Устройство для дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах

Устройство для дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Устройство относится к области контроля уровня жидкости в скважинах акустическим методом по оперативной экологически чистой технологии и может быть использовано для дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является устройство для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах [1], содержащее последовательно соединенные блок датчиков, коммутатор, компандер, подавитель сетевых наводок, фильтр нижних частот, усилитель и регистрирующий узел, к второму входу которого подключен лентопротяжный механизм, а к второму входу усилителя подключен калибратор скорости, и к выходу подавителя сетевых наводок подключен частотный дискриминатор, выполненный в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующей цепочки, выход которой подключен к входу усилителя.

Недостатком этого устройства является сложность процедуры измерения уровня жидкости и низкая ее оперативность, что связано с необходимостью обслуживания устройства двумя операторами, один из которых формирует зондирующий импульс в газовом манифольде, а второй оператор в блоке телемеханики и местной автоматики (БТМА) производит регистрацию процесса измерения уровня жидкости.

Целью изобретения является упрощение процедуры измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах и повышение ее оперативности, безопасность и экологическая чистота технологии измерения.

Достигается это тем, что генератор акустических сигналов выполнен в виде дистанционного пульта, установленного в блоке телемеханики и автоматики, и подключенных к его выходу последовательно соединенных управляемого клапана и расширителя, причем вход управляемого клапана соединен с общей линией подачи газа в скважины, а выход расширителя соединен через обратный клапан с коллектором системы сбора нефтепродуктов.

Техническая сущность заявляемых решений может быть пояснена следующим образом. Дистанционный пульт, который выполняет функцию управляющего органа, устанавливают в блоке БТМА. Исполнительными элементами служат управляемый клапан и расширитель. Токовая обмотка управляемого клапана соединена с дистанционным пультом отдельной парой проводов. Вход клапана по газовой среде со стороны высокого давления соединен с общей линией подачи газа в скважины, а выход управляемого клапана по газовой среде со стороны низкого давления соединен через расширитель и обратный клапан с коллектором системы сбора нефтепродуктов.

Оператор в блоке БТМА выбирает нужную для измерения скважину и с помощью дистанционного пульта подает на токовую обмотку управляемого клапана запускающий импульс. Клапан открывается, газ из общей линии кратковременно стравливается в расширитель и далее через обратный клапан в коллектор системы сбора нефтепродуктов, а в общей линии создается кратковременный перепад давления, который формирует зондирующий сигнал в виде продольной акустической волны.

Акустическая волна распространяется по затрубному пространству скважин до границы раздела сред “газ - жидкость”, отражается от поверхности жидкости и возвращается обратно на устье. Этот процесс может повторяться несколько раз с последующим затуханием.

Такое решение генератора акустических сигналов позволяет производить измерение уровня жидкости одним оператором, работающим в блоке БТМА, что в итоге упрощает процедуру измерения и повышает ее оперативность при безопасной и экологически чистой технологии измерения.

Структурная схема устройства для дистанционного измерения уровня жидкости приведена на фиг 1, где условно обозначены: 1 - управляемый клапан, 2 - расширитель, 3 - блок датчиков, 4 - коммутатор, 5 - компандер, 6 - подавитель сетевых наводок, 7 - фильтр нижних частот, 8 - усилитель, 9 - регистратор, 10 - дистанционный пульт.

Дистанционный пульт 10 совместно с управляемым клапаном 1 и расширителем 2 представляют собой генератор акустических сигналов. Компандер 5, подавитель сетевых наводок 6, фильтр нижних частот 7, усилитель 8 и регистратор 9 конструктивно выполнены в одном корпусе и представляют собой вторичный регистрирующий прибор.

Блок датчиков 3 входит в состав штатного измерительного оборудования газлифтных скважин. Выходы блока датчиков 3 соединены с входами коммутатора 4, выход которого подключен к входу вторичного регистрирующего прибора.

Работает устройство следующим образом.

Оператор в блоке БТМА включает питание дистанционного пульта 10 и вторичного регистрирующего прибора и с помощью коммутатора 4 выбирает скважину для проведения измерения, после чего включает регистратор 9, например, путем нажатия на кнопку “запись” и далее при помощи дистанционного пульта 10 формирует запускающий импульс, например, путем нажатия на кнопку, соответствующую номеру выбранной скважины, в течение 0,5-1 сек.

С выхода дистанционного пульта 10 запускающий импульс поступает на токовую обмотку управляемого клапана 1, который открывается. При этом газ из общей линии кратковременно стравливается через открытый управляемый клапан 1 в расширитель 2, а в общей линии формируется зондирующий акустический сигнал, обусловленный кратковременным перепадом давления при стравливании газа в расширитель 2 и далее в коллектор.

Расширитель 2 представляет собой пустотелую емкость объемом, например, 1 м³, соединенную с одной стороны через патрубок с выходом управляемого клапана 1, а с другой стороны соединенную через трубопровод с коллектором системы сбора нефтепродуктов.

На входе коллектора установлен обратный клапан стандартного типа, препятствующий проникновению жидкости из коллектора в расширитель 2 через подводящий трубопровод.

Обратный клапан открывается только в одном направлении, когда давление газа на его входе превышает давление в коллекторе. В этом случае газ из расширителя 2 кратковременно стравливается в коллектор. При выравнивании давления в коллекторе и расширителе 2 обратный клапан закрывается и препятствует попаданию жидкости из коллектора в расширитель 2.

Таким образом, в установившемся режиме в расширителе 2 давление газа не превышает рабочего давления в коллекторе, например, численно равного 10-15 кг/см².

Рабочее давление в общей линии подачи газа на скважины находится в пределах, например, 90-110 кг/см².

При открывании управляющего клапана 1 разность давлений на его входе и выходе составляет для рассмотренного примера 75-100 кг/см², что позволяет создать мощный кратковременный перепад давления и сформировать зондирующий сигнал в виде продольной акустической волны.

Другими словами, расширитель 2 представляет собой буферную емкость с низким давлением по отношению к давлению газа на входе управляемого клапана 1, который постоянно находится в закрытом состоянии и кратковременно открывается только при формировании зондирующего сигнала.

Перепад давления воздействует на входы блока датчиков 3, электрический сигнал с выхода одного из датчиков поступает через коммутатор 4 на вход компандера 5, который производит сжатие динамического диапазона входных сигналов.

С выхода компандера 5 сигнал поступает на вход подавителя сетевых наводок 6, который производит подавление фоновых наводок на частоте промышленной сети.

С выхода подавителя сетевых наводок 6 сигнал поступает на вход фильтра нижних частот 7, который производит подавление высокочастотных составляющих.

С выхода фильтра нижних частот 7 сигнал поступает на вход усилителя 8, который усиливает его до нужного уровня.

С выхода усилителя 8 сигнал поступает на вход регистратора 9, который производит запись процесса измерения в непрерывном режиме. Запись производят до появления отраженного от границы раздела сред “газ - жидкость” ответного сигнала, после чего запись прекращают.

Уровень жидкости в скважине определяют по интервалу времени между зондирующим и ответным сигналами с учетом скорости звука в скважине. Для этого записанный регистратором 9 процесс прохождения акустической волны по затрубному пространству скважины до границы раздела сред “газ - жидкость” и обратно анализируют путем расшифровки полученной эхограммы. Например, интервал времени между зондирующим и ответным сигналами составил 4 сек. Полученный интервал времени делят пополам, так как акустическая волна проходит при этом путь, равный двойному расстоянию от устья скважины до границы раздела сред “газ - жидкость” (туда и обратно), и умножают на скорость звука в скважине.

При скорости звука в скважине, равной, например, 360 м/сек, уровень жидкости для рассмотренного случая составляет 360 м/сек·2 сек=720 м.

Процедуру измерения уровня жидкости проводят поочередно для каждой скважины.

Устройство позволяет также определить фактическую скорость звука в скважине по отраженным от мандрелей сигналам, так как расстояние от устья скважины до мандрелей известно из технической документации на скважину. Любую из мандрелей при этом используют в качестве репера.

Например, расстояние до мандрели равно 540 м, а интервал времени между зондирующим и отраженным сигналами составил 3 сек. Разделив пополам полученный интервал времени, определяют скорость звука в скважине, которая численно равна: 540 м:1,5 сек=360 м/сек.

Испытания устройства проведены на скважинах Вань-Еганского месторождения в 2002-2003 гг. В качестве управляемого клапана был использован электропневмоклапан типа АЭ-011, в качестве регистратора использовался прибор “Эхограф”.

На эхограммах приложения 1 зарегистрирован процесс измерения динамического уровня жидкости в двух типах скважин: с подачей газа от общей линии в насосно-компрессорную трубу скважины № 1744 (верхняя эхограмма) и подачей газа в затрубное пространство скважины № 1734 (средняя эхограмма).

На нижней эхограмме зарегистрирован процесс измерения уровня жидкости в скважине 699 при формировании зондирующего сигнала вручную с помощью шарового крана по известной методике.

При этом на эхограммах, соответствующих формированию зондирующего сигнала с помощью дистанционного пульта 10 и управляемого клапана 1 с расширителем 2, зарегистрирован в обоих случаях зондирующий сигнал (“выстрел”) и по три ответных сигнала. В промежутках между зондирующим и отраженным сигналами зарегистрированы мандрели в виде противофазных сигналов с более низким уровнем по сравнению с ответными сигналами.

Время срабатывания управляемого клапана АО-011 на открытие по зарегистрированным сигналам составляет не более 0,05 сек (скорость движения лентопротяжного механизма регистратора составляет 25 мм/сек).

При формировании зондирующего сигнала вручную с помощью шарового крана зарегистрирован “выстрел” и два ответных сигнала, а время срабатывания шарового крана на открытие составило примерно 0,2 сек. По этой причине в последнем случае менее четко зарегистрированы мандрели.

Испытания подтвердили работоспособность устройства. Процедура измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах при использовании устройства существенно упростилась, а время на проведение измерения уровня жидкости в газлифтной скважине сократилось в два с половиной раза по сравнению с известным устройством.

Устройство может быть использовано также для автоматизированного измерения уровня жидкости по заданной программе.

В этом случае запускающие импульсы и управление регистратором производит дополнительно установленное программное устройство.

Кроме того, устройство может быть использовано в фонтанных насосных скважинах с высоким давлением газа в затрубном пространстве.

Источник

1. Устройство для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах. Патент RU № 2112879, кл. Е 21 В 47/04.

Устройство для дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, содержащее генератор акустических сигналов и последовательно соединенные блок датчиков, коммутатор и вторичный регистрирующий прибор, выполненный в виде последовательно соединенных компандера, подавителя сетевых наводок, фильтра нижних частот и регистратора, отличающееся тем, что генератор акустических сигналов выполнен в виде дистанционного пульта и подключенных к его выходу последовательно соединенных управляемого клапана и расширителя, причем вход управляемого клапана соединен с общей линией подачи газа в скважины, а выход расширителя соединен через обратный клапан с коллектором системы сбора нефтепродуктов.