Устройство для контроля поверхности раздела нефть-вода

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для контроля расположения места водонефтяного контакта (22) (OWC) между непрерывным нефтяным раствором (2о), находящимся выше непрерывного водного раствора (2w) внутри обсадной трубы (7). Сущность: устройство содержит передатчик (5) для формирования электромагнитного сигнала (SТ), причем упомянутый передатчик (5) обеспечивается электрической энергией (GТ) из генератора (G) сигнала напряжения. Передатчик (5) располагается внутри непрерывного нефтяного раствора (2о) и выше места водонефтяного контакта (22) и внутри обсадной трубы (7). Электромагнитный волновой сигнал (SТ) частично распространяется вниз от передатчика (5). При этом электромагнитный волновой сигнал (SТ) частично отражается от места водонефтяного контакта (22) и частично отражается от конца обсадной трубы (7), обеспечивая усиление распространения вверх отраженного электромагнитного сигнала (SR). Датчик (6) для обнаружения отраженного электромагнитного сигнала (SR) также располагается выше места водонефтяного контакта (22), обеспечивая сигнал (RR) датчика для приемника (60) для приема сигнала (RR) датчика и далее к анализирующему устройству (61) для анализа сигнала (RR) датчика, например, относительно двустороннего времени или амплитуды распространения для вычисления уровня подъема для места водонефтяного контакта (22). Указанное устройство реализует соответствующий способ измерения. Технический результат: возможность контролировать глубину до места водонефтяного контакта внутри зоны выработки, внутри обсадной трубы или экрана через зону выработки. 2 н. и 32 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

Изобретение относится к устройству для контроля расположения места водонефтяного контакта (OWC) между непрерывным нефтяным раствором, находящимся выше непрерывного водного раствора внутри обсадной трубы, с помощью передатчика для формирования электромагнитного сигнала и обнаружения отраженного сигнала от места водонефтяного контакта.

Уровень техники

Устройство для использования направленных электромагнитных волн вдоль внешней стороны проводящей трубы представлено в патенте США №6480000 на имя Fan-Nian Kong и др.

Патент США №5926024 на имя Blount, «Система и способ для измерения свойств жидкости путем формирования коаксиальной линии передачи в секции обсадной трубы» является каротажным инструментом, который передает сверхвысокие частоты в секции скважины. Это устройство выполнено с возможностью определения, какая зона создает избыточные количества воды в добываемых жидкостях, но неспособно измерить расстояние вниз до места водонефтяного контакта от фиксированного местоположения.

Для выработки большего объема нефти из скважины, когда имеется риск также добыть воду, существует преимущество в том, чтобы быть способным контролировать глубину до места водонефтяного контакта (OWC) внутри зоны выработки, внутри обсадной трубы или экрана через зону выработки.

Настоящее изобретение обеспечивает решение этой проблемы и обеспечивает устройство для контроля расположения места водонефтяного контакта (OWC) между непрерывным нефтяным раствором, находящимся выше непрерывного водного раствора внутри обсадной трубы, содержащее:

передатчик для формирования электромагнитного сигнала ST, причем упомянутый передатчик обеспечивается электрической энергией из генератора сигнала напряжения;

упомянутый передатчик располагается внутри упомянутого непрерывного нефтяного раствора выше упомянутого места водонефтяного контакта и внутри упомянутой обсадной трубы;

упомянутый электромагнитный волновой сигнал предназначен для частичного распространения вниз от упомянутого передатчика;

упомянутый электромагнитный волновой сигнал предназначен для частичного отражения от упомянутого места водонефтяного контакта и частичного отражения от конца обсадной трубы, обеспечивая усиление распространения вверх отраженного электромагнитного сигнала;

датчик для обнаружения упомянутого отраженного электромагнитного сигнала, причем упомянутый датчик также располагается выше упомянутого места водонефтяного контакта, обеспечивая сигнал от датчика к приемнику для приема упомянутого сигнала от датчика и далее к анализирующему устройству для анализа упомянутого сигнала датчика, например, в отношении времени или амплитуды двустороннего распространения для вычисления уровня подъема для упомянутого места водонефтяного контакта.

Последующие преимущественные признаки изобретения представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Изобретение иллюстрируется в приложенных чертежах, которые будут только иллюстрировать изобретение и не должны толковаться как ограничение изобретения, которое ограничивается приложенной формулой изобретения.

Фиг.1 иллюстрирует один вариант осуществления изобретения, показывающий обсадную трубу с кольцеобразной камерой вокруг центральной эксплуатационной трубы и передающую антенну, закрепленную вокруг упомянутой центральной эксплуатационной трубы.

Фиг.2 и 3 иллюстрируют подобную обсадную трубу, в которой эта внутренняя «кольцеобразная» камера (внутренняя часть обсадной трубы ниже пакера и выше зоны добычи) не имеет эксплуатационной трубы за исключением верхней части ниже пакера. Подобно варианту осуществления на Фиг.1, передающая антенна располагается вокруг существующей короткой центральной трубы, выступая в нефтяной раствор ниже пакера.

Фиг.4 иллюстрирует второй предпочтительный вариант осуществления изобретения, в котором винтовая проводящая проволока или стержень располагаются вблизи от внутренней поверхности обсадной трубы для формирования канала распространения электромагнитной энергии, распространяющейся вдоль центральной эксплуатационной трубы.

Фиг.5 иллюстрирует другой предпочтительный вариант осуществления изобретения, показывающий обсадную трубу с кольцеобразной камерой вокруг центральной эксплуатационной трубы и передающую антенну, расположенную в кольцеобразном пространстве вокруг упомянутой центральной трубы, и с проводящей проволокой или стержнем, расположенным на небольшом расстоянии от центральной трубы для формирования канала распространения для электромагнитной энергии, распространяющейся вдоль центральной трубы.

Фиг.6 иллюстрирует подобный вариант осуществления, который имеет сходство с некоторым видом комбинации вариантов осуществления на Фиг.4 и 5, в котором проводящая проволока или стержень располагаются в виде винта вокруг центральной эксплуатационной трубы с малым промежутком от центральной трубы для формирования канала распространения для электромагнитной энергии, распространяющейся вдоль винтового канала вдоль центральной трубы.

Фиг.7 определяет электромагнитные (ЭМ) вектора относительно воображаемой оси обсадной трубы добычи в поперечной магнитной (ТМ) осесимметричной модели.

Фиг.8 является иллюстрацией моделированного 100 кГц тангенциального магнитного поля согласно физической модели на Фиг.1. Верхняя часть Фиг.8 показывает нормированные по амплитуде трассы сигнала, распространяющегося к данному воображаемому приемнику вдоль траектории нисходящего сигнала. Нижняя часть Фиг.8 показывает кривую максимальной амплитуды для нисходящего сигнала. Место расположения водонефтяного контакта (OWC) находится между трассами 19 и 20.

Фиг.9 является иллюстрацией ослабленного и отраженного импульса по Фиг.8 в последующее время для части энергии, отраженной от места водонефтяного контакта 22 (OWC) на своей отраженной траектории вверх от места водонефтяного контакта 22 (OWC).

Фиг.10 является изображением модели удельного сопротивления, используемой для вычисления только прямой волны.

Фиг.11 является иллюстрацией моделированного 100 кГц тангенциального магнитного поля согласно физической модели на Фиг.2. Верхняя часть Фиг.11 показывает нормированные по амплитуде трассы сигнала, распространяющегося к данному воображаемому приемнику вдоль траектории нисходящего сигнала. Нижняя часть Фиг.11 показывает максимальную амплитудную кривую для нисходящего сигнала. Место водонефтяного контакта (OWC) не обнаружено.

Фиг.12 является иллюстрацией варианта осуществления, в котором металлический экран или сетка 72 заменяет металлическую обсадную трубу 7 в эксплуатационной скважине в продуктивной нефтяной формации.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Ниже дается описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Фиг.1 иллюстрирует вертикальное продольное центральное сечение устройства для контроля расположения места водонефтяного контакта 22 (OWC) между нефтяным раствором 2о, лежащим над водным раствором 2w внутри обсадной трубы 7. Нефть и газ жидкостей на углеводородной основе будут стремиться собираться на верху воды из-за различных плотностей и из-за несмешиваемости между жидкостями на углеводородной основе и водой. Водный раствор 2w обычно содержит растворимые соли, так что вода имеет низкое удельное сопротивление и таким образом ослабляет электромагнитные волны сильнее, чем нефтяные растворы. Это различие в электромагнитных свойствах, то есть в удельном сопротивлении, скорости распространения сигнала и электрическом импедансе используется в описанных ниже вариантах осуществления настоящего изобретения. Нефтяной раствор 2о является как таковой в обычных условиях более или менее непрерывным нефтяным раствором, в котором газ может быть растворен под давлением и в котором водяные капли могут появляться в увеличенном числе и размере вниз по направлению к месту водонефтяного контакта, но в котором нефть формируется сплошной. Водный раствор 2w является в этом отношении противоположным, в котором более или менее непрерывный водный раствор содержит капли нефти и/или газа, уменьшающиеся в количестве и размере в направлении вниз от места водонефтяного контакта. В эксплуатационной скважине, в которой вода течет в виде нефтенесущих образований к кольцеобразной камере 8 через перфорационные отверстия в нижней и средней зоне обсадной стенки 7 и нефть покидает верхнюю часть 8u упомянутой кольцеобразной камеры через перфорации в центральной эксплуатационной трубе 70, можно ожидать сильного частичного смешивания столба нефть/вода и переход, называемый местом водонефтяного контакта 22 (OWC), может быть более нечетким, что видно в небольшом масштабе и сложно определить. Это может быть исправлено с помощью коротких и длинных длин волн и одного частного варианта осуществления изобретения, обеспечивающего расширенный тракт сигнала для сигнала датчика, таким образом усовершенствуя разрешение расположения места водонефтяного контакта 22 (OWC).

Все предпочтительные варианты осуществления изобретения содержат следующие признаки:

Передатчик 5 для формирования электромагнитного сигнала ST располагается внутри обсадной трубы 7. На передатчик подаются сигналы GT электрической энергии, получаемые из генератора (G) напряжения сигнала, см. верхнюю правую часть на Фиг.1. Передатчик 5 предпочтительно располагается внутри непрерывного нефтяного раствора 2о, а также располагается выше места водонефтяного контакта 22 и для этой цели располагается внутри упомянутой обсадной трубы 7, поскольку устройство будет контролировать место водонефтяного контакта (OWC) внутри обсадной трубы 7.

Электромагнитный волновой сигнал ST будет частично распространяться вниз от передатчика 5. Передатчик 5 может иметь несколько различных вариантов осуществления, как будет описано ниже. Далее, хотя сигнал будет ослабляться при распространении вниз через нефть и/или воду, часть электромагнитного сигнала ST будет частично отражаться от места водонефтяного контакта 22 и также частично отражаться от конца обсадной трубы, обеспечивая усиление распространения вверх отражаемого электромагнитного сигнала SR.

Датчик 6 располагается для обнаружения отраженного электромагнитного сигнала SR. Датчик 6 также располагается выше места водонефтяного контакта 22, обеспечивая сигнал RR датчика, который подается на приемник 60 для приема сигнала RR датчика. Приемник далее соединен с устройством 61 анализа для анализа сигнала RR, например, в отношении ко времени или амплитуде двунаправленного распространения для вычисления уровня подъема места водонефтяного контакта 22.

Обсадная труба и трубопровод в эксплуатационной зоне

Обсадная труба 7 имеет кольцеобразную камеру 8 вокруг центральной эксплуатационной трубы 70, как показано на Фиг.1, 2, 3, 4, 5 и 6. На Фиг.2 и 3 эта внутренняя кольцеобразная камера не имеет эксплуатационной трубы 70 за исключением верхней части ниже пакера 4. Высота (или длина в случае с отклоненной или наклонной скважиной) этой кольцеобразной камеры может быть примерно 130 метров. Внешний диаметр обсадной трубы 7 может быть 8,5 дюймов (21,6 см). Внешний диаметр центральной эксплуатационной трубы может быть 6 дюймов (15,2 см).

Фиг.1, 2, 3, 4, 5 и 6 показывают предпочтительные варианты осуществления изобретения, в котором передатчик 5 располагается в кольцеобразной камере 8 между внешней стороной внутренней проводящей насосно-компрессорной трубы 70, расположенной внутри обсадной трубы 7, и внутренней стороной обсадной трубы 7. Кольцеобразное пространство 8 между проводящей насосно-компрессорной трубой 70 и проводящей внутренней частью обсадной трубы 7 составляет волновод для по меньшей мере части двунаправленной трассы упомянутых ЭМ сигналов ST, SR.

В предпочтительном варианте осуществления, показанном на Фиг.1 и 2, передатчик 5 содержит тороидальную передающую антенну 50. Антенна 50 выполнена в виде тороида, расположенного по окружной поверхности проводящей насосно-компрессорной трубы 70, причем упомянутая тороидальная антенна 50 создает поперечное магнитное поле НТМ в отношении к упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы 70.

В предпочтительном варианте осуществления, показанном на Фиг.1, проводящая насосно-компрессорная труба 70 протягивается по меньшей мере между упомянутым передатчиком 6 и упомянутым местом водонефтяного контакта 22 (OWC). Этот вариант осуществления дает положительные результаты в процессе математического моделирования и будет описан ниже.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения электромагнитный передатчик 5 располагается внутри верхней части 8u упомянутой кольцеобразной камеры. Однако существует возможность, если пакер 4, располагаемый для уплотнения верхней части кольцеобразной камеры 8u, является непроводящим, например выполнен из резины или подобного материала, то передатчик 5 может быть расположен выше пакера 4. Во всех показанных вариантах осуществления изобретения электромагнитный передатчик 5 располагается ниже или выше упомянутого пакера 4 между внутренней частью обсадной трубы 7 и внешней стороной проводящей насосно-компрессорной трубы 70. Пакер 4 формирует верхний барьер для жидкостей в кольцеобразной камере 8. В преимущественном варианте осуществления изобретения описанная выше тороидальная антенна 50 снабжена кольцеобразным сердечником 51 из мю-металла (mu-metal) или феррита, имеющего высокую магнитную проницаемость.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения излучаемый электромагнитный сигнал ST имеет частоту или частоты в пределах между 1 кГц и 10 МГц. Более конкретные частоты 100 кГц и 1 Мгц использованы в моделировании, как описывается ниже. Моделированный сигнал придерживается импульса Рикера, имеющего центральную частоту 100 кГц или 1 МГц соответственно. Энергия, подаваемая генератором (G), находится в пределах между 1 Вт и 10 кВт.

В предпочтительном варианте осуществления, как показано на Фиг.1-6, датчик 6 подает упомянутый электромагнитный сигнал RR на упомянутый приемник 60. Анализирующее устройство 61 принимает сигнал из приемника 60 через проводник 62 сигнала, выполненный таким образом, что он имеет проход через пакер 4, когда датчик и/или приемник располагается ниже пакера 4, что является нормальным состоянием.

Фиг.8 является иллюстрацией смоделированного 100 кГц тангенциального магнитного поля согласно физической модели Фиг.1. Импульс может быть передан посредством тороидальной антенны, как описывалось выше. Верхняя часть Фиг.8 показывает нормированные по амплитуде трассы сигнала, распространяющегося к каждому последующему приемнику из цепочки воображаемых приемников вдоль тракта нисходящего сигнала. Нижняя часть Фиг.8 показывает кривую максимальных амплитуд для нисходящего сигнала. Место водонефтяного контакта 22 (OWC) находится между трассами 19 и 20. Будет видно, что затухание составляет 40 дБ для сигнала, передаваемого вниз на 100 м, в место водонефтяного контакта. Наше моделирование показывает, что для 1 МГц сигнала затухание составляет 0,8 дБ/м. В зоне воды мы видим, что затухание составляет 2,5 дБ/м для 100 кГц сигнала и 8 дБ/м для 1 МГц сигнала.

Фиг.9 является иллюстрацией ослабленного отраженного импульса по Фиг.8 в более позднее время для части энергии, отраженной местом водонефтяного контакта 22 (OWC) на своем отраженном тракте вверх от места водонефтяного контакта 22 (OWC) и назад к датчику 6 приема, предпочтительно рядом с передатчиком 5. Из Фиг.9 будет видно, что амплитуда уменьшается с приблизительно одной и той же скоростью вдоль обратного пути примерно на 40 дБ. То, что начиналось как сигнал 140 дБ, возвращается как сигнал, слегка превышающий 60 дБ, имеющий хорошо определенную вершину на примерно 50 мкс.

Фиг.10 является изображением модели удельного сопротивления, используемой для вычисления только прямой волны. Спад в конце модели со 100 м вводится для уменьшения отражений из модельной границы для формирования набора основополагающей информации, который может вычитаться, чтобы видеть отраженную энергию в других моделях с резкой границей между нефтью и водой.

Фиг.11 иллюстрирует созданное 100 кГц тангенциальное магнитное поле согласно физической модели на Фиг.2 с подобными расположениями передатчика и приемника, но со значительным отличием в том, что внутренняя труба 70 выступает только на 5 метров ниже тороидального передатчика 5, 50. Верхняя часть Фиг.11 показывает быстро исчезающий сигнал за пределами следа №6. Нижняя часть Фиг.11 показывает кривую максимальной амплитуды для нисходящего сигнала. Ясно, что затухание является слишком высоким для этого сигнала, а именно около 30 дБ/м. С четвертой по шестую трассы только числовой шум представляется при моделировании. Моделирование может быть неопределенным из-за особенностей в центре обсадной трубы. Заявители считают, что ТЕ-область будет лучше для использования, если не существует центральной трубы 70, присутствующей внутри обсадной трубы 7, поскольку ожидается, что ТЕ-режим должен меньше ослабляться в таком варианте осуществления изобретения. Альтернативой является расположение проводящего провода, как описывается ниже и показывается на Фиг.3, 4, 5 и 6.

Фиг.12 является иллюстрацией варианта осуществления, в котором металлический экран или сетка 72 заменяют металлическую обсадную трубу 7 в скважине добычи через нефтеносную формацию. Экран 72 работает как фильтр, разрешая протекать жидкостям и останавливая частицы песка, поступающие из кольцеобразной камеры 8. Этот металлический экран 72 может подобным же образом заменять части обсадной трубы 7, показанной на Фиг.1-6.

Проводной волновод вдоль стены обсадной трубы

Фиг.3 показывает вариант осуществления изобретения, в котором внутренняя «кольцеобразная» камера (внутренняя часть оболочки ниже пакера и выше зоны добычи) не имеет эксплуатационной трубы, кроме как в верхней части ниже пакера. Передатчик 5 для формирования поперечного электрического поля ЕТЕ между наружной стороной поверхности проводящей проволоки или стержня 51 располагается внутри обсадной трубы 7 и вблизи, но не в металлическом электрическом контакте с внутренней поверхностью обсадной трубы 7. Проводящая проволока или стержень 51 составляют волновод для основной части передаваемой ЭМ (электромагнитной) (ЕМ) энергии поперечного электрического поля ЕТЕ вдоль по меньшей мере части двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов ST, SR вдоль упомянутой проводящей проволоки или стержня 51.

Фиг.4 показывает дальнейшее усовершенствование устройства, показанного на Фиг.3, в котором проволока или стержень 51 располагаются вдоль винтового пути 52 вдоль внутренней стенки обсадной трубы 7. Этот винтовой путь проходит между передатчиком 5 и по меньшей мере вниз до места водонефтяного контакта 22 (OWC). Целью является расширение двустороннего пути для передаваемых и отражаемых ЭМ сигналов ST, SR вдоль винтового пути 52 проволоки 51 для улучшения разрешения и в общем улучшения отклика при измерении места водонефтяного контакта 22 (OWC) вдоль проволоки 51.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения проволока или стержень 51 могут быть покрыты электрически изолирующим материалом, но это совершенно не необходимо, поскольку проволока 51 отделена от обсадной трубы 7.

Проводной волновод вдоль внешней стенки центральной трубы

Фиг.5 иллюстрирует вариант осуществления изобретения, в котором проводной волновод располагается вдоль внешней стенки центральной трубы. Передатчик 5 располагается для формирования электромагнитного поля между проводящей проволокой или стержнем 53, расположенным вне центральной эксплуатационной трубы 70, вблизи, но без металлического электрического контакта с ним. В этом контексте проволока 53 находится, конечно же, в кольцеобразной камере 8. Проводящая проволока 52 составляет волновод для передачи основной части ЭМ энергии вдоль по меньшей мере части из двухстороннего пути для сигналов ST, SR. Проводящая проволока 52 выполнена с возможностью формирования поперечного поля ЕТЕ по отношению к проволоке 52.

Винтовая проволока вдоль внешней стенки центральной трубы

Фиг.6 иллюстрирует дополнительное усовершенствование предпочтительного варианта осуществления изобретения, в котором проволока 53 располагается вдоль винтового пути 54 вдоль внешней стенки трубы 70. Винтовой путь с проволокой 53 проходит между передатчиком и по меньшей мере вниз к месту водонефтяного контакта 22 (OWC) для расширения двухстороннего пути для сигналов ST, SR вдоль винтовой части 54 изолированной проволоки 53 для улучшения разрешения измерения расстояния до места водонефтяного контакта 22 (OWC) вдоль проволоки 53.

Упрощение устройства в открытой скважине

Фактически в упрощенном варианте осуществления (не показано) изобретения показывается, что модель, показанная на Фиг.5 и 6, будет также работать без внешней части обсадной трубы 7, то есть когда эксплуатационная труба располагается в зоне добычи открытой скважины. В этом случае передача сигнала вниз к месту водонефтяного контакта 22 и вверх от него будет происходить с распространением энергии в узком пространстве между внешней поверхностью эксплуатационной трубы 70 и внутренней стороной проводящей проволоки или стержня 53, 54 вдоль эксплуатационной трубы 70.

Параметры для модели

При моделировании заявители использовали консервативную оценку для удельного сопротивления сырой нефти ρoil=100 Ом. Вероятно, это значение является низкой оценкой и будет выше в естественных условиях. Заявители используют удельное сопротивление воды или океанской воды ρw=0,5 Ом. Передатчик 5 располагается в 5 метрах от верхнего конца кольцеобразной камеры 8u, а в одном из примеров математического моделирования место водонефтяного контакта 22 (OWC) находится на 100 метров ниже передатчика 5, то есть на 105 метров ниже пакера 4 и на 25 метров выше нижней части кольцеобразной камеры 8I. Импульсный сигнал ST излучается с шириной импульса 10 мкс. Двустороннее время распространения будет, таким образом, примерно 40 мкс, обеспечивая хорошее временное разнесение отраженного импульсного сигнала SR от передаваемого импульсного сигнала ST. В моделях используются частоты импульсных сигналов 100 кГц и 1 МГц. Для сигнала 100 кГц ослабление максимальной амплитуды импульса равняется 0,4 дБ/м в нефти для Hz-компоненты (смотри Фиг.7 для определений области компоненты) и ослабление в 0,8 дБ/м для 1 МГц частотного сигнала.

Определение направления поля

Модель поля, показанная на Фиг.7, является ассиметричной двумерной с симметричной осью в центре центральной трубы 70. Поперечный магнитный режим имеет следующие ЭМ-компоненты: Hz, Ex, Ey, где Hz является тангенциальным магнитным полем (направленные по кругу стрелки), Ex является Е-полем вдоль оси симметрии (вертикальные стрелки) и Ey является радиальным Е-полем (направленные радиально внутрь стрелки) по нормали к оси трубы 70.

В случае использования больших длин волн или в случае недифференцированной смеси нефти/воды в больших пропорциях кольцеобразной камеры 8, что создает проблемы в определении места водонефтяного контакта 22, отражение от нижнего конца обсадной трубы (как показывается на Фиг.1) или металлической платы на нижнем конце кольцеобразной камеры 8 будет давать двустороннее время передачи, определяемое пропорцией вода/нефть существующего уровня воды внутри кольцеобразной камеры 8, и таким образом обеспечивая полезной информацией добывающую компанию.

1. Устройство для контроля расположения места водонефтяного контакта (22) между непрерывным нефтяным раствором (2о), находящимся выше непрерывного водного раствора (2w) внутри обсадной трубы (7) в эксплуатационной скважине, содержащее:
передатчик (5) и датчик (6), генератор (G) сигнала напряжения, приемник (60) и анализирующее устройство (61), причем упомянутый передатчик (5) формирует электромагнитный сигнал (ST), и обеспечивается электрической энергией (GT) из генератора (G) сигнала напряжения;
упомянутый передатчик (5) и упомянутый датчик (6) располагаются в непрерывном нефтяном растворе (2о) и выше упомянутого места водонефтяного контакта (22) и внутри упомянутой обсадной трубы (7);
упомянутый электромагнитный волновой сигнал (ST) частично распространяется вниз от упомянутого передатчика (5); причем упомянутый электромагнитный волновой сигнал (ST) частично отражается от упомянутого места водонефтяного контакта (22) и частично отражается от конца обсадной трубы, обеспечивая усиление распространения вверх отраженного электромагнитного сигнала (SR);
упомянутый датчик (6) обнаруживает упомянутый отраженный электромагнитный сигнал (SR), и обеспечивает сигнал (RR) датчика для приемника (60), при этом приемник (60) принимает упомянутый сигнал (RR) датчика и направляет указанный сигнал далее к анализирующему устройству (61), которое анализирует упомянутый сигнал (RR) датчика, для вычисления уровня подъема для упомянутого места водонефтяного контакта (22).

2. Устройство по п.1, в котором упомянутый передатчик (5) также располагается в кольцеобразной камере (8) между внешней стороной внутренней проводящей насосно-компрессорной трубы (70), расположенной внутри упомянутой обсадной трубы (7), и внутренней стороной упомянутой обсадной трубы (7), в которой упомянутая проводящая насосно-компрессорная труба (70) составляет волновод для по меньшей мере части двухсторонней трассы упомянутых электромагнитных (ЭМ) сигналов (ST, SR).

3. Устройство по п.2, в котором упомянутый передатчик (5) содержит тороидальную передающую антенну (50), причем упомянутая антенна (50) выполнена в виде тороида, расположенного по окружной поверхности проводящей насосно-компрессорной трубы (70), причем упомянутая тороидальная антенна (50) создает поперечное магнитное поле (НТМ) относительно упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы (70).

4. Устройство по п.3, в котором упомянутая тороидальная антенна (50) обеспечивается кольцевым сердечником (51), имеющим высокую магнитную проницаемость.

5. Устройство по пп.2-4, в котором упомянутая проводящая насосно-компрессорная труба (70) проходит по меньшей мере между упомянутым передатчиком (5) и упомянутым местом водонефтяного контакта (22) (OWC).

6. Устройство по п.1, в котором упомянутый передатчик (5) формирует поперечное электрическое поля (ETE) между наружной стороной поверхности проводящей проволоки или стержня (51), расположенного внутри обсадной трубы (7) и вблизи, но не в металлическом электрическом контакте с внутренней поверхностью обсадной трубы (7), в которой упомянутая проводящая проволока или стержень (51) составляют волновод для основной части передаваемой ЭМ энергии упомянутого поперечного электрического поля (ЕТЕ) вдоль по меньшей мере части двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль упомянутой проводящей проволоки или стержня (51).

7. Устройство по п.6, в котором указанная проволока или стержень (51) располагаются вдоль винтового пути (52) вдоль внутренней стенки обсадной трубы (7) и проходит между упомянутым передатчиком (5) и по меньшей мере вниз до упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC), расширяя упомянутый двухсторонний путь для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль винтового пути (52) упомянутой проводящей проволоки (51) для того, чтобы улучшить разрешение и в общем улучшить отклик при измерении упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC) вдоль упомянутой проводящей проволоки (51).

8. Устройство по п.6 или п.7, в котором упомянутая проволока или стержень (51) покрываются электрически изолирующим материалом.

9. Устройство по п.1, в котором упомянутый передатчик (5) формирует электромагнитное поле между проводящей проволокой или стержнем (53), который располагается снаружи вблизи, но без металлического электрического контакта с упомянутой центральной эксплуатационной трубой (70) и внутри по отношению к внутренней поверхности упомянутой обсадной трубы (7), в которой упомянутая проводящая проволока (52) составляет волновод для передачи основной части переданной ЭМ энергии вдоль по меньшей мере части из двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR), причем упомянутая проводящая изолированная проволока (52) генерирует поперечное электрическое поле (ETE) в соответствии с упомянутой проволокой (52).

10. Устройство по п.9, в котором упомянутая проволока (53) располагается вдоль винтового пути (54) вдоль упомянутой внешней стены упомянутой трубы (70) и проходит между упомянутым передатчиком (5) и по меньшей мере вниз к месту водонефтяного контакта (22) (OWC) для расширения двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль упомянутой винтовой части (54) упомянутой изолированной проволоки (53) для улучшения разрешения измерения расстояния до упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC) вдоль упомянутой проволоки (53).

11. Устройство по п.1, в котором упомянутый электромагнитный передатчик (5) располагается внутри верхней части (8u) упомянутой кольцеобразной камеры.

12. Устройство по п.1, в котором упомянутый передатчик (5) располагается ниже или выше упомянутого пакера (4) между внутренней частью упомянутой обсадной трубы (7) и упомянутой внешней стороной упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы (70), причем пакер (4) формирует верхний барьер для растворов в упомянутой кольцеобразной камере (8).

13. Устройство по п.1, в котором упомянутый датчик (6) обеспечивает упомянутый принятый электромагнитный сигнал (RR) для упомянутого приемника (60), а упомянутое анализирующее устройство (61) принимает сигнал через проводник (62) сигнала, выполненный так, что он имеет проход через пакер (4), когда датчик и/или приемник располагается ниже пакера (4).

14. Устройство по п.1, в котором упомянутый электромагнитный сигнал (ST) имеет частоту или частоты в диапазоне между 1 кГц и 10 МГц.

15. Устройство по п.14, в котором упомянутый электромагнитный сигнал (ST) имеет частоту или частоты в диапазоне между 100 кГц и 1 МГц.

16. Устройство по п.1, в котором мощность, подаваемая упомянутым генератором (G), находится в диапазоне между 1 Вт и 10 кВт.

17. Устройство по п.1, имеющее упомянутую проволоку или стержень (53, 54), расположенную вдоль центральной эксплуатационной трубы (70) для использования с упомянутой внешней обсадной трубой (7), замененной металлическим экраном или сеткой (72) через зону добычи.

18. Устройство по п.1, в котором анализирующее устройство (61) анализирует сигнал (RR) датчика по отношению ко времени и амплитуде двухстороннего распространения.

19. Способ для контроля расположения места водонефтяного контакта (22) (OWC) между непрерывным нефтяным раствором (2о), находящимся выше непрерывного водного раствора (2w) внутри обсадной трубы (7), содержащий этапы:
размещают передатчик (5) и датчик (6) внутри упомянутой обсадной трубы (7) в упомянутом непрерывном нефтяном растворе (2о) и выше упомянутого места водонефтяного контакта (22) и формируют электромагнитный сигнал (ST), причем упомянутый передатчик (5) обеспечивается электрической энергией (GT) из генератора (G) сигнала напряжения;
упомянутый электромагнитный волновой сигнал (ST) частично распространяется вниз от упомянутого передатчика (5) и частично отражается от упомянутого места водонефтяного контакта (22), обеспечивая усиление распространения вверх отраженного электромагнитного сигнала (SR);
посредством датчика (6) обнаруживают упомянутый отраженный электромагнитный сигнал (SR) и обеспечивают сигнал (RR) датчика к приемнику (60), направляют указанный сигнал далее к анализирующему устройству (61) для анализа упомянутого сигнала (RR) датчика, и вычисляют уровень подъема для упомянутого места водонефтяного контакта (22).

20. Способ по п.19, в котором упомянутый передатчик (5) располагается в кольцеобразной камере (8) между внешней стороной внутренней проводящей насосно-компрессорной трубы (70), расположенной внутри упомянутой обсадной трубы (7), и внутренней стороной упомянутой обсадной трубы (7) с помощью упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы (70), как волновода для по меньшей мере части двухсторонней трассы упомянутых электромагнитных сигналов
(ST, SR).

21. Способ по п.20, в котором используют тороидальную передающую антенну (50) в качестве передатчика (5), и располагают упомянутую антенну (50) тороидом по окружной поверхности упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы (70), причем упомянутая тороидальная антенна (50) формирует поперечное магнитное поле (НТМ) в соответствии с упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубой (70).

22. Способ по п.21, в котором упомянутая тороидальная антенна (50) обеспечивается кольцевым сердечником (51), имеющим высокую магнитную проницаемость.

23. Способ по одному из пп.20-22, в котором упомянутая проводящая насосно-компрессорная труба (70) проходит по меньшей мере между упомянутым передатчиком (5) и упомянутым местом водонефтяного контакта (22) (OWC).

24. Способ по п.19, в котором посредством упомянутого передатчика (5) формируют поперечное электрическое поле (ЕТЕ) между наружной стороной внутренней поверхности проводящей проволоки или стержня (51), расположенной внутри обсадной трубы (7) и вблизи, но не в металлическом электрическом контакте с внутренней поверхностью обсадной трубы (7), в которой упомянутая проводящая проволока или стержень (51) составляют волновод для основной части передаваемой ЭМ энергии упомянутого поперечного электрического поля (ETE) вдоль по меньшей мере части двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль упомянутой проводящей проволоки или стержня (51).

25. Способ по п.24, в котором располагают указанную проволоку или стержень (51) вдоль винтового пути (52) вдоль внутренней стенки обсадной трубы (7), и которая проходит между упомянутым передатчиком (5) и по меньшей мере вниз до упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC), расширяя упомянутый двухсторонний путь для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль винтового пути (52) упомянутой проводящей проволоки (51) для улучшения разрешения и в общем улучшения отклика при измерении упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC) вдоль упомянутой проводящей проволоки (51).

26. Способ по п.24 или 25, в котором упомянутая проволока или стержень (51) покрываются электрически изолирующим материалом.

27. Способ по п.19, в котором используют упомянутый передатчик (5) для формирования электромагнитного поля между проводящей проволокой или стержнем (53), который располагается снаружи вблизи, но без металлического электрического контакта с упомянутой центральной эксплуатационной трубой (70) и внутри по отношению к внутренней поверхности упомянутой обсадной трубы (7), при этом упомянутая проводящая проволока (52) используется как волновод для передачи основной части ЭМ энергии вдоль по меньшей мере части из двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR), причем упомянутая проводящая изолированная проволока (52) формирует поперечное электрическое поле (ETE) в соответствии с упомянутой проволокой (52).

28. Способ по п.27, в котором упомянутая проволока (53) располагается вдоль винтового пути (54) вдоль упомянутой внешней стены упомянутой центральной эксплуатационной трубы (70) и проходит между упомянутым передатчиком (5) и по меньшей мере вниз к месту водонефтяного контакта (22) (OWC) для расширения упомянутого двухстороннего пути для упомянутых ЭМ сигналов (ST, SR) вдоль упомянутого винтового пути (54) упомянутой изолированной проволоки (53), для улучшения разрешения измерения расстояния до упомянутого места водонефтяного контакта (22) (OWC) вдоль упомянутой проволоки (51).

29. Способ по п.19, в котором упомянутый электромагнитный передатчик (5) располагается внутри верхней части (8u) упомянутой кольцеобразной камеры.

30. Способ по п.19, в котором упомянутый электромагнитный передатчик (5) располагается ниже или выше пакера (4) между внутренней частью упомянутой обсадной трубы (7) и упомянутой внешней стороной упомянутой проводящей насосно-компрессорной трубы, причем пакер (4) формирует верхний барьер для жидкостей в упомянутой кольцеобразной камере (8).

31. Способ по п.19, в котором упомянутый передаваемый электромагнитный сигнал (ST) имеет частоту или частоты в диапазоне между 1 кГц и 10 МГц.

32. Способ по п.31, в котором упомянутый передаваемый электромагнитный сигнал (ST) имеет частоту или частоты в диапазоне между 100 кГц и 1 МГц.

33. Способ по п.19, в котором мощность, подаваемая упомянутым генератором (G), находится в диапазоне между 1 Вт и 10 кВт.

34. Способ по п.19, в котором осуществляют анализ сигнала (RR) датчика по отношению ко времени и амплитуде двухстороннего распространения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике контроля и измерения уровня различных веществ. .

Изобретение относится к радиолокационной технологии и может быть использовано для радиолокационного измерения уровня жидкости. .

Изобретение относится к области измерительной техники и предназначено для определения и/или контроля уровня среды в резервуаре. .

Изобретение относится к устройству измерения степени заполнения емкости средой с волноводом для передачи электромагнитной волны. .

Изобретение относится к технике контроля и измерения уровня жидких и сыпучих веществ. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня жидких и сыпучих веществ в резервуарах на нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих, химических и других предприятиях.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня жидких или сыпучих диэлектрических, преимущественно слабоотражающих и слабопоглощающих, материалов.

Изобретение относится к средствам контроля и измерения толщины слоев разнородных по электрофизическим свойствам жидкостей, а также их относительного изменения и может быть использовано в автоматизированных системах управления технологическим процессом.

Изобретение относится к области измерительной техники и может применяться для измерения уровня жидких или сыпучих материалов, а также для измерения расстояния

Изобретение относится к контролю и измерению уровня жидких и сыпучих веществ в резервуарах и может быть использовано на нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих, химических и других предприятиях, где имеются резервуары, заполненные жидкими или сыпучими веществами

Изобретение относится к области расходометрии и может быть использовано для измерения уровня сыпучих веществ в резервуарах

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня вещества (жидкости, сыпучего вещества) в различных открытых металлических емкостях

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения уровня жидкости в различных открытых и замкнутых металлических емкостях

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для высокоточного определения уровня жидкости, находящейся в каком-либо резервуаре

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах управления технологическими процессами

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в системах управления технологическими процессами

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для высокоточного определения уровня жидкости, находящейся в какой-либо емкости. Способ заключается в том, что в сторону поверхности жидкости по нормали к ней излучают частотно-модулированные по линейному закону электромагнитные волны, принимают отраженные электромагнитные волны, затем выделяют сигнал биений на выходе смесителя между падающими и отраженными электромагнитными волнами, производят прямое непрерывное вейвлет-преобразование сигнала биений за время периода модуляции, в полученном вейвлет-спектре сигнала биений находят точки локальных экстремумов, экстраполируют их прямой линией, находят точку пересечения этой линии с осью ординат масштабных коэффициентов - a, по полученному коэффициенту с помощью функции преобразования, построенной для используемого вейвлета, определяют разностную частоту, по которой судят об уровне жидкости в емкости. Технический результат - повышение точности измерения уровня жидкости в емкостях. 4 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для контроля расположения места водонефтяного контакта между непрерывным нефтяным раствором, находящимся выше непрерывного водного раствора внутри обсадной трубы

Наверх