Устройство для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах

 

Назначение: изобретение предназначено для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах акустическим методом, а также может быть использовано для диагностики скважинного оборудования. Сущность изобретения: устройство содержит последовательно соединенные блок датчиков, коммутатор, компандер, подавитель сетевых наводок, фильтр нижних частот, усилитель и регистрирующий узел, ко второму входу которого подключен лентопротяжный механизм. Ко второму входу усилителя подключен калибратор времени. К выходу подавителя сетевых наводок подключен дискриминатор, выполненный в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующего звена, выход которого подключен к третьему входу усилителя. Применение компандера и частотного дискриминатора, выполненного в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующего звена, позволит повысить точность измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах. 1 ил.

Устройство относится к области контроля уровня жидкости в скважинах акустическим методом и может быть использовано для оперативного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, а также для диагностики скважинного оборудования.

Известно устройство оперативного контроля уровня жидкости в газлифтных скважинах волновым методом [1], содержащее блок датчиков, коммутатор, фильтр, усилитель и регистрирующий узел.

Недостатком известного устройства является низкая достоверность контроля уровня жидкости в скважине, обусловленная влиянием акустических помех и электромагнитных сетевых наводок на приемный тракт акустических сигналов, а также низкая точность контроля, обусловленная изменением скорости движения лентопротяжного механизма (ЛПМ) за счет влияния температуры окружающей среды и отклонения фактической скорости движения ЛПМ от номинального значения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является устройство для измерения уровня жидкости в скважине [2], содержащее генератор акустических сигналов, пьезокерамический датчик, лентопротяжный механизм и последовательно соединенные фильтр нижних частот, усилитель и регистрирующий узел, к второму входу которого подключен лентопротяжный механизм, причем калибратор времени подключен к входу усилителя.

Недостатком этого устройства является дополнительная погрешность измерения, обусловленная отклонением фактической скорости звука в затрубном пространстве скважины от расчетного значения, которое определяется по экспериментальной зависимости скорости звука в газовой среде от величины давления.

Указанная экспериментальная зависимость представляет собой усредненную характеристику нефтяного месторождения, а не конкретной скважины, что приводит к снижению точности измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах.

Целью изобретения является повышение точности измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах.

Достигается это тем, что устройство дополнительно снабжено компандером и частотным дискриминатором, выполненным в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующего звена, причем вход компандера подключен к выходу коммутатора, а выход компандера подключен к входу подавителя сетевых наводок, выход которого дополнительно подключен к входу частотного дискриминатора, а выход частотного дискриминатора подключен к входу усилителя.

Сравнение заявляемого решения с другими техническими решениями показывает следующее.

Компандер и частотный дискриминатор являются известными элементами схемотехнических устройств. Однако применение указанных устройств в соответствии с приведенными функциональными связями позволяет повысить технические возможности устройства при измерении уровня жидкости в газлифтных скважинах.

В частности, применение компандера позволяет устранить перегрузку усилителя и регистрирующего узла за счет сжатия динамического диапазона сигналов, что дает возможность более точного определения интервала времени между зондирующим и отраженным сигналами и повышает точность измерения.

Применение частотного дискриминатора, выполненного в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот (ФВЧ) и дифференцирующего звена дает возможность прямого измерения фактической скорости звука в газлифтной скважине по интервалу времени между зондирующим и отраженным от мандрели сигналами, так как расстояние от устья скважины до каждой из мандрелей априорно известно.

Мандрель, представляющую собой цилиндр с расширенным сечением по отношению к сечению насосно-компрессорных труб, используют при этом в качестве реперного устройства, что позволяет более точно определить фактическую скорость звука в конкретной газлифтной скважине и повысить точность измерения уровня жидкости в скважине.

В результате изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

На чертеже приведена структурная схема устройства для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, содержащего фильтр верхних частот 1, дифференцирующее звено 2, блок датчиков 3, коммутатор 4, компандер 5, подавитель сетевых наводок 6, фильтр нижних частот (ФНЧ) 7, усилитель 8, регистрирующий узел 9, калибратор времени 10 и лентопротяжный механизм 11.

Конструктивно блок датчиков 3 входит в состав кустового оборудования газлифтных скважин и располагается в блоке телемеханики и автоматики (БТМА).

Остальные структурные элементы приведенной на чертеже схемы выполнены в виде вторичного регистрирующего прибора, который подключают к блоку датчиков 3 через разъем и соединительный кабель.

Устройство может работать в широкополосном и узкополосном режиме приема сигналов. В режиме широкополосного приема производится измерение фактической скорости звука в скважине и измерение уровня жидкости в газлифтных скважинах, оборудованных датчиками с более высоким уровнем выходного сигнала, например, фирмы "Rosemaunt" (Франция). При этом устройство работает следующим образом. После подключения вторичного прибора к блоку датчиков 3 с помощью коммутатора 4, выполненного, например, в виде многопозиционного переключателя, производят выбор скважины. При этом датчик давления выбранной скважины будет подключен через коммутирующий узел 4 к входу компандера 5 через разъемы, соединительный кабель и, например, разделительный конденсатор. Компандер 5, представляющий собой устройство для сжатия динамического диапазона сигналов, может быть выполнен, например, в виде Г-образного звена, включающего резистор и два встречно-параллельно соединенных диода.

Для проведения измерения оператор в блоке БТМА производит пуск лентопротяжного механизма 9, например, с помощью кнопки и подает команду оператору в газовом манифольде, например, с помощью устройства связи на включение зондирующего импульса.

Зондирующий импульс в газовом манифольде создают, например, путем кратковременного стравливания газа из затрубного пространства выбранной скважины при нажатии на рычаг аварийного клапана. При этом в выбранной скважине образуется кратковременный перепад рабочего давления, а в затрубном пространстве формируется упругая акустическая волна, которая распространяется от устья скважины до границы раздела сред "газ-жидкость", отражается от нее и возвращается обратно на устье скважины. В процессе прохождения акустической волны по затрубному пространству она частично отражается от мандрелей, а отраженные сигналы возвращаются на устье скважины.

Перепады давления в затрубном пространстве скважины, вызванные воздействием зондирующего и отраженных сигналов, преобразуются на выходе датчика давления измеряемой скважины в электрические сигналы, которые через узел коммутации 4 поступают на вход компандера 5, который производит сжатие динамического диапазона входных сигналов до уровня, исключающего перегрузку усилителя 8. С выхода компандера 5 сигналы поступают на вход подавителя сетевых находок 6, который производит локальное подавление основной гармоники промышленной сети. С выхода подавителя сетевых находок 6 сигналы поступают на вход ФВЧ 1, который производит ограничение полосы частот по нижнему диапазону, а с выхода ФВЧ 1 сигналы поступают на вход дифференцирующего звена 2, выполненного, например, в виде RC - цепочки, которое формирует передние фронты сигналов.

С выхода дифференцирующего звена 2 сигналы поступают на вход усилителя 8, который усиливает их до необходимого уровня, а с выхода усилителя 8 сигналы поступают на вход регистрирующего узла 9, который производит запись процесса распространения акустической волны в затрубном пространстве скважины, например, в виде эхограммы на термочувствительной бумаге. Запись производят до появления на эхограмме отраженного от границы раздела сред "газ - жидкость" обратного сигнала, после чего запись прекращают путем остановки ЛПМ.

Записанный на эхограмме процесс может содержать также сигналы, образованные частичным отражением акустической волны от мандрелей. Эти сигналы регистрируются на эхограмме в интервале между зондирующим и отраженным от границы раздела "газ - жидкость" сигналами.

Отраженные мандрелями сигналы используют для определения фактической скорости звука в исследуемой скважине. Для этого на эхограмме производят дополнительную запись калибровочных сигналов с выхода калибратора времени 10, которые поступают на вход усилителя 8, и с его выхода на регистрирующий узел 9.

По калибровочным сигналам, период которых, например, выбран равным 1 с, измеряют скорость движения ЛПМ, которая численно равна длине интервала, записанного на эхограмме за один период калибровочных сигналов. Например, длина интервала между двумя передними фронтами смежных калибровочных сигналов составила 25 мм. В таком случае скорость движения ЛПМ равна 25 мм/с.

Фактическую скорость звука в скважине определяют путем измерения интервала, например, между передними фронтами зондирующего и отраженного от мандрели сигналами с учетом скорости движения ЛПМ и расстояния от устья скважины до мандрели. Например, мандрель установлена на расстоянии 600 м от устья скважины, скорость движения ЛПМ равна 25 мм/с, а интервал времени между зондирующим и отраженным от мандрели сигналами составили 75 мм.

В таком случае время, за которое акустическая волна прошла путь от устья скважины до мандрели и обратно составляет 75 мм : 25 м/сек = 3 с, длина пройденного пути равна 600 м·2 = 1200 м, а фактическая скорость звука в скважине составляет 1200 м : 3 с = 400 м/с.

Режим узкополосного приема сигналов используют для измерения уровня жидкости в скважинах при интенсивных помехах, создаваемых при работе электрического оборудования в блоке БТМА, при использовании датчиков с низким уровнем выходного сигнала, например, фирмы "ММГ-АМ" (Венгрия), а также в случае снижения чувствительности датчиков, вызванного, например, наличием твердых отложений в подводящих патрубках.

Работа устройства в режиме узкополосного приема сигналов аналогична вышеизложенному, за исключением того, что зондирующий сигнал в газовом манифольде формируют, например, для датчиков фирмы "ММГ-АМ" путем поворота рычага шарового крана.

При этом сигналы с выхода подавителя сетевых наводок 6 поступают на вход фильтра низких частот 7, а с его выхода на вход усилителя 8.

Процесс выделения полезной информации, поступающей на вход фильтра нижних частот 7 в виде смеси информационных сигналов и помех, при этом имеет принципиальное отличие, так как фильтр нижних частот 7 работает в режиме накопления энергии сигнала в выделенном узкополосном диапазоне, то есть осуществляет додетекторное интегрирование полезных сигналов, что обеспечивает высокую помехозащищенность приема.

Для экспериментальных исследований предлагаемого устройства был использован компандер в виде резистивно - диодной цепочки, подавитель сетевых наводок в виде двойного T - образного моста с частотой режекции 50 Гц и глубиной подавления не менее 40 дБ, фильтр нижних частот и фильтр верхних частот, реализованные на активных звеньях по схеме фильтра Бесселя 4-го порядка с применением операционных усилителей серии 544УД1А, дифференцирующее звено в виде Г-образной RC -цепочки, кварцевый калибратор времени на микросхемах серии 176, а также усилитель, регистрирующий узел и лентопротяжный механизм от электрокардиографов ЭК1Т - ОЗМ и ЭК1Т - ОЗМ2.

В результате экспериментальных исследований установлено, что устройство позволяет производить измерение уровня жидкости в газлифтных скважинах с более высокой точностью по сравнению с известными устройствами аналогичного назначения за счет исключения погрешности, обусловленной отклонением фактической скорости звука в скважине, которая может достигать 5%.

Устройство позволяет также производить диагностику скважинного оборудования, в частности, контролировать техническое состояние датчиков давления, входящих в состав блока БТМА. Установлено, что при обрыве одного из проводов, подходящих к датчику, термоперо регистрирующего узла непрерывно колеблется с частотой промышленной сети.

При отсутствии питания датчика давления регистрирующее устройство не реагирует ни на зондирующий, ни на ответный сигналы.

При снижении чувствительности датчика, вызванной наличием твердых отложений в подводящих трубках, зондирующий сигнал записывается с незначительным уровнем, а ответный сигнал отсутствует полностью при максимальном усилении.

Установлено также, что при наличии негерметичности в резьбовых соединениях насосно-компрессорных труб или при появлении в них отверстий для случая подачи газа в затрубное пространство, устройство регистрирует дополнительный сигнал, который не соответствует положению мандрелей. При подаче газа в насосно-компрессорную трубу фаза дополнительного сигнала будет сдвинута на 180^o по отношению к зондирующему сигналу.

Устройство может быть также использовано для измерения уровня жидкости и диагностики скважин механизированного фонда.

В результате предлагаемое устройство позволяет повысить точность измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, а также производить диагностику скважинного и кустового оборудования.

Формула изобретения

Устройство для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, содержащее блок датчиков, коммутатор, последовательно соединенные подавитель сетевых наводок, фильтр нижних частот, усилитель и регистрирующий узел, к второму входу которого подключен лентопротяжный механизм, а также калибратор времени, выход которого подключен к входу усилителя, отличающееся тем, что оно снабжено компандером и частотным дискриминатором, выполненным в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующего звена, причем вход компандера подключен к выходу коммутатора, к входу которого подключен блок датчиков, а выход компандера подключен к входу подавателя сетевых наводок, выход которого дополнительно подключен к входу частотного дискриминатора, а выход частотного дискриминатора подключен к входу усилителя.

РИСУНКИ

Рисунок 1