RU150243U1 - Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах - Google Patents
Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU150243U1 RU150243U1 RU2014135098/03U RU2014135098U RU150243U1 RU 150243 U1 RU150243 U1 RU 150243U1 RU 2014135098/03 U RU2014135098/03 U RU 2014135098/03U RU 2014135098 U RU2014135098 U RU 2014135098U RU 150243 U1 RU150243 U1 RU 150243U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- medium
- tubing
- moisture content
- code
- casing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах, состоящий из четырех изолированных друг от друга электродов, установленных на изоляционном основании и образующих с НКТ или обсадной колонной внутренние и внешние обкладки конденсаторов, отличающийся тем, что внутренние обкладки конденсаторов (изолированные электроды) подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код, а соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов (внутренняя поверхность НКТ или обсадная колонна) - к общему проводу схемы, при этом выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код связаны с контроллером, в котором эти результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Description
Полезная модель относится к исследованию нефтяных скважин, в частности к устройствам для определения процентного содержания воды в водонефтяной смеси и скорости перемещения среды в стволе скважины.
Известен влагомер, выполненный в виде проточного конденсатора, одной обкладкой которого служит центральный изолированный стержень, а второй - корпус измерительного канала, причем исследуемый поток жидкости направляют с помощью пакерующего устройства (Лукьянов Е.П., Габдуллин Т.Г., Свинцов А.Г., Кочетов Б.П., Слесарев А.П., Арзамасцев Ф.Г. «Глубинный влагомер». Авт. св. СССР №201737 кл. G01k 19/04).
Основными недостатками этих влагомеров является нарушение динамики потока и, следовательно, большие погрешности, зависящие от этого фактора, а также сложность обеспечения абсолютной пакеровки.
В качестве прототипа принят скважинный влагомер, содержащий центратор и измерительный генератор с емкостным датчиком в колебательном контуре, выполненным в виде двух расположенных друг над другом изолированных электродов, образующих с обсадной колонной две последовательно соединенные емкости, снабжен дополнительным емкостным датчиком с идентичными с основным датчиком геометрическими и электрическими характеристиками, расположенным на некотором расстоянии, например, 25 мм, по вертикали от основного датчика, дополнительный емкостной датчик включен в контур дополнительного измерительного генератора. Выходные сигналы основного и дополнительного измерительных генераторов поданы на вход смесителя частотных сигналов для выделения разностной частоты (Алаева Н.Н., Габдуллин Т.Г., Томус Ю.Б. «Скважинный влагомер». Патент РФ №76973 кл. E21B 47/00).
Недостатком данного устройства является аппаратурная избыточность и, как следствие, сложность практической реализации.
Целью полезной модели является упрощение схемотехнической реализации с одновременным повышением точности и расширением функциональных возможностей с использованием алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Поставленная цель достигается тем, что внутренние обкладки конденсаторов (изолированные электроды), установленные на изоляционном основании и образующие с насосно-компрессорными трубами (НКТ) или обсадной колонной внутренние и внешние обкладки конденсаторов подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код, а соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов (внутренняя поверхность НКТ или обсадная колонна) - к общему проводу схемы, при этом выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код связаны с контроллером, в котором эти результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Предлагаемое техническое решение поясняется чертежом.
На фигуре изображена функциональная схема комплекса для определения процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины с помощью алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Комплекс содержит скважинный прибор 2, состоящий из четырех изолированных друг от друга электродов 3, установленных на изоляционном основании 4 и образующих с НКТ или обсадной колонной 1 внутренние и внешние обкладки конденсаторов. Изолированные электроды (внутренние обкладки конденсаторов) 3 подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6, а НКТ или обсадная колонна 1 (соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов) подключена к общему выводу схемы (земля). Выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6 связаны с контроллером 7, в котором результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Комплекс работает следующим образом.
После спуска скважинного прибора 2 в обсадную колонну 1 в зону продуктивных пластов, он протягивается в интервалах перфорации обсадной колонны 1 скважины для измерения либо непрерывно, либо по точкам остановки скважинного прибора 2. Если эмульсия, поступающая в скважину содержит в своем составе, например, воду, это повлечет изменение выходного сигнала скважинного прибора, который представляет собой результат сравнения состава потоков эмульсии, контролируемых отдельными конденсаторами (изолированными электродами 3 и НКТ или обсадной колонной 1). Выходной сигнал скважинного прибора 2 поступает на вход специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6 для преобразования его в цифровой код. Цифровой код поступает на вход контроллера 7, в котором результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины используются в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Алгоритмы получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды основаны на вычислении взаимной корреляционной функции двух случайных напряжений U1(t) с выхода CDC1 и U2(t) с выхода CDC2, которая приближенно может быть определена по формуле
Т.е. вычисление R(τ) сводится к умножению двух отсчетов функций U1 и U2, смещенных по времени на τ, во всех N точках промежутка времени nT (n - текущий номер точки, T=const - промежуток времени между двумя соседними произведениями), суммированием N произведений и делением суммы на N. Вычисление R(τ) производится при различных τ с поиском R(τ)=R(τ)max. Полученное при этом τmax - искомая величина. Скорость движения среды определяется формулой
где l - расстояние между датчиками, τmax - соответствует R(τ)max.
Значения U1 и U2 - определяют влагосодержание среды.
Емкость конденсатора определяется по следующей формуле:
где ε0=8,85×10-12 Ф/м - электрическая постоянная;
εx - относительная диэлектрическая проницаемость вещества, заполняющего межэлектродное пространство (εX=2,2 для нефти, εX=81 - воды, εX=1 - воздуха) определяется напряжениями U1(t) и U2(t) с выходов CDC1 и CDC2;
H - высота изолированных электродов 3;
d1, d2 - соответственно наружный диаметр электрода и внутренний диаметр НКТ или обсадной колонны 1.
В зависимости от процентного содержания воды и нефти емкость будет изменяться.
Протяжку скважинного прибора 2 повторяют несколько раз и с остановками на некоторое время на участках, где обнаруживается достаточно высокая разница сигналов.
Данное техническое решение обеспечивает высокую чувствительность скважинного прибора и, следовательно, высокую надежность определения места поступления воды в скважину, т.к. измерение производится путем сравнения содержания воды в отдельных участках потока эмульсии. Также наряду с повышением чувствительности происходит автоматическая компенсация погрешностей, связанных с температурными изменениями параметров датчиков, а также с изменениями структуры потока водонефтяной смеси.
Применение преобразователей емкости в код обеспечивает такие преимущества, как высокая разрешающая способность, высокая степень интеграции, высокая надежность, точность, линейность, простота практической реализации и значительное снижение себестоимости разрабатываемого комплекса.
Кроме того использованием алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды обеспечивается требуемая точность и скорость получения результатов измерений необходимые для практического применения.
Claims (1)
- Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах, состоящий из четырех изолированных друг от друга электродов, установленных на изоляционном основании и образующих с НКТ или обсадной колонной внутренние и внешние обкладки конденсаторов, отличающийся тем, что внутренние обкладки конденсаторов (изолированные электроды) подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код, а соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов (внутренняя поверхность НКТ или обсадная колонна) - к общему проводу схемы, при этом выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код связаны с контроллером, в котором эти результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014135098/03U RU150243U1 (ru) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014135098/03U RU150243U1 (ru) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU150243U1 true RU150243U1 (ru) | 2015-02-10 |
Family
ID=53292733
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014135098/03U RU150243U1 (ru) | 2014-08-27 | 2014-08-27 | Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU150243U1 (ru) |
-
2014
- 2014-08-27 RU RU2014135098/03U patent/RU150243U1/ru active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7639016B2 (en) | Downhole multi-phase flow imager | |
CN104863581A (zh) | 用于水平井动态全水值测量的周向电导探针传感器及系统 | |
CN110568030B (zh) | 一种同轴式电容阻抗一体化传感器及其电路系统 | |
CN105259592B (zh) | 高精度零长弹簧温漂及长期蠕变的检测仪 | |
NO20161755A1 (en) | Wellbore fluid discrimination using impedance spectra characteristics | |
CN108252706A (zh) | 一种油井低产液高含水油水两相流流量测量方法 | |
CN102562026B (zh) | 一种煤层气井产气、产水剖面测试方法及仪器 | |
RU150243U1 (ru) | Комплекс для контроля влагосодержания и скорости перемещения среды в действующих нефтяных скважинах | |
CN102720483A (zh) | 一种测量油井液面的新方法 | |
CN108798656B (zh) | 一种基于随钻测井仪器实现电阻率测量的方法及装置 | |
CN112362121B (zh) | 一种基于热学法的水平井油水两相流流量的测量方法 | |
CN105569653B (zh) | 直井井下湿蒸汽流量干度测量装置及方法 | |
US20130261996A1 (en) | Self Calibrating Capacitive Fuel Sensor | |
RU2190209C1 (ru) | Устройство для измерения теплопроводности и объемной теплоемкости пластов в скважине | |
CN110376399A (zh) | 颗粒流动参数的测量系统及测量方法 | |
CN205103422U (zh) | 一种高精度零长弹簧温漂及长期蠕变的检测装置 | |
RU2568662C2 (ru) | Способ определения содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины и устройство для его осуществления | |
CN204371329U (zh) | 一种直井井下湿蒸汽流量干度测量装置 | |
RU2261992C2 (ru) | Скважинный индукционный резистивиметр | |
RU76973U1 (ru) | Скважинный влагомер | |
Roy et al. | Low cost non contact capacitive gauge glass level transmitter suitable for remote measurement & control | |
FR2193929A1 (en) | Moisture probe - for oil wells consisting of tubular capacitor in oscillator circuit | |
Alaeva et al. | On the Issue of Continuous Monitoring of Oil Well Production Parameters | |
GB2265009A (en) | Flow measurement in medium of non-uniform electrical resistance | |
RU2352964C1 (ru) | Способ электрического каротажа обсаженной скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD9K | Change of name of utility model owner | ||
QB9K | Licence granted or registered (utility model) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20181031 Effective date: 20181031 |