Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом



Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом
Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом

 


Владельцы патента RU 2479715:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля динамического уровня жидкости для управления погружным электронасосом. Техническим результатом является обеспечение бесперебойной работы скважины. Способ включает контроль нижнего и верхнего динамических уровней для управления погружным электронасосом, осуществляемый по амплитуде суммарного звукового спектра, состоящего из звукового спектра, генерируемого погружным электронасосом, и звукового спектра перфорационных отверстий, выполненных в скважине, перешедшего из скважины в полость насосно-компрессорных труб с затуханием на интервале между нижним и верхним динамическими уровнями. 10 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля динамического уровня жидкости для управления погружным электронасосом.

Известны способы контроля динамического уровня жидкости в скважине, основанные, например, на измерении столба жидкости в скважине над погружным электронасосом манометрическим элементом, а передача информации осуществляется широтно-импульсной модуляцией высокочастотного тока измерительного генератора, установленного на поверхности путем изменения сопротивления, подключенного в цепь токоподвода [Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважине при бурении и эксплуатации. - М.: Недра, 1968. - 328 с.].

Недостаток указанного способа заключается в том, что частоту генератора регулируют и устанавливают на каждой скважине по максимальному изменению тока, в зависимости от длины кабеля и параметров сети, причем эта частота меняется в пределах от 6 до 15 кГц. Кроме того, точность измерения давления столба жидкости над электронасосом меняется от плотности, которая зависит от содержания газового фактора, а элементы телеметрической системы ненадежны и сложны по конструкции.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению и взятым за прототип является способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам.

Сущность способа заключается в том, что на насосно-компрессорных трубах размещают четыре резонатора - два на внешней поверхности и два на внутренней поверхности. Внутренние резонаторы настраивают на две разные опорные частоты - одна для контроля нижнего динамического уровня (НДУ), другая для контроля верхнего динамического уровня (ВДУ). Внешние резонаторы настраивают на те же частоты, одна из которых относится к НДУ, другая к ВДУ.

Управление погружным электронасосом для периодической откачки жидкости из скважины осуществляют по информации, получаемой от резонатора ВДУ при погружении их из жидкой среды в газовую [прототип - патент №2068495 - Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам].

Недостаток способа заключается в сложности размещения резонаторов в затрубном пространстве и во внутренней полости насосно-компрессорных труб.

Задачей изобретения является повышение оптимизации добычи и работы скважины путем контроля нижнего и верхнего динамических уровней по звуковому спектру, генерируемому перфорационными отверстиями в скважине.

Технический результат заключается в том, что способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом, подвешенным на насосно-компрессорных трубах и генерирующим спектр звуковых колебаний, отличается тем, что контроль нижнего и верхнего динамических уровней для управления погружным электронасосом осуществляют по амплитуде суммарного звукового спектра, состоящего из звукового спектра, генерируемого погружным электронасосом, и звукового спектра перфорационных отверстий, выполненных в скважине, перешедшего из скважины в полость насосно-компрессорных труб с затуханием на интервале между нижним и верхним динамическими уровнями.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе контроль динамического уровня скважины для управления погружным насосом осуществляют по суммарной амплитуде трех частот, выделенных из частотного спектра, генерируемого погружным электронасосом, и звукового спектра перфорационных отверстий, перешедшего из скважины в полость насосно-компрессорных труб с затуханием на интервале между нижним и верхним динамическими уровнями.

Таким образом, заявленное изобретение соответствует критерию «новизна».

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что частотным звуковым спектром, генерируемым погружным электронасосом, известно [патент №2068495 - Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам].

Однако неизвестно, что управлять погружным электронасосом можно импульсами разной амплитуды, сформированными электронным устройством преобразования информации из частотных спектров, генерируемых погружным электронасосом и перфорационными отверстиями, перешедших из скважины в полость насосно-компрессорных труб с учетом затухания на интервале между НДУ и ВДУ.

Таким образом, заявленное изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень».

На фиг.1 изображена схема контроля динамического уровня жидкости в скважине.

На фиг.2 изображен уровень по амплитуде звукового частотного спектра, генерируемого турбулентным потоком жидкости из перфорационных отверстий, перешедшим из скважины в полость насосно-компрессорных труб на уровне нижнего динамического уровня (НДУ).

На фиг.3 изображен уровень по амплитуде звукового частотного спектра, генерируемого погружным электронасосом, в полости насосно-компрессорных труб.

На фиг.4 изображен максимальный суммарный уровень амплитуд частотных спектров от двух источников - частотного спектра, генерируемого погружным электронасосом, и звукового частотного спектра турбулентного звука, перешедшего из скважины на уровне нижнего динамического уровня (НДУ).

На фиг.5 изображен минимальный уровень по амплитуде частотного спектра турбулентного звука на уровне ВДУ, перешедшего в полость насосно-компрессорных труб с учетом затухания на длине интервала между НДУ и ВДУ.

На фиг.6 изображен минимальный суммарный уровень амплитуд частотных спектров от двух источников - частотного спектра, генерируемого погружным электронасосом, и частотного звукового спектра турбулентного звука, перешедшего из скважины на уровне верхнего динамического уровня (ВДУ).

На фиг.7 изображены в качестве примера три информационные частоты, выделенные тремя полосовыми фильтрами, при достижении жидкости НДУ.

На фиг.8 изображен импульс для отключения погружного электронасоса.

На фиг.9 изображены в качестве примера три информационные частоты, выделенные тремя полосовыми фильтрами, при достижении жидкости ВДУ.

На фиг.10 изображен импульс для включения погружного электронасоса.

На фиг.1 показано: 1 - скважина, 2 - перфорационные отверстия, 3 - турбулентный звук, генерируемый потоком жидкости через перфорационные отверстия, 4 - турбулентный звук, распространяющийся в скважине, 5 - электроцентробежный насос, 6 - звук, генерируемый электроцентробежным насосом в полость насосно-компрессорных труб, 7 - насосно-компрессорные трубы, 8 - турбулентный звук, перешедший из скважины в полость насосно-компрессорных труб, 9 - нижний динамический уровень (НДУ), задающийся технологом, 10 - верхний динамический уровень (ВДУ), задающийся технологом, 11 - суммарный звук от двух источников - звука от электроцентробежного насоса и турбулентного, перешедшего из скважины в полость насосно-компрессорных труб, 12 - лубрикатор, 13 - гидрофон, 14 - усилитель звука, 15 - полосовой фильтр ПФ(100), например, настроенный на частоту f(1) - 100 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц, 16 - полосовой фильтр ПФ(200), например, настроенный на частоту f(2)=200 Гц с полосой пропускания Δf(2)=50 Гц, 17 - полосовой фильтр ПФ(300), например, настроенный на частоту f(3)=300 Гц с полосой пропускания Δf(3)=50 Гц, 18 - электронное устройство преобразования информации, 19 - станция управления работой электроцентробежного насоса.

На фиг.2 изображен звуковой частотный спектр турбулентного звука, например, с амплитудой А1, перешедшего из скважины в полость насосно-компрессорных труб при достижении жидкости, заданного НДУ.

На фиг.3 изображен звуковой частотный спектр, генерируемый погружным электронасосом в полость насосно-компрессорных труб, например, с амплитудой А2.

На фиг.4 изображен максимальный суммарный уровень амплитуд - частотного спектра, генерируемого погружным электронасосом с амплитудой А2, и частотного спектра турбулентного звука с амплитудой А1 при НДУ.

На фиг.5 изображен минимальный уровень турбулентного звука, например, с амплитудой A3 у ВДУ, с учетом затухания на длине интервала между НДУ и ВДУ.

На фиг.6 изображен минимальный суммарный уровень амплитуд частотных спектров у ВДУ - один от погружного электронасоса с амплитудой А2, другой турбулентного звука с амплитудой A3, перешедшего из скважины у верхнего динамического уровня (ВДУ).

На фиг.7 изображена спектрограмма с тремя информационными частотами с максимальными суммарными амплитудами при достижении жидкости НДУ (с целью надежного контроля и управления погружным электронасосом), выделенными полосовыми фильтрами - ПФ(100), например, настроенный на частоту f(1) - 100 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц, ПФ(200), например, настроенный на частоту f(2)=200 Гц с полосой пропускания Δf(2)=50 Гц, ПФ(300), например, настроенный на частоту f(3)=300 Гц с полосой пропускания Δf(3)=50 Гц.

Сигнал поступил с НДУ для формирования импульса - отключения погружного электронасоса.

На фиг.8 изображен импульс АОТКЛ=А2+А1 для отключения погружного электронасоса, сформированный электронным устройством преобразования информации и состоящий из двух амплитуд - А2, генерируемой погружным электронасосом, и А1, генерируемой турбулентным потоком при достижении НДУ.

На фиг.9 изображена спектрограмма с тремя информационными частотами с максимальными суммарными амплитудами при достижении жидкости ВДУ (с целью надежного контроля и управления погружным электронасосом), выделенными полосовыми фильтрами - ПФ(100), например, настроенный на частоту f(1) - 100 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц, ПФ(200), например, настроенный на частоту f(2)=200 Гц с полосой пропускания Δf(2)=50 Гц, ПФ(300), например, настроенный на частоту f(3)=300 Гц с полосой пропускания Δf(3)=50 Гц.

Сигнал поступил с ВДУ для формирования импульса - включения погружного электронасоса.

На фиг.10 изображен импульс АВКЛ=А2+A3 для включения погружного электронасоса, сформированный электронным устройством преобразования информации и состоящий из двух амплитуд - А2, генерируемой погружным электронасосом, и A3, генерируемой турбулентным потоком при достижении ВДУ.

Операции для выполнения способа.

Первая операция. Осуществляют спуск в скважину 1 (фиг.1) погружного электронасоса 5 (фиг.1) на насосно-компрессорных трубах 7 (фиг.1).

Вторая операция. Размещают в лубрикаторе 12 (фиг.1) гидрофон 13 (фиг.1) для передачи информации о положении динамических уровней НДУ 9 (фиг.1) и ВДУ 10 (фиг.1) на станцию управления 19 (фиг.1) погружным электронасосом 5 (фиг.1) через усилитель 14 (фиг.1), полосовой фильтр ПФ(100) 15 (фиг.1), настроенный на частоту f=100 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц (фиг.7 и фиг.8), полосовой фильтр ПФ(200) 16 (фиг.1), настроенный на частоту f=200 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц (фиг.7 и фиг.8), полосовой фильтр ПФ(300) 17 (фиг.1), настроенный на частоту f=300 Гц с полосой пропускания Δf(1)=50 Гц (фиг.7 и фиг.8), электронное устройство преобразования информации 18 (фиг.1), в котором происходит усреднение амплитуд по трем частотам (увеличивается надежность приема информации, в случае исчезновения одной или двух частот, связанного с затуханием частот в жидкости) с формированием импульса для включения и выключения погружного электронасоса.

Третья операция. Осуществляют прием гидрофоном 13 (фиг.1), размещенным в лубрикаторе 12 (фиг.1), двух частотных спектров с амплитудами А2 и А1 (фиг.4), один из которых генерируется погружным электронасосом 5 (фиг.1) с амплитудой А2 (фиг.3), другой генерируется турбулентным потоком 3 (фиг.1), перешедшим 8 (фиг.1) в полость насосно-компрессорных труб 7 (фиг.1) с амплитудой А1 (фиг.2).

Четвертая операция. Осуществляется формирование трех частотных полос Δf(1)=50 Гц (фиг.7), Δf(2)=50 Гц (фиг.7), Δf(3)=50 Гц (фиг.7) полосовыми фильтрами - ПФ(100) 15 (фиг.1), настроенным на частоту f=100, ПФ(200) 16 (фиг.1), настроенным на частоту f=200 Гц, ПФ(300) 17 (фиг.1), настроенным на частоту f=300 Гц, для создания импульса отключения АОТКЛ=А2+А1 погружного электронасоса, сформированного электронным устройством преобразования информации и состоящего из двух амплитуд - А2, генерируемой погружным электронасосом, и А1, генерируемой турбулентным потоком при достижении НДУ.

Пятая операция. Осуществляется формирование трех частотных полос Δf(1)=50 Гц (фиг.9), Δf(2)=50 Гц (фиг.9), Δf(3)=50 Гц (фиг.9) полосовыми фильтрами - ПФ(100) 15 (фиг.1), настроенным на частоту f=100, ПФ(200) 16 (фиг.1), настроенным на частоту f=200 Гц, ПФ(300) 17 (фиг.1), настроенным на частоту f=300 Гц, для создания импульса включения АВКЛ=А2+A3 погружного электронасоса, сформированного электронным устройством преобразования информации и состоящего из двух амплитуд - А2, генерируемой погружным электронасосом, и A3, генерируемой турбулентным потоком при достижении ВДУ.

Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом, подвешенным на насосно-компрессорных трубах и генерируемым спектр звуковых колебаний, отличающийся тем, что контроль нижнего и верхнего динамических уровней для управления погружным электронасосом осуществляют по амплитуде суммарного звукового спектра, состоящего из звукового спектра, генерируемым погружным электронасосом, и звукового спектра перфорационных отверстий, выполненных в скважине, перешедшим из скважины в полость насосно-компрессорных труб с затуханием на интервале между нижним и верхним динамическими уровнями.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройству и способу автоматического обнаружения и разрушения газовых пробок в электрической погружной насосной установке без необходимости прекращения работы ЭПН.

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя.

Изобретение относится к области оптимизации добычи углеводородов из продуктивного резервуара в виде многослойных пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов трещинно-порового типа с аномально высокой гидропроводностью системы трещин.

Изобретение относится к способам мониторинга параметров добычи нефтяных и газовых скважин, в частности к измерительным устройствам, имеющим источники гамма-излучения.

Изобретение относится к области промыслово-геофизического исследования скважин и может быть использовано как телеметрическая система с электромагнитным каналом связи по породе для передачи технологической информации о забойных параметрах бурения, например, от инклинометра.

Изобретение относится к способам гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) и станциями управления с частотными преобразователями, и может быть использовано для выбора оптимального режима эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин, в частности осуществления контроля искривления ствола скважины.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на кабеле и проволоке.

Изобретение относится к устройствам (лубрикаторам), обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле
Наверх