Кинематический способ измерения вертикальной составляющей скорости потока жидкости или газа в скважине


 


Владельцы патента RU 2572410:

Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" (RU)

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение диапазона измеряемых скоростей. Данный технический результат достигают за счет того, что в потоке создают тепловую метку с помощью генератора тепловых меток, регистрируют появление тепловой метки, прошедшей базовое расстояние X, с помощью регистратора тепловых меток. Затем измеряют время t прохождения меткой базового расстояния X, по которому определяют скорость Vn потока. При этом генератор и регистратор меток перемещают вдоль скважины со скоростью Vk, удовлетворяющей математическому соотношению |Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1. Базовое расстояние Х задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа. 1 ил.

 

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

Известен способ аналогичного назначения, заключающийся в создании в потоке тепловой метки с помощью генератора тепловых меток, регистрации меток с помощью регистратора и измерении времени пролета метками базового расстояния между генератором и регистратором меток, по которому определяют скорость потока /а.с. СССР №1194998, кл. Е21В 47/00, 1985/.

Данный способ принят за прототип предложенного способа.

Недостатком прототипа является отсутствие оптимальных режимов в работе устройства при реализации способа, что ограничивает динамический диапазон измерения скоростей как сверху, так и снизу.

Сверху динамический диапазон измерения ограничивается для данного способа конечным временем образования тепловых меток в потоке жидкости или газа, а снизу - конечным временем жизни метки в потоке.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является устранение указанного недостатка прототипа, т.е. расширение динамического диапазона измерений скоростей потоков жидкостей и газов в сторону больших и в сторону малых скоростей.

Поставленный технический результат достигают за счет того, что в известном способе измерения вертикальной составляющей скорости потока жидкости или газа в скважине, заключающемся в создании в потоке тепловой метки с помощью генератора тепловых меток, регистрации меток с помощью регистратора и измерении времени пролета метками базового расстояния между генератором и регистратором меток, по которому определяют скорость потока, измерение скорости Vn потока жидкости или газа в скважине проводят при вертикальном перемещении генератора и регистратора тепловых меток по направлению потока со скоростью Vk, задаваемой из математического соотношения

|Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1,

а базовое расстояние задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа.

Изобретение поясняется чертежом, на котором предоставлена схема устройства для реализации способа.

Устройство содержит глубинный (1) и наземный (2) приборы, соединенные через каротажный кабель (не обозначен) и разъем 3 друг с другом.

Глубинный прибор 1 включает в себя синхронизированные генератор 4 и регистратор 5 тепловых меток. В состав генератора 4 тепловых меток входит термонагревательный элемент 6 (ТНЭ 6), а в состав регистратора 5 тепловых меток - термочувствительный элемент 7 (ТЧЭ 7), расположенный на базовом расстоянии X от ТНЭ 6 вдоль скважины (не приведена). Это расстояние согласно формуле изобретения задается равным 0,01÷0,1 м.

В качестве ТНЭ 6 и ТЧЭ 7 могут использоваться две одинаковые высокоомные проволоки, например нихромовые.

Наземный прибор 2 включает в себя блок 8 управления (БУ 8) и измеритель 9 времени пролета (ИВП 9) тепловой меткой базового расстояния X.

Электрические связи между электронными блоками устройства и его наземной и глубинной частями представлены на чертеже.

Генератор 4 и регистратор 5 тепловых меток могут быть выполнены по аналогии с прототипом. Их работа может быть синхронизирована, как показано на чертеже. Управляемый вход генератора 4 через разъем 3 и каротажный кабель (не обозначен) соединен с выходом БУ 8. Вход ИВП 9 подключен к выходу регистратора 5 тепловых меток. Выход БУ 8 соединен также с запускающим входом ИВП 9.

Способ реализуется через работу устройства следующим образом.

Глубинный прибор 1 перемещают по направлению потока.

С БУ 8 на генератор 4 тепловых меток подается управляющий импульс, который разряжает накопитель электрической энергии в генераторе 4 на ТНЭ 6. Последний нагревается примерно за 10-3 с. Тепловой фронт в виде тепловой метки сносится набегающим потоком с ТНЭ 6. Тепловая метка проплывает вместе с потоком базовое расстояние X и за время Δt достигает ТЧЭ 7, включенного, например, в одно из плеч мостовой схемы регистратора 5 тепловых меток.

Одновременно с БУ 8 на ИВП 9, например частотомер - периодомер подается импульс, переводящий ИВП 9 в ждущий режим.

Появление тепловой метки на ТЧЭ 7 изменяет его сопротивление и на ИВП 9 через регистратор 5 тепловых меток направляется импульс, останавливающий работу ИВП 9, на табло которого высвечивается время t пролета меткой базового расстояния X. На генератор 4 меток направляется синхроимпульс, подготавливающий его к генерации следующей метки.

Скорость Vn потока в кинематическом способе определяется согласно ее определения как путь X, деленный на время t.

При высоких скоростях потока, например при Vn>1 м·с-1, тепловая метка за время t0 своего образования будет уширяться в своих поперечных размерах d0. Так, при d0=1 мм (на практике меньше этого значения d0 не удается получить) метка уширяется на величину d0'=Vnt0, где t0=10-3 с - время образования метки с помощью электрического импульса энергии, равное 1 мс (на практике t0 короче этого значения не удается получить).

Тогда d0' = 1 м·с-1 × 10-3 с = 10-3 м, то есть за время своего образования метка уширяется в два раза (на сто процентов).

Это приведет к снижению контрастности тепловой метки над фоном (окружающей жидкостью или газом) и дополнительным погрешностям при измерении скорости потока.

Для уменьшения скорости потока Vn относительно глубинного прибора 1 последний перемещают со скоростью Vk по потоку (каротажная скорость перемещения) таким образом, чтобы

|Vk - Vn| = 0,01-0,05 м·с-1.

В этом случае относительная величина уширения тепловой метки не превысит (1-10)%, что вполне допустимо для получения в потоке контрастной тепловой метки.

Явления тепломассопереноса в потоке жидкости или газа ограничивают нижний предел измеряемых скоростей потока и предельное значение базового расстояния X между ТНЭ 6 и ТЧЭ 7.

Базовое расстояние X регламентируется в части устройства значениями 0,01÷0,05 м для жидкостей (вода, нефть) и значениями 0,01÷0,02 м для газов (воздух, метан).

Скорость протекающих процессов тепломассопереноса в ламинарно текучей среде зависит от коэффициента температуропроводности среды. Для жидкости коэффициент температуропроводности - ν=10-6 м2·с-1, для газов - ν=10-5 м2·с-1.

Коэффициент температуропроводности задает время tn «жизни» тепловой метки в потоке. В жидкости tn=3-4 с, в газе - tn=0,5 с.

Если за время «жизни» метка не успевает пройти базовое расстояние X, то измерение скорости становится невозможным.

Исходя из времени «жизни» и максимальной относительной скорости 0,05 м·с-1 потока можно задать относительные значения базовых расстояний:

- для жидкостей Хж=0,05 м·с-1 × 1 с=0,05·10-2 м;

- для газов Хг=0,05 м·с-1 × 0,2 с=10-2 м.

Если режим течения жидкости или газа носит турбулентный характер, проводят ламинаризацию потока в районе образования тепловых меток. Это можно осуществить, например, с помощью сопла, установленного перед ТНЭ 6 (на чертеже не показан). Трансформацию величины скорости потока после прохождения им сопла определяют перед эксплуатацией сужающего устройства на метрологическом стенде.

Ориентировочное значение скорости Vn потока можно рассчитать теоретически исходя из геометрических параметров скважины и теплофизических свойств рабочих жидкости или газа, или попытаться измерить ее предварительно данным кинематическим способом, не задавая оптимального значения скорости Vk каротажа, т.е. предварительно измерив Vn с большой погрешностью.

Таким образом, реализация данного способа позволит измерять более высокие и более низкие скорости потока с помощью тепловых меток при высокой контрастности последних в потоке.

Кинематический способ измерения вертикальной составляющей скорости потока жидкости или газа в скважине, заключающийся в создании в потоке тепловой метки с помощью генератора тепловых меток, регистрации меток с помощью регистратора и измерении времени пролета метками базового расстояния между генератором и регистратором меток, по которому определяют скорость потока, отличающийся тем, что измерение скорости Vn потока жидкости или газа в скважине проводят при вертикальном перемещении генератора и регистратора тепловых меток по направлению потока со скоростью Vk, задаваемой из математического соотношения
|Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1,
а базовое расстояние задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа.



 

Похожие патенты:

Использование: изобретение относится к измерительной технике и предназначено для использования при градуировке и поверке акустических доплеровских измерителей скорости течений жидкости.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для использования при градуировке и поверке акустических доплеровских измерителей скорости течений жидкости.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в аэродинамических экспериментах, в энергетике турбинных машин при исследовании структуры потока газа в жидкости.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к анемометрическим измерениям, а также к способам изготовления анемометрического зонда. Способ изготовления анемометрического зонда для измерения вблизи стенки, включающий позиционирование и удержание прямого участка проволочки (2), содержащей металлический сердечник (20) диаметром d, составляющим от 0,35 до 0,6 мкм, окруженный защитной оболочкой (22), на двух поверхностях (61', 63').

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано в процессе измерения параметров потоков жидкостей или газов. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения скорости потока однородных или гомогенных жидкостей или газов. .

Изобретение относится к области контрольно-измерительной техники и может быть использовано при измерении скорости потока жидкости или газа. .

Изобретение относится к устройствам для измерения скорости движения потоков флюидов и может быть использовано в трубопроводном транспорте, а также при проведении геофизических и газодинамических исследований скважин.

Изобретение относится к области преобразовательной техники и предназначено для преобразования параметров газодинамических характеристик газовых и жидких потоков с фильтрацией действующих при преобразовании помех.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при измерении параметров газовых и жидких сред (скорости, давления, состава). .

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости проведения исследований при обеспечении необходимого качества результатов проводимых исследований. Установка для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает пробоотборное устройство, дозирующий цилиндр, сепарационную установку, газовый анализатор, станцию привода, расходомеры, обратный клапан, дроссельные устройства, задвижки, линии газопровода, краны, контроллер, компьютер, клапаны, датчики температуры и давления. Установка оснащена пробоотборным устройством, монтируемым на фонтанной арматуре скважины, которое отбирает часть потока продукции скважины по всей площади сечения трубопровода фонтанной арматуры и дозирующий цилиндр направляет ее на сепарационную установку, при этом не останавливая скважину и продолжая подавать продукцию скважины в газопровод. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх