Как определить уровень в скважине по скорости звука

Обновлено: 07.07.2024

Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Техническим результатом является повышение точности определения уровня жидкости в скважине. Для этого формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровня скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Широко известны способы определения уровня жидкости в скважине путем генерации акустического импульса на устье скважины, измерения времени отражения этого сигнала и определения средней скорости звука в скважине. Оценка уровня жидкости на основании измеренного времени прихода эхосигнала требует определения скорости звука в нефтяном газе. Однако на современном этапе развития эхометрирования определение скорости звука в межтрубном газе представляет определенные трудности.

Известен способ определения уровня жидкости в скважине [1], включающий генерацию акустического импульса на устье скважины, преобразование отраженных акустических сигналов в электрические, их усиление, фильтрацию и запись на самопишущем 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, и дальнейшее определение квадратного корня амплитуды сигнала после его фильтрации с последующей записью на самопишущем приборе.

Недостатком данного способа является невысокая точность диагностики состояния межтрубного пространства, что неизбежно приводит к погрешности в определении уровня жидкости в скважине.

Известен способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин [2], включающий генерацию импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(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.

Недостатком данного способа также является малая точность диагностики состояния межтрубного пространства, связанная с тем, что в указанном способе не учитывается неоднородность газа в межтрубном пространстве и изменение скорости звука по стволу скважины, что приводит к погрешности определения уровня жидкости.

Известны способы определения уровня жидкости по результатам диагностики межтрубного пространства нефтяных скважин, в частности [3], основанные на измерении скорости звука в межтрубном газе, при которых используются реперы, в качестве которых принимают соединительные муфты насосно-компрессорных труб (далее, НКТ).

Промысловая оценка скорости звука по муфтам НКТ повышает точность измерения уровня жидкости, однако такой подход требует соблюдения определенной технологии измерения и обработки результатов этих измерений на совокупности скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин [4], включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием зондирующего импульсного акустического сигнала и его отражений от всех неоднородностей межтрубного пространства в виде эхосигнала s(t), преобразование этого эхосигнала, выявления наличия нештатных неоднородностей и их положения по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины, определение скорости звука в газе межтрубного пространства, а диагностику состояния межтрубного пространства осуществляют с учетом уровня жидкости в скважине, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей.

Указанный способ предполагает вычисление скорости звука как отношение длины НКТ и разницы времени отражения зондирующего сигнала от соседних муфт данной НКТ. В силу этого метрологически этот способ недостаточно точен, так, погрешность вычислений по данному способу составляет около 1%.

Задачей настоящего изобретения является создание способа определения уровня жидкости в нефтяной скважине по результатам диагностики состояния межтрубного пространства, в котором используют метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, с построением графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности,

Технический результат - повышение точности определения уровня жидкости в скважине за счет повышения достоверности диагностики состояния межтрубного пространства.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма, f - частота, Гц;

w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ, осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты f_m(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;

а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости в соответствии с выражением

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;

v(t) - зависимость скорости звука от времени.

Целесообразно графическое представление спектра выполнять в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

Предпочтительно значение модуля спектра отображать насыщенностью одного определенного цвета.

Рационально отображать значение модуля спектра на двумерном графике различными цветами видимого спектра.

Существенными отличиями заявляемого изобретения является то, что эхограмму s(t), полученную после аналого-цифрового преобразования акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье с использованием оконной функции w(t), затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы, и скорость звука с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, а далее проводят анализ соответствия полученного профиля скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы.

Анализом может заниматься специально обученный интерпретатор.

Указанные существенные отличия позволяют повысить точность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

На фиг.1 приведен пример с эхосигналом, полученным в реальных условиях на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области).

На фиг.2 изображено окно Ханна w(t) шириной 1 с.

На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0.

На фиг.5 представлен график зависимости f_m от времени.

На фиг.6 приведен график зависимости скорости звука v(t) от времени.

На фиг.7 представлен пример спектрограммы, на которой скорость звука постоянна по всему телу скважины.

На фиг.8 приведен пример спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора.

На фиг.9 приведен пример, в котором скорость звука не определяется от устья до середины скважины.

На фиг.10 схематически представлена структурная схема для реализации способа.

Способ диагностики состояния межтрубного пространства для определения уровня жидкости в нефтяной скважине может быть реализован с помощью представленного на фиг.10 устройства для его реализации.

Устройство содержит формирователь 1 электрического сигнала (ФЭС), который состоит из излучателя 1.1 зондирующего акустического сигнала, акустически связанного с датчиком 1.2. Излучатель 1.1 зондирующего акустического сигнала может быть выполнен в виде выпускного клапана и штуцера при наличии избыточного давления в скважине, либо в виде шаровой насадки с баллоном избыточного давления при отсутствии давления в скважине. Датчик 1.2 может быть реализован в виде приемника акустического сигнала и преобразователя акустического сигнала в электрический, выполненного на основе пьезокерамики.

К выходу ФЭС 1, формирующего электрический сигнал из акустического эхосигнала в межтрубном пространстве нефтяной добывающей скважины подключен аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) 2, к выходу которого подключено первое 3 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 1), блок перемножения (БП) 4, блок управления (БУпр) 5, выход которого соединен со входом блока перемножения 4. Аналого-цифровой преобразователь 2 может быть реализован на микросхеме МАХ 189 АЕ РР, блок перемножения 4 может быть реализован на умножителе К525ПСЗ, а блок управления 5 может быть выполнен на основе микропроцессора 1821 ВМ 85.

Устройство содержит также долговременное запоминающее устройство (ДЗУ) 6, в котором хранятся коэффициенты весового окна, выход которого подключен к блоку управления 5, блок 7 быстрого преобразования Фурье (БПФ) 7, вход которого соединен с блоком перемножения. Выход блока 7 быстрого преобразования Фурье соединен с масштабирующим усилителем (МУ) 8, к выходу которого подключено второе 9 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 2), соединенное с персональным компьютером (ПК) 10.

Долговременное запоминающее устройство 6 может быть реализовано на микросхеме SRM 20100 LMT.

Блок быстрого преобразования Фурье 7 может быть реализован на сигнальном процессоре ADSP 2105.

Масштабирующий усилитель 8 может быть реализован на операционном усилителе К544УД2.

Блок управления 5 после запуска, инициируемого оператором, формирует запускающий импульс, который на короткое время открывает электромагнитный клапан излучателя 1.1. В результате из-за избыточного давления в скважине некоторый объем затрубного газа выходит в атмосферу, что позволяет сформировать акустический импульс, распространяющийся вдоль ствола скважины, который отражаясь от акустических неоднородностей тракта, порождает эхосигнал. Акустический эхосигнал принимается и преобразуется в электрический эхосигнал с помощью датчика 1.2, а далее оцифровывается с помощью аналого-цифрового преобразователя АЦП 2 и запоминается в первом 3 оперативном запоминающем устройстве (ОЗУ 1). По истечении времени записи эхосигнала блок управления выбирает отсчеты из ОЗУ 1 и отсчеты значений окна Ханна, хранящиеся в ДЗУ, и направляет их в блок перемножения.

Эхограмму s(τ), полученную после аналого-цифрового преобразования АЦП 2 акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье блоком 7 БПФ с использованием оконной функции w(τ):

затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы (МУ):

Значения f_m(t) записываются в ОЗУ 2.

Затем определяют с помощью персонального компьютера скорость звука по формуле:

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.

Далее проводят анализ соответствия полученного профиля зависимости скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы. Для более точного анализа может быть привлечен специально обученный интерпретатор. В этом случае значение функции спектра целесообразно отображать на двумерном графике, по осям которого отложены значения частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ, а значение функции спектра отображают тем или иным способом, к примеру, точками соответствующего размера или формы. Рационально для удобства анализа спектрограммы отображать значение функции спектра насыщенностью одного определенного цвета. Поскольку человеческий глаз особенно чувствителен к изменению цветовой гаммы, в наиболее предпочтительном варианте для удобства анализа спектрограммы значение функции спектра отображают на двумерном графике различными цветами спектра. Типичный пример такой спектрограммы представлен на фиг.7, из которой следует, что скорость звука постоянна по всему телу скважины и составляет 357 м/с. Как правило, в таком случае полученный по формуле (3) профиль скорости звука соответствует профилю скорости звука, наблюдаемому интерпретатором на спектрограмме, и для определения уровня жидкости в скважине производят дискретное интегрирование функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

В том случае, если профиль скорости звука, вычисленный по формуле (3), не соответствует, по мнению интерпретатора, профилю, наблюдаемому на спектрограмме, а также в том случае, если определение профиля скорости звука по формуле (3) представляет трудности ввиду отсутствия явно выраженных максимальных значений модуля спектра, определяемых по формуле (4), ответственность за выбор профиля скорости звука ложится на интерпретатора. При этом интерпретатор наносит на поле спектрограммы специальным маркером точки в тех местах, где, по его мнению, проходит профиль скорости звука. Эти точки автоматически соединяются программно. Дальнейшее дискретное интегрирование проводится по формуле, аналогичной (2), с той разницей, что оно проводится не по точкам, соответствующим штатным неоднородностям, а по точкам-маркерам, нанесенным интерпретатором на поле спектрограммы.

Реализация заявляемого способа может быть проиллюстрирована следующим конкретным примером его использования.

В качестве примера реализации данного способа далее представлен анализ эхосигнала, полученного на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области) (см. фиг.1).

Для преобразования Фурье этого эхосигнала в качестве оконной функции использовалась функция Ханна, приведенная на фиг.2.

Мгновенный спектр получали путем преобразования Фурье участков эхосигнала, попадающих в окно w(t):

Переменную t изменяли с периодом дискретизации сигнала 0.001 с. Таким образом, получается 7000 функций S(f,t) (диапазон перемещения окна w(t) шириной 1 с составляет 0…7 с). На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

Поскольку переменная t менялась с периодом дискретизации сигнала 0.001 с, для различных моментов времени t потребовалось провести анализ 7000 таких мгновенных спектров.

Далее, для данного мгновенного спектра по формуле (4) были найдены значения частоты, для которых модуль спектра имел максимальное значение. При этом диапазон допустимых частот был задан исходя из ожидаемых значений скорости звука в нефтяной скважине и составил 10…25 Гц.

Впоследствии определялись значения частоты, для которых модуль спектра S(f,t) имеет максимальное значение в допустимом диапазоне частот.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0 в указанном диапазоне. Из фиг.4 видно, что в момент t=0 f_m=22.75 Гц. Таким способом, в результате анализа 7000 зависимостей мгновенного модуля спектра было получено 7000 значений f_m, соответствующих различным моментам времени. В результате была получена зависимость f_m от времени, представленная на фиг.5.

Далее определялась зависимость скорости звука v(t) (фиг.6) от времени:

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхосигнала 6. Уровень жидкости L в скважине находили путем дискретного интегрирования функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

где N - количество штатных неоднородностей, находящихся над уровнем жидкости, Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала. Анализ соответствия полученного профиля скорости звука спектрограмме, проведенный интерпретатором, дал положительный результат и показал тем самым возможность определения уровня жидкости L в скважине дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости по формуле (2). При этом значение временного промежутка между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала Т было определено по Фиг.1 и составило Т=6.28 с.

Вычисление уровня жидкости в рассматриваемой скважине по формуле (3) дало результат L=1 114.70 м.

В качестве примеров спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора, приведены спектрограммы на фиг.8, 9. При этом на фиг.8 линия на уровне 430 м/с постоянна и ее интенсивность не уменьшается. Это выглядит неправдоподобно, так как сигнал от муфт со временем должен затухать. Можно заметить, что на уровне 350 м/с имеется слабый сигнал скорости звука. В этом случае интерпретатор нанесет маркером несколько точек, сшивающих профили скорости 430 м/с и 350 м/с в один профиль. На фиг.9 скорость звука (343 м/с) определяется только от устья до середины скважины. Очевидно, после перехода колонны создался акустический фильтр и сигнал от муфт отсутствует. В этом случае интерпретатором было сделано предположение о том, что в этой скважине скорость звука неизменна и равна 343 м/с.

Относительная погрешность измерения глубины способа-прототипа может быть представлена в соответствии с [5, С.191].

где Δv - абсолютная погрешность измерения скорости, ΔT - абсолютная погрешность измерения времени от зондирующего до отраженного импульса. Последняя величина равна времени дискретизации эхосигнала.

Метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ, определяется выражением

где L - средняя длина НКТ, T_L - среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ. При этом абсолютная погрешность измерения скорости [5]

где ΔL - абсолютная погрешность определения средней длины НКТ.

На основании изложенного, относительная погрешность способа по прототипу, принимая, что погрешность определения средней длины НКТ равна 0.01 м, средняя длина НКТ равна 9 м, средний временной интервал между отражениями от муфт НКТ равен 0.055 с, время дискретизации эхосигнала равно 0.001 с, скорость звука равна 330 м/с, время от зондирующего до отраженного импульса равно 5 с, получается равной 0.97%. Это означает, что величина уровня жидкости, например, 1650 м определяется с абсолютной погрешностью 15.95 м.

В заявляемом способе, основанном на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, скорость звука определяется выражением

где f - частота следования отражений от муфт НКТ, L - средняя длина НКТ. Тогда абсолютная погрешность измерения скорости [5]

где Δf - абсолютная погрешность определения частоты следования отражений от муфт НКТ.

Частота гармоники вычисляется по формуле

где n - номер отсчета частоты, Т_инт - продолжительность временного интервала частотного анализа сигнала. Абсолютная погрешность определения частоты [5]

Временной интервал частотного анализа сигнала можно увеличивать до тех пор, когда величиной Δf можно будет пренебречь. На практике Т_инт искусственно увеличивают, добавляя к измеренной реализации нули [6, С.65]. В практически используемых системах измерения Т_инт делают в 2-5 раз шире исходной области определения эхосигнала. Таким образом, рассматривая достижение максимальной точности измерений, величину Δf можно положить равной 0. Тогда

Относительная погрешность заявляемого способа при тех же самых исходных величинах, что и в способе прототипе, с учетом того, что частота следования отражений от муфт НКТ равна 17.86 Гц, получается равной 0.064%. Это означает, что величина уровня жидкости 1650 м определяется в заявляемом способе с абсолютной погрешностью, равной 1.06 м.

Заявляемый способ позволяет существенно повысить достоверность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

1. Патент РФ №2095564, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/00, опубл. 10.11.1997 г.

2. Патент РФ №2297532, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/296, опубл. 20.04.2007 г.

3. Налимов Г.П., Гаусс П.О. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин. - М. Нефтяное хозяйство, 2004, №4, С.78.

4. Патент RU №2199005, опубл. 20.02.2007.

5. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М.: Наука, 1980. - 976 с.

6. Марпл-мл. СЛ. Цифровой спектральный анализ и его приложения. - М.: Мир, 1990. - 584 с.

1. Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, отличающийся тем, что электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма;
f - частота, Гц;
w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ;
осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты f_m(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле
v(t)=2f_m(t)·r(t),
где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;
а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости:

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;
v(t) - зависимость скорости звука от времени, м/с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что графическое представление спектра выполняют в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают насыщенностью одного определенного цвета.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают на двумерном графике различными цветами видимого спектра.

Определение скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины

Существует несколько методов определения скорости звука в газе межтрубного пространства скважины. Наиболее точным является метод определения скорости по отражениям от муфт.

Оно выполняется в процессе вывода скважин на режим после ремонта; для определения состояния глубиннонасосного оборудования в процессе его работы; для расчета забойного или пластового давления при контроле за разработкой месторождений.

Как правило, уровень жидкости в затрубном пространстве скважины определяется методом волнометрирования или эхометрирования, в основе которых лежит простой алгоритм.

Фиксируется половина времени пробега акустического импульса от момента его запуска до прихода значимого отклика, которое затем умножают на значение скорости звука в затрубном газе.

Получаемая при этом величина принимается за уровень жидкости в скважине.

Основной проблемой недостоверного результата определения уровня жидкости является невысокая точность оценки скорости звука в затрубном газе исследуемой скважины.

Существует несколько методов определения скорости звука в газе межтрубного пространства скважины.

Наиболее точным способом определения скорости звука является метод определения скорости по отражениям от муфт.

Компания ТНГ-АлГИС провела опытные работы по определению скорости звука и уровня по муфтам НКТ (насосно-компрессорные трубы) на базе программно-аппаратного комплекса АУГПС-112 производства СТК ГЕОСТАР.

Как показали результаты работ, аналитические методы оценки текущей средней скорости звука для каждой скважины на практике сложно применять из-за необходимости контроля распределения состава газа и температуры по стволу скважины.

Использование при контроле уровня уточненных значений скорости звука позволяет в некоторых условиях повысить точность до десятков процентов.

В связи с изменяющейся геологической обстановкой в процессе разработки месторождения необходимо периодически корректировать таблицы скоростей звука по методу определения скорости по отражениям от муфт НКТ с использованием аппаратного комплекса АУГПС-112 и программы EdWin.

Метод определения скорости по отражениям от муфт НКТ предоставляет идеальные результаты при равной длине труб НКТ или при плавном изменении длин труб НКТ по стволу скважины.

Автор: Начальник ЭПИ ООО «ТНГ-АлГИС» Р.М. Хабибуллин, гл. технолог ЭПИ ООО «ТНГ-АлГИС» А.А. Рахимов

Расчет пластового и забойного давлений в скважине

В нашей компании есть небольшое нефтяное месторождение. Глубина до 300м. Дебиты низкие (1,5 тонны в сутки с одной скважины уже хорошо) Сразу скажу, что что исследования проводят полохо. По сути меряют динамический уровень, дебит, обводненность. Приборов нормальных нет и т.д. (потому что государственное ). Ведущий геолог данного месторождения проводит такое расчеты давлений:
1.Забойное давление в работающей скважине определяется суммой давлений столбов нефти и воды (жидкости) с учетом динамического уровня заданного режима работы скважины. Рзаб. = Рст.н.+ Рст.в.
2. В основу методики определения пластового давления взята формула расчета пластовых давлений для скважин глубиной до 1000м (где он ее откопал??) Рпл.= (Рзаб.+ Рзатр.)Х (1+2S /1-2S)

У меня есть два вопроса.
1. В расчете забойного давления почему-то не учитывается по сути газ, находящейся выше динамического уровня.
2. Допустим вторая формула верна, но веть параметр S используется для газовых скважин (напр. при определении забойного давления). значит все-таки не верно?

Скорость звука в затрубном пространстве

Добрый день! Хотелось бы узнать кто нибудь знает о определение скорости звука в затрубном пространстве, поделитесь опытом пожалуйста. Меня особенно интересует технология проведение таких работ, и если кто знает о приборе СИАМмастер 4К расскажите пожалуйста что за прибор и его особенности. Я знаю что при волнометрии используются разные скважины с разным затрубным давлением но работающие на одном пласту. А можно ли это сделать на одной скважине растравив давление до нуля и отбивать скорость звука на разных давлениях. Заранее спасибо.

28 Дек 2010 Активность Timur Sunarchin пишет:

Набираем в гугле или яндексе сиам-мастер и юзаем официальный сайт.

СМ4к пофигу как ты будешь изменять давление в скавжине - он же количество муфт считает

sniper пишет:
Я просто хотел узнать возможно ли построить зависимость скорости звука от затрубного давления на определенном пласте с помощью одной скважины говоря проще Взять скважину с определенным пластом растравить затрубное давление до нуля и замерить скорость звука далее подождать ну к примеру до того момента когда скважина наберет 5 атм. и еще раз замерить скорость звука и так с интервалом пять атм. выстроить зависимость.
Как я понимаю технологию определение скорости звука она выглядит следующим образом берется сетка скважин работающий на один пласт но они все с разным затрубными давлениями во всех скважинах мерятся скорость звука и строится зависимость т.е. график P от S. Я сейчас просто думаю а если это все сделать на одной скважине что получится?

За ссылку спасибо

Timur Sunarchin пишет:

Я просто хотел узнать возможно ли построить зависимость скорости звука от затрубного давления на определенном пласте с помощью одной скважины говоря проще Взять скважину с определенным пластом растравить затрубное давление до нуля и замерить скорость звука далее подождать ну к примеру до того момента когда скважина наберет 5 атм. и еще раз замерить скорость звука и так с интервалом пять атм. выстроить зависимость.
Как я понимаю технологию определение скорости звука она выглядит следующим образом берется сетка скважин работающий на один пласт но они все с разным затрубными давлениями во всех скважинах мерятся скорость звука и строится зависимость т.е. график P от S. Я сейчас просто думаю а если это все сделать на одной скважине что получится?

За ссылку спасибо

научная статья по теме Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины Геофизика

Текст научной статьи на тему «Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины»

Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины

Е.В. Пугачев (Компания «СИАМ»), Г.П. Налимов, П.О. Гаус

Determination of the liquid level and sound speed in the hole clearance of the producing well

E.V. Pugachev (Control-service OOO), G.P. Nalimov, P.O. Gauss (SIAM Company)

Одним из основных и наиболее распространенных видов исследований, проводимых на промыслах, является определение статического или динамического уровня жидкости в скважине. Оно выполняется в процессе вывода скважин на режим после ремонта; для определения состояния глубиннона-сосного оборудования в процессе его работы; для расчета забойного или пластового давления.

Как правило, уровень жидкости в затрубном пространстве скважины определяется методом волнометрирования или эхо-метрирования, в основе которых лежит простой алгоритм. Фиксируется половина времени пробега акустического импульса от момента его запуска до прихода значимого отклика, которое затем умножают на значение скорости звука в затрубном газе. Получаемая при этом величина принимается за уровень жидкости в скважине.

Во многих случаях данные методы оценки уровня жидкости дают недостоверный результат. Чаще всего это связано с тремя проблемами:

- сложностью распознавания положения на эхограмме отражения от уровня жидкости;

- низкой точностью оценок временных интервалов по эхо-грамме;

- невысокой точностью оценок скорости звука в затрубном газе исследуемой скважины.

Одна из этих проблем - точность контроля временных интервалов - в настоящее время решается с помощью использования электронных приборов регистрации.

Проблемы распознавания уровня на эхограмме чаще всего связаны с недостатками используемых методов зондирования затрубного пространства. Так, акустическая волна отражается не только от жидкости, но и от любой границы раздела сред, где существенно изменяется плотность, или от любого объекта в скважине, существенно изменяющего форму или площадь сечения затрубного пространства. По некоторым оценкам плотности газожидкостной смеси, равной 0,2 т/м3, достаточно для отражения эхосигнала от границы смеси. Ясно, что такая среда не является жидкостью. Более того, если речь идет об УЭЦН с газосепаратором, то говорить об уровне жидкости в затрубном пространстве скважины вообще не приходится, поскольку от газосепаратора имеется столб газожидкостной смеси, или «пены»,

плотность которой изменяется по глубине. Таким образом, под уровнем жидкости следует понимать некоторую границу раздела сред, отражающую эхосигнал, поскольку в общем случае столба жидкости в затрубном пространстве скважины не существует (исключение могут составлять высокообводненные скважины).

Другая проблема - это та самая скорость звука, которая при расчете уровня считается известной. В настоящее время используются таблицы (чаще всего эмпирические) зависимости скорости звука от затрубного давления, принятые в пределах месторождений или их групп. В основе построения и использования таких таблиц лежит предположение однородности состава газа на всем месторождении и неизменности агрегатного состояния компонентов газа во всех скважинах. Для определения корректности таких допущений обратимся к физике процесса. Скорость звука в газах зависит от давления, температуры, состава газа и рассчитывается по уравнению Лапласа

где X - показатель адиабаты; р - плотность газа; ц - вязкость газа; р0- невозмущенное давление (давление, при котором существует газ до прохождения звуковой волны); R- универсальная газовая постоянная; Т- температура газа.

Показатель адиабаты - комплексная характеристика газа, описываемая уравнением

где Ср - изобарная теплоемкость; сь - изохорная теплоемкость. Таким образом, чтобы рассчитать скорость звука в газе или газо-

кое состояние и обратно. Процесс описывается уравнением Клайперона - Клаузиуса

Рис. 1. Зависимость скорости звука от затрубного давления в скв. 1054 куста 126 (в качестве репера использовался переходник с 168 на 146-мм эксплуатационную колонну):

1, 2 - соответственно снижение и увеличение затрубного давления

Рис. 2. Карта скоростей звука по месторождению, построенная методом прямых измерений скорости звука

вой смеси в простейшем случае требуется знание давления, температуры и состава смеси. Плотность, вязкость, показатель адиабаты для смесей определяется по принципу аддитивности на основе объемных долей компонентов.

Об однородности состава можно говорить только для установившегося режима фильтрации жидкости по пласту к скважине. При этом процессы выделения газа можно считать установившимися во времени. При изменении давления в затруб-ном пространстве возникают нестационарные процессы выделения или растворения газа. Установлено, что при повышении давления растворяются одни компоненты газа, а при понижении давления из нефти выделяются другие, что естественно изменяет теплоемкость, плотность и вязкость газа. Таким образом, три множителя из четырех в уравнении Лапласа изменяются, пренебрежение этим недопустимо, так как изменение концентрации любого компонента на 2 % должно учитываться в расчетах. Изменение состава газа после глушения скважины еще более значительно, поскольку газосодержание в продукции меняется от нулевого до нормального значения для данной скважины.

Из рис. 1 следует, что в одной и той же скважине при понижении и повышении затрубного давления максимальное расхождение скорости звука составляет 15 м/с (при давлении около 14 МПа), при этом разница показаний уровнемера составляла около 100 м. Кроме того, в термобарических условиях скважины газ или его компоненты могут находиться вблизи точки росы, т.е. при прохождении звукового импульса в затрубном пространстве возможен переход газа или его фракций в жид-

где q- количество теплоты, участвующей в процессе.

На практике это проявляется в виде затухания звукового импульса или расположения уровня жидкости ниже приема насоса. Сравнивая скорость звука в чистом газе и газе с небольшим количеством капелек, видим, что скорость звука снижается в аэрозоле, что приводит к погрешности определения уровня. Затухание импульса объясняется поглощением энергии при фазовом переходе. Ошибочные результаты, связанные с прохождением импульса в условиях фазового перехода, могут оказаться критическими даже при текущем контроле. На рис. 2 показана карта скоростей звука по месторождению, построенная по 60 замерам, отвечающим принципам надежности, принятым в математической статистике. Измерения проводились при помощи мобильного диагностического комплекса «СиамМастер-2С» производства ТНПВО «СИАМ», оборудованного программным обеспечением, позволяющим оценить среднюю скорость звука и на основе полученных данных и результатов эхограммы определить уровень жидкости в исследуемой скважине. Комплекс обеспечивает оценку средней скорости звука в затрубном пространстве исследуемой скважины с использованием контроля отражений от штатных муфт НКТ (без специальных реперов) [1].

Установлено, что в зонах пониженных скоростей звука погрешности определения уровня жидкости составляют до 400 м по сравнению с использованием таблицы зависимости скорости от давления, принятой на месторождении. На рис. 3 представлена карта устьевых давлений, при которых измерялись скорость звука и уровень жидкости в скважине. Как видно из приведенных карт, зоны повышенных скорости и давления имеют разное распространение, что указывает на слабую связь между давлением и скоростью звука.

Изменяет ли посылаемый импульс агрегатное состояние смеси, находящейся в затрубном пространстве? Из рис. 4 видно, что при очень малом изменении давления в затрубном пространстве скорость изменяется от 296 до 503 м/с. Что может служить причиной такого изменения? Ясно, что оперировать в данном случае величиной уровня жидкости нельзя, так как она вычисляется через скорость прохождения сигнала. Поэтому обратимся ко времени прохождения сигнала в каждом измерении (рис. 5). Как видно из рис. 5, время прохождения первого импульса ниже, чем импульсов в последних измерениях, время прохождения следую-

Рис. 3. Карта устьевых давлений

Рис. 4. Зависимость скорости звука от давления в скв. 1158

Рис. 5. Время прохождения сигнала в каждом измерении

щих семи импульсов очень короткое и весьма стабильное, т.е. в течение очень короткого времени в верхней части затрубного пространства скважины сформировалась граница раздела сред, отражающая импульс. Скорость прохождения импульса до этой границы очень высокая (до 500 м/с), по данным работы [2], такая скорость не развивается в газах при термобарических условиях, характерных для скважины, т.е. среда не является газом. Кроме того, резко изменяющаяся скорость в этих измерениях указывает на нестабильность среды, что может означать только одно - каждое последующее измерение изменяет состояние среды. Изменения происходят до достижения некоторого стабильного состояния, на это указывают последние 12 измерений (см. рис. 5). Значения скорости звука и уровня в этих измерениях весьма устойчивы и составляют соответственно 334 м/с и 1546 м. Более того, скорость соответствует значению, взятому с карты (см. рис. 2), это притом, что данный замер не участвовал в построении карты как не удовлетворяющий статистическим принципам надежности по серии измерений.

Попытаемся описать процесс, произошедший в скважине. До проведения измерения в скважине существовала среда с компонентами вблизи точки росы в верхней части ствола скважины и шапкой «пены» над уровнем, от которой получено отражение на глубине

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Читайте также: