СПОСОБ ДИСТАНЦИОННОГО ИЗМЕРЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2004 года по МПК E21B47/04 

Изобретение относится к области контроля технологических параметров добывающих скважин акустическим методом и может быть использовано для дистанционного измерения динамического уровня жидкости в газлифтных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ измерения уровня жидкости в скважине [1], включающий посылку прямого акустического сигнала, прием отраженного от границы раздела сред “газ-жидкость” сигнала, определение интервала времени между прямым и отраженным сигналами, по которому определяют уровень жидкости, причем акустический сигнал формируют в виде последовательности импульсов с заданным количеством импульсов и длительностью их посылки, а интервал времени между прямым и отраженным сигналами определяют как усредненную величину между одноименными импульсами при соответствии прямой и отраженной последовательности.

Недостатком этого способа является низкая оперативность процедуры измерения уровня жидкости и ее сложность.

Целью изобретения является упрощение процедуры измерения уровня жидкости и повышение ее оперативности.

Достигается цель тем, что акустический сигнал создают с помощью управляемого клапана, который соединяют по входу с каналом подачи газа и по выходу с каналом низкого давления, а управление клапаном производят в дистанционном режиме запускающим импульсом, который формирует прямой акустический сигнал путем кратковременного стравливания газа из канала подачи в канал низкого давления, причем управление клапаном совмещают с регистрацией акустических сигналов, а контроль процесса регистрации осуществляют в реальном масштабе времени.

Техническая сущность предлагаемого решения может быть пояснена на примере работы устройства, реализующего способ.

Структурная схема устройства приведена на чертеже, где условно обозначены: 1,..., n - управляемые клапаны, 2 - дистанционный пульт, 3 - блок датчиков, 4 - коммутатор, 5 - регистрирующий прибор.

Каждый из клапанов 1,..., n установлен на устье скважины, причем вход клапана по газовой среде соединен с затрубным пространством, а выход клапана соединен с коллектором системы сбора нефтепродуктов. Управляющий вход клапана, например, в виде электрической обмотки подключен к дистанционному пульту 2 отдельной парой проводов. Дистанционный пульт 2 размещают в блоке телемеханики и автоматики (БТМА), в котором установлен блок датчиков 3, а также размещены коммутатор 4 и регистрирующий прибор 5.

Клапаны 1,..., n совместно с дистанционным пультом 2 образуют генератор акустических сигналов.

Работает устройство следующим образом. Оператор в блоке БТМА включает питание дистанционного пульта 2 и регистрирующего прибора и с помощью коммутатора 3 выбирает скважину для проведения измерения, после чего включает регистрирующий прибор на запись, например, путем нажатия кнопки на лицевой панели прибора и далее при помощи дистанционного пульта 2 формирует запускающий импульс, например, путем нажатия на кнопку, соответствующую номеру выбранной скважины, в течение 0,5-1 сек.

С выхода дистанционного пульта 2 запускающий импульс поступает на управляющую обмотку соответствующего клапана, который открывается. Газ из затрубного пространства скважины кратковременно стравливается через открытый клапан в коллектор, а на устье скважины формируется прямой акустический сигнал в виде продольной волны, которая распространяется по затрубному пространству от устья до границы раздела сред “газ-жидкость”, отражается от нее и возвращается обратно с постепенным затуханием.

Стравливание газа из затрубного пространства скважины приводит к перепаду давления на устье скважины и к появлению импульсного электрического сигнала на выходе соответствующего датчика.

Электрический сигнал с выхода датчика поступает через коммутатор 4 на вход регистрирующего прибора 5, который производит запись процесса распространения акустической волны до появления отраженного от границы раздела сред “газ-жидкость” ответного сигнала, после чего запись прекращают.

Уровень жидкости в скважине определяют по интервалу времени между прямым и отраженным сигналом, который делят пополам и умножают на скорость звука в скважине.

При экспериментальных исследованиях устройства, реализующего способ дистанционного измерения, были использованы управляемые электропневмоклапаны типа АЭ-011 и регистрирующий прибор “Эхограф”, а также экспериментальный образец дистанционного пульта и коммутатор стандартного типа. В качестве блока датчиков были использованы датчики давления, входящие в состав штатного оборудования блока БТМА.

Испытания подтвердили работоспособность способа. Процедура измерения уровня жидкости в скважинах существенно упростилась, а время для ее проведения сократилось в два с половиной раза по сравнению с известными решениями. Сокращение времени измерения и упрощение процедуры обусловлено тем обстоятельством, что измерение проводит один оператор, находящийся в блоке БТМА, а формирование прямого акустического сигнала производят в дистанционном режиме. При реализации известных технических решений измерение проводят два оператора, один из которых в газовом манифольде формирует прямой акустический сигнал, а второй в блоке БТМА производит запись процесса измерения.

Способ может быть дополнительно использован при автоматизированном измерении уровня жидкости в газлифтных скважинах по заданной программе и для контроля процесса изменения динамического уровня жидкости с целью определения его минимального и максимального значений, а также для измерения динамического уровня жидкости в моменты времени, соответствующие постоянному значению давления в затрубном пространстве.

Источник информации

1. Способ измерения уровня жидкости в скважине. Патент RU № 2018649, кл. Е 21 В 47/04.

Изобретение относится к области контроля параметров скважин и может быть использовано для дистанционного измерения динамического уровня жидкости в газлифтных скважинах. Задачей изобретения является повышение оперативности измерения. Способ включает посылку прямого акустического сигнала, прием отраженного от границы раздела сред “газ-жидкость” сигнала и определение интервала времени между прямым и отраженным сигналами, по которому определяют уровень жидкости. Прямой акустический сигнал создают с помощью управляемого клапана, который соединяют по входу с каналом подачи газа и по выходу с каналом низкого давления. Управление клапаном производят в дистанционном режиме запускающим импульсом, который формирует прямой акустический сигнал путем кратковременного стравливания газа из канала подачи в канал низкого давления. Управление клапаном совмещают с регистрацией акустических сигналов. Контроль процесса регистрации осуществляют в реальном масштабе времени. Управляемый клапан могут устанавливать на устье скважины и соединять его по входу с затрубным пространством и по выходу с коллектором нефтегазосбора либо в газоманифольде, соединяя вход клапана с разводящим газопроводом, а выход с коллектором. При центральной схеме газлифта управляемый клапан могут устанавливать на устье скважины и соединять его по входу с насосно-компрессорной трубой и по выходу с коллектором. Вход управляемого клапана могут соединять с байпасной линией, а его выход с сепаратором, причем клапан поочередно могут использовать для каждой скважины, подключенной к байпасной линии. Уровень жидкости могут определять с учетом фактической скорости звука в скважине, определенной по интервалу времени между прямым и отраженным от места стыка труб сигналами. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, включающий посылку прямого акустического сигнала, прием отраженного от границы раздела сред “газ-жидкость” сигнала, определение интервала времени между прямым и отраженным сигналами, по которому определяют уровень жидкости, отличающийся тем, что прямой акустический сигнал создают с помощью управляемого клапана, который соединяют по входу с каналом подачи газа и по выходу с каналом низкого давления, а управление клапаном производят в дистанционном режиме запускающим импульсом, который формирует прямой акустический сигнал путем кратковременного стравливания газа из канала подачи в канал низкого давления, причем управление клапаном совмещают с регистрацией акустических сигналов, а контроль процесса регистрации осуществляют в реальном масштабе времени.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что управляемый клапан устанавливают на устье скважины и соединяют его по входу с затрубным пространством и по выходу с коллектором нефтегазосбора.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при центральной схеме газлифта управляемый клапан устанавливают на устье скважины и соединяют его по входу с насосно-компрессорной трубой и по выходу - с коллектором.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что управляемый клапан устанавливают в газоманифольде, причем вход клапана соединяют с разводящим газопроводом, а его выход - с коллектором.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что вход управляемого клапана соединяют с байпасной линией, а его выход - с сепаратором, причем клапан поочередно используют для каждой скважины, подключенной к байпасной линии.6. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение уровня жидкости производят с учетом фактической скорости звука в скважине, которую определяют по интервалу времени между прямым и отраженным от места стыка труб сигналами.