Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине



Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине

Владельцы патента RU 2623756:

Зейгман Юрий Вениаминович (RU)
Денисламов Ильдар Зафирович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах. Техническим результатом является контроль состояния уровня жидкости в межтрубном пространстве в режиме реального времени, дистанционно без привлечения персонала предприятия к выездным работам. Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине, включает создание акустической волны в полости скважины и измерение времени распространении волны в исследуемой среде. При этом в зоне глубинного электроцентробежного насоса скважины стационарно размещают генератор и приемник акустической волны (АВ), на уровне жидкости скважины размещают шарики карбомидные или из материала с аналогичными свойствами положительной плавучести в воде, акустическую волну создают в жидкой среде в зоне глубинного насоса и измеряют время прохождения АВ от глубинного насоса до карбомидных шариков, находящихся на уровне жидкости, и время прохождения отраженной АВ от уровня жидкости до приемника акустической волны в зоне глубинного насоса, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

 

Изобретение относится к теории и практике эксплуатации и водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности.

В водозаборной скважине межтрубное пространство (МП) между колонной лифтовых труб и обсадной колонной заполнено, как правило, двумя средами: газовоздушной и водной. 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 жидкости в скважинах определяют с помощью эхолотирования межтрубного пространства, то есть о глубине уровня судят по времени прохождения звуковой волны в газовой среде (стр. 202 в книге: Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. Учебник для рабочих. - М.: Недра, 1983. - 310 с.). Метод является основным в нефтедобывающей промышленности, но имеет несколько недостатков. Акустический сигнал с устья скважины, как правило, создает оператор по добыче нефти или исследователь с помощью переносного генерирующего устройства типа Микон-101 или Судос. Работы на скважине всегда сопряжены с определенной опасностью из-за повышенного давления в скважине. Получаемая таким образом информация является по своей сути дискретной величиной и часто недостаточной для принятия квалифицированных и оперативных решений по эксплуатации системы «пласт - глубинный насос».

В нефтедобывающей промышленности известен измерительный комплекс СУДОС - автомат 2, который осуществляет с заданной периодичностью генерацию акустической волны (АВ) с устья скважины без участия человека и определяет местоположение уровня жидкости. Для генерации АВ необходимо кратковременное открытие и закрытие клапана устройства. При отсутствии избыточного давления в скважине для создания АВ необходимо кратковременное сжатие газовоздушной среды. В обоих случаях требуется электрическая энергия, которую можно получить из аккумулятора, входящего в состав устройства, либо напрямую со станции управления электропривода насоса. Дополнительным недостатком данного способа является то, что дорогостоящее устройство генерации акустической волны необходимо сохранять на скважине в стальном ящике антивандального исполнения.

Технической задачей изобретения является создание способа определения уровня жидкости в водозаборной скважине в постоянном режиме времени без участия человека и без дорогостоящего устройства на устье скважины.

Поставленная задача выполняется тем, что по способу оценки уровня жидкости в водозаборной скважине, который заключается в создании акустической волны в полости скважины и измерении времени распространения волны в исследуемой среде, генератор и приемник акустической волны (АВ) размещают стационарно в зоне глубинного электроцентробежного насоса скважины, на уровне жидкости скважины размещают шарики, выполненные из карбамидной смолы или из материала с аналогичным свойством положительной плавучести в воде и нефти, акустическую волну создают в жидкой среде в зоне глубинного насоса и измеряют время прохождения акустической волны от глубинного насоса до карбомидных шариков, находящихся на уровне жидкости, и время прохождения отраженной АВ от уровня жидкости и шариков из карбамидной смолы до приемника акустической волны в зоне глубинного насоса, а уровень жидкости определяют по формуле

где Hур - уровень жидкости в скважине;

υв - скорость распространения акустической волны в воде;

t1 - хронологическое время испускания (генерации) акустической волны в воде в зоне глубинного насоса;

t2 - хронологическое время прихода акустической волны к приемнику в зоне глубинного насоса;

Hнас - расстояние от устья скважины до генератора и приемника АВ, измеряется по длине насосно-компрессорных (лифтовых) труб.

Схема расположения генератора и приемника акустических волн в межтрубном пространстве действующей водозаборной скважины приведена на чертеже. На схеме позициями показаны: 1 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), 2 - обсадная колонна, 3 - глубинный электроцентробежный насос с электроприводом 4, 5 - генератор акустических волн в жидкой среде, 6 - приемник акустической волны, 7 - блок преобразователя акустической информации, 8 - кабель электропитания установки с обратной информационной функцией, 9 - станция управления скважины, 10 - шарики с положительной плавучестью в жидкости, 11 - динамический уровень воды в межтрубном пространстве

Способ измерения уровня осуществляется в следующем порядке.

1. С заданной частотой во времени генератор 5 создает одиночную акустическую волну, а находящийся рядом приемник 6 фиксирует хронологическое время испускания этой волны t1.

2. Акустическая волна распространяется с известной скоростью в воде, доходит до уровня воды 11, отражается от твердого препятствия в виде слоя из шариков 10, отраженная АВ с такой же скоростью движется в обратную сторону - к глубинному насосу.

3. Приемник 6 фиксирует хронологическое время прихода t2 отраженной волны в зону глубинного насоса.

4. Информация от приемников 6 передается на блок преобразователя акустической информации 7, усиливается, кодируется и передается по линии связи 8 на станцию управления (СУ) 9. В качестве линии связи от блока 7 до СУ в скважинах с глубинным электроцентробежным насосом служит кабель электропитания электродвигателя насосной установки.

5. По формуле контроллер станции управления определяет удаленность уровня воды от устья или, как принято говорить в нефтедобыче, - уровень жидкости в скважине.

В отличие от существующего сегодня способа определения уровня жидкости в скважине нами предложено уровень находить по времени распространения акустической волны в жидкой - водной среде. В этом, на наш взгляд, состоит существенное отличие и новизна данного технического решения. Для повышения качества отражения акустической волны от уровня жидкости предложено на уровне жидкости расположить шарики с положительной плавучестью, не способные к адгезии к поверхности обсадной колонны и колонны НКТ ввиду их значительной тяжести и инертности к стальной поверхности.

Данный способ применим в водозаборных скважинах и в нефтедобывающих скважинах при условии постоянства скорости движения АВ в жидкостной среде, которое выполняется при отсутствии газовых пузырьков в жидкости. Как правило, нефтесодержащие пласты и водоносные пласты, не содержащие растворенного газа, находятся на небольших глубинах - в пределах нескольких сот метров. К примеру, на территории республики Татарстан такие залежи с высоковязкой нефтью залегают на глубинах до 300 метров и содержат в 1 м3 нефти не более 50 литров попутного газа (стр. 56 книги: Технологии подготовки сверхвязкой нефти Татарстана / Губайдуллин Ф.Р., Сахабутдинов Р.З., Космачева Т.Ф. и др. - Казань: Центр инновационных технологий, 2015. - 280 с. ISBN 978-5-93962-730-6).

Экономическая эффективность использования предложенного способа состоит в исключении работы персонала предприятия для измерения уровней жидкости в скважинах, содержащих однородную по составу жидкость без газа.

Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине, заключающийся в создании акустической волны в полости скважины и измерении времени распространении волны в исследуемой среде, отличающийся тем, что в зоне глубинного электроцентробежного насоса скважины стационарно размещают генератор и приемник акустической волны (АВ), на уровне жидкости скважины размещают шарики карбомидные или из материала с аналогичными свойствами положительной плавучести в воде, акустическую волну создают в жидкой среде в зоне глубинного насоса и измеряют время прохождения АВ от глубинного насоса до карбомидных шариков, находящихся на уровне жидкости, и время прохождения отраженной АВ от уровня жидкости до приемника акустической волны в зоне глубинного насоса, а уровень жидкости определяют по формуле

где Hур - уровень жидкости в скважине;

υв - скорость распространения акустической волны в воде;

t1 - хронологическое время испускания (генерации) акустической волны в воде в зоне глубинного насоса;

t2 - хронологическое время прихода акустической волны к приемнику в зоне глубинного насоса;

Ннас - расстояние от устья скважины до глубинного насоса, измеряется по длине насосно-компрессорных (лифтовых) труб.



 

Похожие патенты:

Способ относится к области измерительной техники и может быть использован для оперативного контроля уровня и плотности жидкости в баках резервуарного парка, что актуально для предприятий нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, авиационной, медицинской, пищевой промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

Представлен песочный сепаратор, который включает в себя разделительную камеру и слив. Песочный сепаратор содержит измеритель, гидравлически связанный с внутренним пространством разделительной камеры, причем измеритель сконфигурирован для регистрации границы раздела жидкой и твердой сред.

Группа изобретений относится к технике контроля параметров жидких сред в резервуарах для промышленных производств. В способе контроля используют по меньшей мере вторую пару приемник-излучатель, образующую с первой парой фигуру четырехугольной формы, горизонтальные стороны которой параллельны уровню жидкости, при этом дополнительно вычисляют значения энергетических характеристик волн Лэмба, распространяемых одновременно как между каждой из горизонтальных пар излучатель-приемник, так и второй вертикальной парой излучатель-приемник, используя значения, полученные от по меньшей мере одних горизонтальных пар для определения начальных и конечных значений измерительной шкалы других пар, с помощью которых определяют и/или измеряют положения уровня жидкости по высоте.

Изобретение относится к технической области измерения уровня заполнения. В частности, настоящее изобретение относится к устройству измерения уровня заполнения, к способу определения и читаемому компьютером носителю.

Изобретение относится к подающему устройству с датчиком уровня наполнения для жидкой добавки. Подающее устройство (1) для извлечения жидкой добавки из бака (2), которое может быть установлено на баке (2), имеет датчик (3) уровня наполнения для измерения уровня наполнения жидкой добавки в баке (2).

Изобретение относится к устройству для измерения уровня (17) наполнения емкости (1) для мочевины путем определения пути с помощью испускаемых датчиком (5) звуковых волн и их эха (16), имеющему дно (2) емкости для мочевины и поддон (3) с конструктивной высотой (9), причем поддон (3) примыкает к дну (2) емкости для мочевины и расположен ниже уровня (14) дна (2) емкости для мочевины, и, кроме того, поддон (3) открыто соединен с емкостью (1) для мочевины и в направлении вниз ограничен дном (4) поддона.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при метрологическом обеспечении скважинной геофизической аппаратуры, в качестве образцового средства измерения при градуировке и калибровке скважинных жидкостных расходомеров. Техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей, калибровка как для нагнетательных, так и для эксплуатационных скважин в условиях, максимально приближенным к реальным в трубах различного диаметра при любом значении расхода скважинной жидкости. Технический результат достигается тем, что установка для калибровки скважинных жидкостных расходомеров содержит компьютерный пульт управления, соединенную через входной трубопровод с блоком приемных камер параллельную проточную систему сличения, состоящую из образцовых расходомеров с разными диапазонами измерений, установленных последовательно с регуляторами гидравлического сопротивления и регулировочными вентилями в параллельных трубопроводах, а через выходной трубопровод, соединенную через электронасос и регулировочный вентиль со сливным резервуаром, сливной резервуар соединен с электронасосом и через регулировочный вентиль с фильтром-газоотделителем, который входным трубопроводом блока приемных камер соединен с ними через регулировочные вентили, причем регулировочные вентили смонтированы с возможностью подключения любого из образцовых расходомеров в единую гидравлическую цепь с калибруемым скважинным расходомером, расположенным в любой приемной камере как на восходящем, так и на нисходящем потоке, а пульт управления соединен с электронасосами и образцовыми расходомерами.

Группа изобретений относится к устройствам и способу контроля состояния пипетки. Способ контроля состояния пипетки, которая включает всасывающую трубку и наконечник пипетки, состоит в том, что вводят ультразвуковой сигнал в стенку всасывающей трубки, при этом ультразвуковой сигнал генерируют пьезоактюатором, установленным на указанной стенке всасывающей трубки, причем пьезоактюатор находится в контакте с дополнительной массой на стороне, обращенной от всасывающей трубки, при этом дополнительная масса выполнена для повышения чувствительности пьезоактюатора, в зависимости от частоты измеряют зависящее от частоты затухания затухание ультразвукового сигнала в стенке всасывающей трубки в заданном частотном диапазоне, содержащем множество частот, посредством сравнения измеренного зависящего от частоты затухания в заданном частотном диапазоне, по меньшей мере, с одним опорным измерением зависящего от частоты затухания или с основанной на опорных измерениях калибровочной кривой определяют, содержит ли пипетка жидкость или контактирует ли с ней.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерения и регистрации морского волнения методом импульсной эхолокации узконаправленным лучом в направлении от дна к поверхности воды.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано для измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте.

Изобретение относится к области геофизических исследований, а именно для электрического каротажа скважин. Сущность изобретения заключается в том, что каждый из электродов многоканального зонда бокового каротажа оснащен как минимум тремя цилиндрическими токосъемными контактами, равномерно разнесенными относительно друг друга по окружности корпуса.

Изобретение относится к материалам и технологиям, применяемым при обработке подземных пластов, в частности к инструментальным методам и устройствам, подходящим для моделирования прохождения жидкостей для обработки скважины через трещину, образованную в подземном пласте.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности перекачивания нефти из пласта.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии. Предложена установка для определения темпов изменения температуры пород недр, которая содержит первый образец 1, включающий первую модель пород недр 2, выполненную в форме цилиндра радиусом R1 и покрытую теплоизоляцией 3. На внешней поверхности первой модели пород недр 2 расположен первый электрический нагреватель 4, а внутри соосно установлена первая трубка 5 радиусом r1. В среднем сечении первой модели пород недр 2 радиально установлены первая термопара 6, расположенная на ее внешней поверхности, вторая термопара 7, расположенная на поверхности первой трубки 5, а также третья 8, четвертая 9 и пятая 10 термопары, расположенные между первой 6 и второй 7 термопарами. На поверхности первой трубки 5 симметрично второй термопаре 7 расположена шестая термопара 11. Вход первой трубки 5 соединен подающим трубопроводом 12 с емкостью 13 для теплоносителя 14, покрытой тепловой изоляцией 15 и соединенной заполняющим трубопроводом 16, на котором установлен первый кран 17, с системой холодного водоснабжения. В емкости 13 расположены электрический нагреватель 18, нижний датчик уровня 19, верхний датчик уровня 20 и датчик температуры емкости 21. На подающем трубопроводе 12 последовательно по направлению движения теплоносителя 14 установлены насос 22, первый тройник 23, второй кран 24 и входной датчик температуры 25. Свободный отвод первого тройника 23 соединен байпасным трубопроводом 26, на котором установлен третий кран 27, с емкостью 13. Установка для определения темпов изменения температуры пород недр содержит по меньшей мере один дополнительный образец 28, выполненный идентично первому образцу 1 и содержащий вторую модель пород недр 29, выполненную в форме цилиндра радиусом R2 и покрытую теплоизоляцией 30. На внешней поверхности второй модели пород недр 29 расположен второй электрический нагреватель 31, а внутри соосно установлена вторая трубка 32 радиусом r2, причем вход второй трубки 32 соединен промежуточным трубопроводом 33, на котором установлен промежуточный датчик температуры 34, с выходом первой трубки 5. В среднем сечении второй модели пород недр 29 радиально установлены седьмая термопара 35, расположенная на ее внешней поверхности, восьмая термопара 36, расположенная на поверхности второй трубки 32, а также девятая 37, десятая 38 и одиннадцатая 39 термопары, расположенные между седьмой 35 и восьмой 36 термопарами. На поверхности второй трубки 32 симметрично восьмой термопаре 36 расположена двенадцатая термопара 40. Выход второй трубки 32 соединен с емкостью 13 обратным трубопроводом 41 с установленными на нем последовательно по направлению движения теплоносителя 14 выходным датчиком температуры 42, вторым тройником 43 и четвертым краном 44, причем к свободному отводу второго тройника 43 подсоединен трубопровод дренажа 45, на котором установлен пятый кран 46. При этом на обратном трубопроводе 41 между выходом второй трубки 32 и выходным датчиком температуры 42 последовательно по направлению движения теплоносителя 14 установлены третий тройник 47, шестой кран 48 и четвертый тройник 49. К свободному отводу третьего тройника 47 подсоединен соединительно-подающий трубопровод 50, на котором установлен седьмой кран 51, к свободному отводу четвертого тройника 49 подсоединен соединительно-обратный трубопровод 52, на котором установлен восьмой кран 53. Технический результат - расширение области применения известной установки за счет увеличения диапазона измерений температуры пород недр и повышение точности определения темпов изменения температуры в породах недр. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-05-16 2017-07-12T21:26:12
Наверх