации T рассчитывается следующим образом:

Затем микропроцессорный контроллер 4 (МК) вычисляет уровень жидкости H путем произведения временного положения отраженного импульса T_m и известной скорости звука в нефтяном газе скважины и деления это произведения на 2:

Рассчитанная величина уровня жидкости отображается устройством управления и индикации 5 (УУИ).

Таким образом, предлагаемый способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин позволяет контролировать уровень жидкости в нефтяных скважинах с высоким значением отношения сигнал/шум, что снижает вероятность ошибки определения уровня, и, следовательно, повышает производительность труда в сервисных предприятиях, занимающихся определением уровня жидкости в скважинах.

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин

Таблица 1			Таблица 2			Таблица 3
Номер отсчета N	Значение сигнала, s 0(t) отн.ед.		Номер отсчета N	Значение сигнала, s 1(t) отн.ед.		Номер отсчета N	Значение сигнала, s 2(t) отн.ед.
1	2000		1	0		1	-277.64
2	2000		2	-7		2	-257.62
3	2000		3	-15		3	-249.52
4	2000		4	-2		4	-298.8
5	2000		5	28		5	-362.41
6	2000		6	20		6	-433.61
7	2000		7	21		7	-401.47
8	2000		8	15		8	-416.38
9	2000		9	62		9	-447.64
10	2000		10	44		10	-460.43
11	2000		11	32		11	-445.72
12	2000		12	2		12	-485.34
13	2000		13	14		13	-504.86
14	2000		14	24		14	-601.78
15	2000		15	43		15	-628.95
16	2000		16	56		16	-676.64
17	2000		17	48		17	-694.57
18	2000		18	-20		18	-723.58
19	2000		19	-11		19	-719.23
20	2000		20	68		20	-735.47
21	2000		21	-39		21	-732.76
22	2000		22	-28		22	-590.99
23	2000		23	22		23	-527.7
24	2000		24	57		24	-560.23
25	2000		25	-14		25	-634.77
26	0		26	-3		26	-573.21
27	0		27	-17		27	-461.68
28	0		28	88		28	-277.64
29	0		29	83		29	-257.62
30	0		30	85		30	-249.52