RU2447280C1 - Method to detect fluid level in oil well - Google Patents
Method to detect fluid level in oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447280C1 RU2447280C1 RU2010134524/03A RU2010134524A RU2447280C1 RU 2447280 C1 RU2447280 C1 RU 2447280C1 RU 2010134524/03 A RU2010134524/03 A RU 2010134524/03A RU 2010134524 A RU2010134524 A RU 2010134524A RU 2447280 C1 RU2447280 C1 RU 2447280C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- time
- signal
- wellhead
- sound
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
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.The invention relates to the assessment of the liquid level in oil wells and can be used to determine and control the static and dynamic level of the well liquid, for example, in an oil well.
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.Widely known methods for determining the level of fluid in the well by generating an acoustic pulse at the wellhead, measuring the reflection time of this signal and determining the average speed of sound in the well. Assessing the liquid level based on the measured time of arrival of the echo signal requires determining the speed of sound in the oil gas. However, at the present stage of development of echometry, determining the speed of sound in the annular gas presents certain difficulties.
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.A known method for determining the level of fluid in the well [1], including generating an acoustic pulse at the wellhead, converting the reflected acoustic signals into electrical ones, amplifying them, filtering and recording on a recording device, determining the fluid level by the product of the time it takes for the sound to travel from the wellhead to the fluid level, measured by the graph of the acoustic signal, by the speed of sound, taken from tabular data depending on the pressure and properties of the gas in the annulus, and by dividing this product by two, and further determination of the square root of the signal amplitude after filtering it, followed by recording on a recording device.
Недостатком данного способа является невысокая точность диагностики состояния межтрубного пространства, что неизбежно приводит к погрешности в определении уровня жидкости в скважине.The disadvantage of this method is the low accuracy of diagnosis of the state of the annular space, which inevitably leads to errors in determining the level of fluid in the well.
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.A known method of determining the liquid level in the annulus of oil producing wells [2], including the generation of a pulsed acoustic signal at the wellhead in the annulus, receiving the acoustic echo reflected from the liquid and converting it into an electrical signal s (t), determining the sound propagation time from the wellhead wells to the liquid level, determination of the liquid level by the product of the time it takes for the sound to travel from the wellhead to the liquid level by the known speed of sound in the oil gas of the well us and dividing this product by two.
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.The disadvantage of this method is the low accuracy of diagnosis of the state of the annular space, due to the fact that this method does not take into account the heterogeneity of the gas in the annular space and the change in the speed of sound along the wellbore, which leads to an error in determining the fluid level.
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).Known methods for determining the liquid level according to the results of diagnostics of the annular space of oil wells, in particular [3], based on the measurement of the speed of sound in the annular gas, which use benchmarks, which are used as the coupling of the tubing (hereinafter, tubing).
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.Field estimation of sound velocity from tubing couplings increases the accuracy of measuring the liquid level, however, this approach requires compliance with a certain technology for measuring and processing the results of these measurements on a set of wells.
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.The closest in technical essence and the achieved result is a method for diagnosing the state of the annular space of oil producing wells [4], including the formation of a pulsed acoustic signal at the wellhead in the annulus, receiving a probe pulsed acoustic signal and its reflections from all the heterogeneities of the annulus in the form of an echo s (t), the conversion of this echo, detecting the presence of abnormal heterogeneities and their position in relation to a known position regular inhomogeneities along the wellbore, determining the speed of sound in the annulus gas, and diagnosing the state of the annulus is carried out taking into account the liquid level in the well, the position of sections with increased and reduced acoustic density of the gas, changes in the distribution of sound velocity and the position of abnormal spatial inhomogeneities.
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%.The specified method involves the calculation of the speed of sound as a ratio of the length of the tubing and the difference in the reflection time of the probe signal from neighboring couplings of the tubing. Because of this, metrologically, this method is not accurate enough, so, the calculation error for this method is about 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,The objective of the present invention is to provide a method for determining the liquid level in an oil well based on the results of diagnostics of the annular space condition using a method for determining the sound velocity based on measuring the average length of the tubing and the repetition rate of reflections from the tubing couplings, with the construction of a graphical image of the spectrogram in the form of a three-dimensional surface ,
Технический результат - повышение точности определения уровня жидкости в скважине за счет повышения достоверности диагностики состояния межтрубного пространства.The technical result is to increase the accuracy of determining the liquid level in the well by increasing the reliability of the diagnosis of the state of the annular space.
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 формулойThe problem is solved in that in the known method, including the formation of a pulsed acoustic signal at the wellhead in the annulus, receiving an acoustic echo signal reflected from the liquid and converting it into an electric signal s (t), determining the acoustic signal propagation time from the wellhead to the fluid level , the position of areas with increased and reduced acoustic density of the gas, changes in the distribution of sound velocity and the position of abnormal spatial heterogeneities the liquid level depending on the values of the speed of sound in the sections of the wells and the transit time of the acoustic signal from the wellhead to the level of the liquid, the electrical signal s (t) is subjected to analog-to-digital conversion, and the digitized signal is subjected to Fourier transform at each current section of the echogram in accordance with the formula
где s(τ) - эхограмма, f - частота, Гц;where s (τ) is the echogram, f is the frequency, Hz;
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 fm(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 формулеw (τ) is the window function that determines the current portion of the echogram at time τ, a graphic image of the spectrogram S (f, t) is constructed in the form of a three-dimensional surface, on which the location of regular and non-standard heterogeneities of the annulus is determined, the frequency values f m ( t) at which the spectrum modulus has a maximum value at a given temporal position of the echogram section, determine the dependence of the speed of sound on time v (t) taking into account the distance between adjacent regular inhomogeneities at nnom temporal position sonogram plot of formula
где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;where r (t) is the distance between adjacent regular heterogeneities at a given temporary position of the echogram section, m;
а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости в соответствии с выражениемand the fluid level in the well is determined by discrete integration of the function of the speed of sound in the interval from the wellhead to the fluid level in accordance with the expression
где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;where T is the time interval between the sending of the probe pulse and the reception of the signal reflected from the liquid level, s;
v(t) - зависимость скорости звука от времени.v (t) is the dependence of the speed of sound on time.
Целесообразно графическое представление спектра выполнять в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.It is advisable to graphically represent the spectrum in the form of a two-dimensional graph whose axes correspond to the values of the frequency f and the measurement time of the instantaneous spectrum τ.
Предпочтительно значение модуля спектра отображать насыщенностью одного определенного цвета.Preferably, the value of the spectrum modulus is displayed by the saturation of one particular color.
Рационально отображать значение модуля спектра на двумерном графике различными цветами видимого спектра.It is rational to display the value of the spectrum modulus on a two-dimensional graph in different colors of the visible spectrum.
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.Significant differences of the claimed invention is that the echogram s (t) obtained after analog-to-digital conversion of the acoustic echo signal is subjected to Fourier transform using the window function w (t), then the frequency values are determined at which the spectrum modulus has a maximum value at a given position plot of the echogram, and the speed of sound, taking into account the distance between adjacent regular heterogeneities at a given temporary position of the plot of the echogram, and then analyze the compliance of the obtained about the profile of the speed of sound versus time and the three-dimensional surface of the spectrogram.
Анализом может заниматься специально обученный интерпретатор.Analysis can be carried out by a specially trained interpreter.
Указанные существенные отличия позволяют повысить точность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.These significant differences can improve the accuracy of diagnosis of the state of the annular space, which improves the accuracy of determining the level of fluid in the well.
На фиг.1 приведен пример с эхосигналом, полученным в реальных условиях на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области).Figure 1 shows an example with an echo signal obtained in real conditions at well 0913 (bush 035) of the Sovetskoye field (Strezhevoy, Tomsk Region).
На фиг.2 изображено окно Ханна w(t) шириной 1 с.Figure 2 shows a Hannah window w (t) with a width of 1 s.
На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.Figure 3 shows the modulus of the instant spectrum at time t = 0.
На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0.Figure 4 presents a graph of the function S (f, t) at time t = 0.
На фиг.5 представлен график зависимости fm от времени.Figure 5 presents a graph of the dependence of f m on time.
На фиг.6 приведен график зависимости скорости звука v(t) от времени.Figure 6 shows a graph of the speed of sound v (t) versus time.
На фиг.7 представлен пример спектрограммы, на которой скорость звука постоянна по всему телу скважины.Figure 7 presents an example of a spectrogram in which the speed of sound is constant throughout the body of the well.
На фиг.8 приведен пример спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора.Figure 8 shows an example of spectrograms requiring analysis by the interpreter.
На фиг.9 приведен пример, в котором скорость звука не определяется от устья до середины скважины.Figure 9 shows an example in which the speed of sound is not determined from the wellhead to the middle of the well.
На фиг.10 схематически представлена структурная схема для реализации способа.Figure 10 schematically presents a structural diagram for implementing the method.
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.A method for diagnosing the state of annular space to determine the level of fluid in an oil well can be implemented using the device for implementing it shown in Fig. 10.
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.The device comprises a
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.An analog-to-digital converter 2 (ADC) 2 is connected to the output of the
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.The device also contains a long-term memory device (DZU) 6, which stores the coefficients of the weight window, the output of which is connected to the
Долговременное запоминающее устройство 6 может быть реализовано на микросхеме SRM 20100 LMT.Long-
Блок быстрого преобразования Фурье 7 может быть реализован на сигнальном процессоре ADSP 2105.The fast Fourier
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.The
Эхограмму s(τ), полученную после аналого-цифрового преобразования АЦП 2 акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье блоком 7 БПФ с использованием оконной функции w(τ):The echogram s (τ) obtained after analog-to-digital conversion of the
затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы (МУ):then determine the frequency values at which the spectrum modulus has a maximum value for a given position of the section of the echogram (MU):
Значения fm(t) записываются в ОЗУ 2.The values of f m (t) are recorded in
Затем определяют с помощью персонального компьютера скорость звука по формуле:Then determine using a personal computer the speed of sound by the formula:
где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.where r (t) is the distance between adjacent regular heterogeneities at a given temporary position of the echogram section.
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 жидкостиNext, they analyze the correspondence of the obtained profile of the dependence of the speed of sound on time and the three-dimensional surface of the spectrogram. For a more accurate analysis, a specially trained interpreter may be involved. In this case, it is advisable to display the value of the spectrum function on a two-dimensional graph along the axes of which the values of the frequency f and the measurement time of the instantaneous spectrum τ are plotted, and the value of the spectrum function is displayed in one way or another, for example, by points of the corresponding size or shape. It is rational for the convenience of analyzing the spectrogram to display the value of the spectrum function with the saturation of one particular color. Since the human eye is particularly sensitive to changes in color gamut, in the most preferred embodiment, for the convenience of analyzing the spectrogram, the value of the spectrum function is displayed on a two-dimensional graph in different colors of the spectrum. A typical example of such a spectrogram is shown in Fig. 7, from which it follows that the speed of sound is constant throughout the body of the well and is 357 m / s. As a rule, in this case, the sound velocity profile obtained by formula (3) corresponds to the sound velocity profile observed by the interpreter on the spectrogram, and to determine the fluid level in the well, discrete integration of the sound velocity function in the interval from the wellhead to the fluid level is performed
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.In the event that the sound velocity profile calculated by formula (3) does not, according to the interpreter, correspond to the profile observed on the spectrogram, as well as if the determination of the sound velocity profile by formula (3) is difficult due to the absence of an explicit expressed maximum values of the spectrum modulus, determined by the formula (4), the responsibility for choosing the sound velocity profile lies with the interpreter. In this case, the interpreter puts on the spectrogram field with a special marker points in those places where, in his opinion, the sound velocity profile passes. These points are automatically connected programmatically. Further discrete integration is carried out according to a formula similar to (2), with the difference that it is carried out not at points corresponding to regular heterogeneities, but at marker points plotted by the interpreter on the spectrogram field.
Реализация заявляемого способа может быть проиллюстрирована следующим конкретным примером его использования.The implementation of the proposed method can be illustrated by the following specific example of its use.
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).As an example of the implementation of this method, the following is an analysis of the echo received at well 0913 (bush 035) of the Sovetskoye field (Strezhevoy, Tomsk Region) (see figure 1).
Для преобразования Фурье этого эхосигнала в качестве оконной функции использовалась функция Ханна, приведенная на фиг.2.For the Fourier transform of this echo signal, the Hann function shown in FIG. 2 was used as a window function.
Мгновенный спектр получали путем преобразования Фурье участков эхосигнала, попадающих в окно w(t):The instantaneous spectrum was obtained by the Fourier transform of the sections of the echo signal falling into the window 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.The variable t was changed with a signal sampling period of 0.001 s. Thus, 7000 functions S (f, t) are obtained (the range of window movement w (t) with a width of 1 s is 0 ... 7 s). Figure 3 shows the modulus of the instant spectrum at time 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.Since the variable t changed with a signal sampling period of 0.001 s, for various instants of time t, it was necessary to analyze 7000 such instantaneous spectra.
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.Further, for a given instantaneous spectrum, according to formula (4), the frequency values were found for which the spectrum modulus had the maximum value. Moreover, the range of permissible frequencies was set based on the expected values of the speed of sound in an oil well and amounted to 10 ... 25 Hz.
Впоследствии определялись значения частоты, для которых модуль спектра S(f,t) имеет максимальное значение в допустимом диапазоне частот.Subsequently, the frequency values were determined for which the spectrum modulus S (f, t) has a maximum value in the allowable frequency range.
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 fm=22.75 Гц. Таким способом, в результате анализа 7000 зависимостей мгновенного модуля спектра было получено 7000 значений fm, соответствующих различным моментам времени. В результате была получена зависимость fm от времени, представленная на фиг.5.Figure 4 presents a graph of the function S (f, t) at time t = 0 in the specified range. From figure 4 it is seen that at the time t = 0 f m = 22.75 Hz. In this way, as a result of the analysis of 7000 dependences of the instantaneous spectrum modulus, 7000 values of f m corresponding to different time instants were obtained. As a result, the dependence of f m on time was obtained, which is shown in FIG. 5.
Далее определялась зависимость скорости звука v(t) (фиг.6) от времени:Next, the dependence of the speed of sound v (t) (Fig.6) on time was determined:
v(t)=2fm(t)r(t),v (t) = 2f m (t) r (t),
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 жидкостиwhere r (t) is the distance between adjacent regular inhomogeneities at a given temporary position of the
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.where N is the number of regular inhomogeneities located above the liquid level, T is the time interval between sending a probe pulse and receiving a signal reflected from the liquid level. An analysis of the correspondence of the obtained sound velocity profile to the spectrogram performed by the interpreter gave a positive result and thereby showed the possibility of determining the liquid level L in the well by discrete integration of the sound velocity function in the interval from the wellhead to the liquid level using formula (2). The value of the time interval between the sending of the probe pulse and the reception of the signal T reflected from the liquid level was determined from FIG. 1 and amounted to T = 6.28 s.
Вычисление уровня жидкости в рассматриваемой скважине по формуле (3) дало результат L=1 114.70 м.The calculation of the fluid level in the considered well by the formula (3) gave the result L = 1 114.70 m.
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.As examples of spectrograms requiring analysis by the interpreter, the spectrograms are shown in Figs. 8 and 9. In this case, in Fig. 8, the line at the level of 430 m / s is constant and its intensity does not decrease. This seems implausible, since the signal from the couplings should fade over time. You may notice that at 350 m / s there is a weak sound velocity signal. In this case, the interpreter will mark with a marker several points stitching the velocity profiles of 430 m / s and 350 m / s into one profile. In Fig.9, the speed of sound (343 m / s) is determined only from the wellhead to the middle of the well. Obviously, after the column transition, an acoustic filter was created and there was no signal from the couplings. In this case, the interpreter made an assumption that in this well the speed of sound is constant and equal to 343 m / s.
Относительная погрешность измерения глубины способа-прототипа может быть представлена в соответствии с [5, С.191].The relative error of measuring the depth of the prototype method can be represented in accordance with [5, C.191].
где Δv - абсолютная погрешность измерения скорости, ΔT - абсолютная погрешность измерения времени от зондирующего до отраженного импульса. Последняя величина равна времени дискретизации эхосигнала.where Δv is the absolute error of the velocity measurement, ΔT is the absolute error of the measurement of time from the probe to the reflected pulse. The last value is equal to the echo sampling time.
Метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ, определяется выражениемThe method of determining the speed of sound, based on measuring the average length of the tubing and the average time interval between reflections from the tubing couplings, is determined by the expression
где L - средняя длина НКТ, TL - среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ. При этом абсолютная погрешность измерения скорости [5]where L is the average length of the tubing, T L is the average time interval between reflections from the tubing couplings. Moreover, the absolute error of speed measurement [5]
где ΔL - абсолютная погрешность определения средней длины НКТ.where ΔL is the absolute error in determining the average length of the tubing.
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.Based on the foregoing, the relative error of the prototype method, assuming that the error in determining the average length of the tubing is 0.01 m, the average length of the tubing is 9 m, the average time interval between reflections from the tubing couplings is 0.055 s, the echo signal sampling time is 0.001 s, the speed of sound equal to 330 m / s, the time from the probe to the reflected pulse is 5 s, it turns out equal to 0.97%. This means that the value of the liquid level, for example, 1650 m is determined with an absolute error of 15.95 m.
В заявляемом способе, основанном на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, скорость звука определяется выражениемIn the inventive method, based on measuring the average length of the tubing and the repetition rate of the reflections from the tubing couplings, the speed of sound is determined by the expression
v=2 Lf,v = 2 Lf,
где f - частота следования отражений от муфт НКТ, L - средняя длина НКТ. Тогда абсолютная погрешность измерения скорости [5]where f is the frequency of the reflections from the tubing couplings, L is the average length of the tubing. Then the absolute error of the velocity measurement [5]
Δv=2(ΔLf+ΔfL),Δv = 2 (ΔLf + ΔfL),
где Δf - абсолютная погрешность определения частоты следования отражений от муфт НКТ.where Δf is the absolute error in determining the repetition rate of reflections from tubing couplings.
Частота гармоники вычисляется по формулеThe harmonic frequency is calculated by the formula
где n - номер отсчета частоты, Тинт - продолжительность временного интервала частотного анализа сигнала. Абсолютная погрешность определения частоты [5]where n is the number of the frequency reference, T int is the duration of the time interval of the frequency analysis of the signal. Absolute error in determining the frequency [5]
Временной интервал частотного анализа сигнала можно увеличивать до тех пор, когда величиной Δf можно будет пренебречь. На практике Тинт искусственно увеличивают, добавляя к измеренной реализации нули [6, С.65]. В практически используемых системах измерения Тинт делают в 2-5 раз шире исходной области определения эхосигнала. Таким образом, рассматривая достижение максимальной точности измерений, величину Δf можно положить равной 0. ТогдаThe time interval of the frequency analysis of the signal can be increased until the Δf value can be neglected. In practice, T int is artificially increased by adding zeros to the measured realization [6, P.65]. In practically used systems, measurements of T int are made 2-5 times wider than the initial region of echo signal determination. Thus, considering the achievement of maximum measurement accuracy, Δf can be set equal to 0. Then
Δv=2ΔLf.Δv = 2ΔLf.
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.The relative error of the proposed method with the same initial values as in the prototype method, given the fact that the repetition rate from the tubing couplings is 17.86 Hz, is equal to 0.064%. This means that the value of the liquid level of 1650 m is determined in the inventive method with an absolute error of 1.06 m.
Заявляемый способ позволяет существенно повысить достоверность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.The inventive method can significantly increase the reliability of the diagnosis of the state of the annular space, which improves the accuracy of determining the level of fluid in the well.
ЛитератураLiterature
1. Патент РФ №2095564, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/00, опубл. 10.11.1997 г.1. RF patent No. 2095564,
2. Патент РФ №2297532, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/296, опубл. 20.04.2007 г.2. RF patent No. 2297532,
3. Налимов Г.П., Гаусс П.О. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин. - М. Нефтяное хозяйство, 2004, №4, С.78.3. Nalimov G.P., Gauss P.O. Equipment and technology for monitoring fluid levels for well research. - M. Oil industry, 2004, No. 4, P.78.
4. Патент RU №2199005, опубл. 20.02.2007.4. Patent RU No. 2199005, publ. 02/20/2007.
5. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М.: Наука, 1980. - 976 с.5. Bronstein I.N., Semendyaev K.A. Handbook of mathematics for engineers and students of technical schools. - M .: Nauka, 1980 .-- 976 p.
6. Марпл-мл. СЛ. Цифровой спектральный анализ и его приложения. - М.: Мир, 1990. - 584 с.6. Marple ml. SL Digital spectral analysis and its applications. - M .: Mir, 1990 .-- 584 p.
Claims (4)
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 fm(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)=2fm(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.1. The method of determining the liquid level in an oil well, including the formation of a pulsed acoustic signal at the wellhead in the annulus, receiving an acoustic echo signal reflected from the liquid and converting it into an electrical signal s (t), determining the transit time of the acoustic signal from the wellhead to the liquid level , the positions of areas with increased and reduced acoustic density of the gas, changes in the distribution of the speed of sound and the position of abnormal spatial inhomogeneities, the liquid level depending on the values of the speed of sound in the sections of the wells and the transit time of the acoustic signal from the wellhead to the level of the liquid, characterized in that the electrical signal s (t) is subjected to analog-to-digital conversion, and the digitized signal is subjected to Fourier transform at each current section echograms in accordance with the formula
where s (τ) is the echogram;
f is the frequency, Hz;
w (τ) is the window function that determines the current portion of the echogram at time τ;
construct a graphical image of the spectrogram S (f, t) in the form of a three-dimensional surface, on which the location of regular and non-standard heterogeneities of the annulus is determined, frequency values f m (t) are determined at which the spectrum modulus has the maximum value for a given temporary position of the echogram section, determine the dependence of the speed of sound on time v (t) taking into account the distance between adjacent regular heterogeneities at a given temporary position of the echogram section using the formula
v (t) = 2f m (t) r (t),
where r (t) is the distance between adjacent regular heterogeneities at a given temporary position of the echogram section, m;
and the fluid level in the well is determined by discrete integration of the sound velocity function in the interval from the wellhead to the fluid level:
where T is the time interval between the sending of the probe pulse and the reception of the signal reflected from the liquid level, s;
v (t) is the dependence of the speed of sound on time, m / s.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134524/03A RU2447280C1 (en) | 2010-08-19 | 2010-08-19 | Method to detect fluid level in oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134524/03A RU2447280C1 (en) | 2010-08-19 | 2010-08-19 | Method to detect fluid level in oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010134524A RU2010134524A (en) | 2012-02-27 |
| RU2447280C1 true RU2447280C1 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=45851666
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010134524/03A RU2447280C1 (en) | 2010-08-19 | 2010-08-19 | Method to detect fluid level in oil well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2447280C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494248C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil |
| CN104895556A (en) * | 2015-05-15 | 2015-09-09 | 渤海大学 | Oil well working fluid level remote monitoring method and system |
| RU2562628C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of liquid dynamic level determination in well |
| RU2571321C1 (en) * | 2014-08-21 | 2015-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Оренбургский государственный университет" | Method of determination of dynamic level in annulus of water cut gas well |
| RU2704082C2 (en) * | 2018-01-18 | 2019-10-23 | АО "Автограф" | Method for determination of liquid level in inter-tube space of well |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103147740B (en) * | 2012-04-01 | 2015-11-04 | 贵州航天凯山石油仪器有限公司 | A kind of method of testing the liquid level echo time |
| CN103015980B (en) * | 2012-12-11 | 2016-06-08 | 常州大学 | A kind of infrasonic wave is launched and the producing fluid level instrument received and method thereof |
| CN112664177B (en) * | 2020-12-29 | 2022-06-21 | 重庆邮电大学 | Oil well working fluid level measuring method based on normalized convolution and adaptive filtering |
| CN113792628B (en) * | 2021-08-30 | 2024-04-12 | 荆州市明德科技有限公司 | HHT-based intelligent automatic waveform analysis method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2030577C1 (en) * | 1991-07-30 | 1995-03-10 | Федотов Василий Иванович | Device for measuring fluid level in well |
| RU2115892C1 (en) * | 1996-01-31 | 1998-07-20 | Назаров Сергей Иванович | Method determining level of fluid in well and gear for its implementation |
| RU2152510C1 (en) * | 1998-12-08 | 2000-07-10 | Федотов Василий Иванович | Acoustic method of test of technical state of electric centrifugal pump plant |
| US6237410B1 (en) * | 1996-10-07 | 2001-05-29 | Circa Enterprises Inc. | Method for controlling the speed of a pump based on measurement of the fluid depth in a well |
| RU2199005C1 (en) * | 2001-07-31 | 2003-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" | Method of diagnosis of annular space state of oil producing wells and device for method embodiment |
| RU2295034C1 (en) * | 2005-10-03 | 2007-03-10 | Василий Иванович Федотов | Method for remotely controlling level of liquid in a well with pump plant |
-
2010
- 2010-08-19 RU RU2010134524/03A patent/RU2447280C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2030577C1 (en) * | 1991-07-30 | 1995-03-10 | Федотов Василий Иванович | Device for measuring fluid level in well |
| RU2115892C1 (en) * | 1996-01-31 | 1998-07-20 | Назаров Сергей Иванович | Method determining level of fluid in well and gear for its implementation |
| US6237410B1 (en) * | 1996-10-07 | 2001-05-29 | Circa Enterprises Inc. | Method for controlling the speed of a pump based on measurement of the fluid depth in a well |
| RU2152510C1 (en) * | 1998-12-08 | 2000-07-10 | Федотов Василий Иванович | Acoustic method of test of technical state of electric centrifugal pump plant |
| RU2199005C1 (en) * | 2001-07-31 | 2003-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" | Method of diagnosis of annular space state of oil producing wells and device for method embodiment |
| RU2295034C1 (en) * | 2005-10-03 | 2007-03-10 | Василий Иванович Федотов | Method for remotely controlling level of liquid in a well with pump plant |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИТЕНБЕРГ C.C. и др. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982, с.209-221. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494248C1 (en) * | 2012-10-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil |
| RU2562628C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of liquid dynamic level determination in well |
| RU2571321C1 (en) * | 2014-08-21 | 2015-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Оренбургский государственный университет" | Method of determination of dynamic level in annulus of water cut gas well |
| CN104895556A (en) * | 2015-05-15 | 2015-09-09 | 渤海大学 | Oil well working fluid level remote monitoring method and system |
| CN104895556B (en) * | 2015-05-15 | 2017-12-22 | 渤海大学 | Well fluid level remote monitoring method and system |
| RU2704082C2 (en) * | 2018-01-18 | 2019-10-23 | АО "Автограф" | Method for determination of liquid level in inter-tube space of well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010134524A (en) | 2012-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2447280C1 (en) | Method to detect fluid level in oil well | |
| Muste et al. | Practical aspects of ADCP data use for quantification of mean river flow characteristics; part I: moving-vessel measurements | |
| KR102321918B1 (en) | Shear wave detection in medical ultrasound imaging | |
| KR102332464B1 (en) | Shear wave estimation from analytic data | |
| JP3110048B2 (en) | Method and apparatus for analyzing two-phase flow | |
| KR102044041B1 (en) | Apparatus for measuring earthquake intensity and method for the same | |
| JPH0734800B2 (en) | Ultrasonic echography device | |
| JPS63122923A (en) | Ultrasonic thermometric apparatus | |
| Tortoli et al. | Spectral velocity profiles for detailed ultrasound flow analysis | |
| US5379270A (en) | Acoustic-optic sound velocity profiler | |
| Hurther et al. | Improved turbulence profiling with field-adapted acoustic Doppler velocimeters using a bifrequency Doppler noise suppression method | |
| CN107389974B (en) | Gas-Liquid Slug Flow structure flow velocity acoustic-electric bimodal measurement method | |
| Zedel et al. | Turbulence measurements in a jet: Comparing the Vectrino and VectrinoII | |
| US10955273B2 (en) | Extended range ADC flow meter | |
| Juarez et al. | Effects of shallow‐velocity reductions on 3D propagation of seismic waves | |
| KR101396875B1 (en) | System and method for measuring velocity of ultrasonic wave or seismic wave by pulse-echo overlap using cross-correlation | |
| JP5242611B2 (en) | Reactor water level meter and reactor water level measurement method | |
| Bastos et al. | Spectrum of Doppler ultrasound signals from nonstationary blood flow | |
| Grimaldi | Time-of-flight measurement of ultrasonic pulse echoes using wavelet networks | |
| Thorne et al. | Acoustic measurements of boundary layer flow and sediment flux | |
| CN209821382U (en) | Dynamic plane height measurement sensor and height measurement system | |
| EP2354808B1 (en) | Object probing device, object probing program, and object probing method | |
| JP4904099B2 (en) | Pulse signal propagation time measurement device and ultrasonic flow measurement device | |
| Fangqi et al. | An experiment of the actual vertical resolution of the sub-bottom profiler in an anechoic tank | |
| Ross et al. | Estimating turbulent dissipation rates from acoustic backscatter |