RU2454637C1 - Apparatus and method of measuring level of liquid - Google Patents
Apparatus and method of measuring level of liquid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2454637C1 RU2454637C1 RU2011108415/28A RU2011108415A RU2454637C1 RU 2454637 C1 RU2454637 C1 RU 2454637C1 RU 2011108415/28 A RU2011108415/28 A RU 2011108415/28A RU 2011108415 A RU2011108415 A RU 2011108415A RU 2454637 C1 RU2454637 C1 RU 2454637C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- calibration
- receivers
- pulse
- microprocessor
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретения относятся к акустическим методам измерения и контроля и могут быть использованы для определения глубины уровня жидкости (границы раздела фаз) в скважинах, колодцах и резервуарах.The invention relates to acoustic methods of measurement and control and can be used to determine the depth of the liquid level (interface) in wells, wells and reservoirs.
Известен акустический уровнемер, включающий измерительный и эталонный датчики, каждый из которых содержит генератор импульсов, выходной усилитель и обратимый преобразователь акустических сигналов. Генераторы импульсов, а также преобразователи акустических сигналов каждого из датчиков соединены с регистрирующим блоком (SU 1569567, 1990 г.).Known acoustic level gauge, including measuring and reference sensors, each of which contains a pulse generator, an output amplifier and a reversible transducer of acoustic signals. Pulse generators, as well as transducers of acoustic signals of each of the sensors are connected to a recording unit (SU 1569567, 1990).
Известное устройство позволяет определять положение уровня жидкости только в скважинах достаточно большого диаметра при отсутствии избыточного давления и при отсутствии активного отбора из скважины нефти или газа. Для проведения замеров необходимы особые условия, а измерительное устройство маломобильно и требует большого времени для подготовки к работе.The known device allows you to determine the position of the liquid level only in wells of a sufficiently large diameter in the absence of excess pressure and in the absence of active selection of oil or gas from the well. For measurements, special conditions are necessary, and the measuring device is limited in mobility and requires a lot of time to prepare for work.
Известны акустические уровнемеры по патентам US 4765186, 1988 г. и US 6085836, 2000 г., в схемах которых использованы по нескольку излучателей, а в последнем случае - также и несколько приемников отраженного акустического сигнала, что заметно усложняет конструкцию устройства.Acoustic level gauges are known according to the patents US 4765186, 1988 and US 6085836, 2000, in the schemes of which several emitters are used, and in the latter case also several receivers of the reflected acoustic signal, which significantly complicates the design of the device.
Известен акустический уровнемер, содержащий генератор импульсов, усилитель, преобразователь акустических сигналов, регистрирующий блок, коммутатор, фильтр нижних частот, блок сравнения и микропроцессор (RU 2115892, 1998 г.). Основным недостатком, ограничивающим применение устройства и способа, является необходимость предварительного обследования конструкции скважины для определения глубины стыков труб, однако достоверный подсчет количества стыков по отражениям оказывается трудно реализуемым. Другим недостатком этого устройства является совмещение в одном блоке излучателя и приемника, что не позволяет принимать эхо-сигналы некоторое время после излучения зондирующего импульса (так называемая «глухая зона»). Кроме того, присутствие в схеме коммутатора и блока сравнения усложняет устройство и увеличивает его энергопотребление.Known acoustic level gauge containing a pulse generator, amplifier, acoustic signal transducer, recording unit, switch, low-pass filter, comparison unit and microprocessor (RU 2115892, 1998). The main disadvantage limiting the use of the device and method is the need for a preliminary survey of the well design to determine the depth of the pipe joints, however, reliable calculation of the number of joints by reflections is difficult to implement. Another disadvantage of this device is the combination of a transmitter and a receiver in one unit, which does not allow receiving echo signals for some time after the radiation of the probe pulse (the so-called “dead zone”). In addition, the presence in the circuit of the switch and the comparison unit complicates the device and increases its power consumption.
Устройство согласно предлагаемому изобретению лишено указанных недостатков.The device according to the invention is devoid of these disadvantages.
Акустический уровнемер содержит последовательно соединенные микропроцессор, генератор импульсов, акустический преобразователь и блок регистрации, соединенный с микропроцессором. Уровнемер также снабжен модемом, соединенным с выходом блока регистрации и с микропроцессором. Акустический преобразователь состоит из излучателя и трех приемников - двух калибровочных и одного измерительного. Каждый из приемников соединен с блоком регистрации через отдельный усилитель.The acoustic level gauge comprises a microprocessor, a pulse generator, an acoustic transducer and a recording unit connected to the microprocessor in series. The level gauge is also equipped with a modem connected to the output of the registration unit and to the microprocessor. The acoustic transducer consists of a radiator and three receivers - two calibration and one measuring one. Each of the receivers is connected to the registration unit through a separate amplifier.
Калибровочные приемники располагаются в крайних точках калибровочного зонда, выполненного в виде протяженной штанги определенной длины, которая при измерениях спускается на глубину температурной стабилизации в скважине.Calibration receivers are located at the extreme points of the calibration probe, made in the form of an extended rod of a certain length, which during measurements descends to the depth of temperature stabilization in the well.
Необходимость и цель введения дополнительно калибровочных приемников вызвана тем, что для реперного отражателя остается проблема «глухой зоны», которая увеличивается пропорционально глубине зондирования скважины и не позволяет создать универсальные настройки прибора для измерения ближних и дальних расстояний. Введение двух калибровочных приемников, удаленных от излучателя, устраняет проблему «глухой зоны», позволяет свести к минимуму температурную погрешность измерения скорости, а также снижает нижний предел измерения до минимально возможного и равного расстоянию до калибровочного зонда.The need and purpose of introducing additional calibration receivers is due to the fact that the “dead zone” problem remains for the reference reflector, which increases in proportion to the depth of sounding of the well and does not allow creating universal instrument settings for measuring near and long distances. The introduction of two calibration receivers remote from the emitter eliminates the “dead zone” problem, minimizes the temperature error of the velocity measurement, and also reduces the lower measurement limit to the minimum possible and equal to the distance to the calibration probe.
Потребность в использовании двух калибровочных приемников вызвана тем, что с одним приемником для калибровки будут использоваться характеристики, замеренные на участке между излучателем (на поверхности) и калибровочным приемником, опущенным на некоторую глубину. Однако именно на этом участке характеристики среды распространения звука нестабильны, например, суточные колебания температуры вблизи устья скважины. Надежность и точность калибровки заметно улучшаются, если замеры проводить на участке ниже уровня температурной стабилизации суточного периода, то есть начиная с глубины 6 м от уровня земли.The need to use two calibration receivers is due to the fact that with one receiver for calibration, the characteristics measured in the area between the emitter (on the surface) and the calibration receiver lowered to a certain depth will be used. However, it is in this section that the characteristics of the sound propagation medium are unstable, for example, diurnal temperature fluctuations near the wellhead. Reliability and accuracy of calibration are markedly improved if measurements are taken on a site below the level of temperature stabilization of the daily period, that is, starting from a depth of 6 m from the ground level.
Применение двух калибровочных приемников дает возможность производить измерения в скважинах без использования отражений от стыков труб, но с измерением скорости звука в процессе текущего замера, что обеспечивает высокую точность измерения глубины уровня. Разделение излучателя и приемников в акустическом преобразователе позволяет расширить диапазон измерений за счет значительного уменьшения «глухой зоны». Изменение схемы прибора дало возможным убрать коммутатор приема, а отказ от фильтра нижних частот расширил рабочий диапазон частот и повысить точность измерений с увеличением быстродействия устройства. Исключен также блок сравнения, что снизило энергопотребление устройства. В свою очередь, оснащение устройства модемом, например, в виде радиомодема сотовой связи, обеспечивает возможность дистанционного управления параметрами процесса измерений и передачи данных от удаленного объекта.The use of two calibration receivers makes it possible to make measurements in wells without using reflections from pipe joints, but with the measurement of sound speed during the current measurement, which ensures high accuracy of level depth measurement. The separation of the emitter and receivers in the acoustic transducer allows you to expand the measurement range due to a significant reduction in the "dead zone". Changing the instrument circuit made it possible to remove the receive switch, and the rejection of the low-pass filter expanded the operating frequency range and increased measurement accuracy with increasing device speed. The comparison block is also excluded, which reduced the power consumption of the device. In turn, equipping the device with a modem, for example, in the form of a cellular radio modem, provides the ability to remotely control the parameters of the measurement process and transmit data from a remote object.
Устройство состоит из электронного блока и акустического преобразователя. Обобщенная блок-схема устройства изображена на Фиг.1, где позицией 1 обозначен микропроцессор; 2 - генератор импульсов; 3 - акустический преобразователь, 3.1 - излучатель, 3.2в - верхний калибровочный приемник, 3.2н - нижний калибровочный приемник, 3.3 - измерительный приемник, 3.4 - усилитель измерительного приемника, 3.5 - усилители калибровочных приемников, 4 - блок регистрации; 5 - модем.The device consists of an electronic unit and an acoustic transducer. A generalized block diagram of the device is shown in figure 1, where the position 1 denotes a microprocessor; 2 - pulse generator; 3 - acoustic transducer, 3.1 - emitter, 3.2v - upper calibration receiver, 3.2n - lower calibration receiver, 3.3 - measuring receiver, 3.4 - measuring receiver amplifier, 3.5 - calibration receiver amplifiers, 4 - recording unit; 5 - modem.
Электронный блок включает микропроцессор 1, генератор 2 импульсов, блок 4 регистрации и модем 5.The electronic unit includes a microprocessor 1, a pulse generator 2, a registration unit 4 and a modem 5.
Микропроцессор 1 предназначен для управления всеми функциональными частями электронного блока и выполнения действий, задаваемых программой.The microprocessor 1 is designed to control all functional parts of the electronic unit and perform actions specified by the program.
Генератор 2 импульсов предназначен для формирования частотно-модулированного сигнала и передачи его на акустический преобразователь 3.The pulse generator 2 is designed to generate a frequency-modulated signal and transmit it to the acoustic transducer 3.
Акустический преобразователь 3 состоит из излучателя и трех приемников с усилителями и присоединяется к устройству через разъем.Acoustic transducer 3 consists of a radiator and three receivers with amplifiers and is connected to the device through a connector.
Излучатель 3.1 предназначен для преобразования электрического сигнала в акустический.The emitter 3.1 is designed to convert an electrical signal into an acoustic one.
Калибровочные приемники 3.2в и 3.2н, а также измерительный приемник 3.3 предназначены для преобразования акустического сигнала в электрический.Calibration receivers 3.2v and 3.2n, as well as a measuring receiver 3.3, are designed to convert an acoustic signal into an electric one.
Усилители 3.4 и 3.5 предназначены для усиления сигналов и передачи через кабель в устройство для дальнейшей обработки.Amplifiers 3.4 and 3.5 are designed to amplify signals and transmit via cable to the device for further processing.
Блок регистрации 4 предназначен для регистрации, сравнения и отбора для дальнейшей обработки сигналов от акустического преобразователя.The registration unit 4 is intended for registration, comparison and selection for further processing of signals from the acoustic transducer.
Модем 5 предназначен для приема команд управления и передачи данных.Modem 5 is designed to receive control commands and data transfer.
Определение уровня жидкости в скважине производят следующим образом. Посылают акустический частотно-модулированный сигнал в трубное пространство скважины излучателем, находящимся на устье скважины, и регистрируют сигналы тремя приемниками: двумя калибровочными и измерительным.The determination of the liquid level in the well is as follows. An acoustic frequency-modulated signal is sent to the borehole space by an emitter located at the wellhead, and signals are recorded by three receivers: two calibration and measuring ones.
Измерительный приемник 3.3 находится на устье скважины рядом с излучателем 3.1 и предназначен для приема эхо-сигналов от границы газообразной и жидкой сред TL, а также от различных неоднородностей в трубном пространстве, таких как стыки труб, переход с одного диаметра на другой, гидратные пробки и т.д.The measuring receiver 3.3 is located at the wellhead near the emitter 3.1 and is designed to receive echo signals from the boundary of the gaseous and liquid media T L , as well as from various inhomogeneities in the pipe space, such as pipe joints, transition from one diameter to another, hydrate plugs etc.
Калибровочные приемники 3.2в и 3.2н, спущенные в трубное пространство на фиксированные глубины R1 и R2 соответственно, предназначены для измерения времени ΔTR прохождения акустического импульса между самими калибровочными приемниками.Calibration receivers 3.2v and 3.2n, lowered into the tube space at fixed depths R 1 and R 2, respectively, are designed to measure the time ΔT R of the passage of an acoustic pulse between the calibration receivers themselves.
Таким образом, при прохождении по трубе акустического импульса в реальном масштабе времени при помощи калибровочных приемников определяется скорость распространения импульса V=ΔR/ΔTR (где ΔR=R2-R1) и после определения скорости фиксируется время эхо-сигнала от границы газ/жидкость и вычисляется глубина уровня L=V×TL/2.Thus, when an acoustic pulse passes through the pipe in real time using calibration receivers, the pulse propagation velocity V = ΔR / ΔT R (where ΔR = R 2 -R 1 ) is determined and after determining the speed, the time of the echo signal from the gas / liquid and the level depth L = V × T L / 2 is calculated.
Осциллограммы работы измерительного и калибровочных приемников приведены на Фиг.2, где вертикальная линия Т соответствует нулевой точке отсчета времени.The oscillograms of the operation of the measuring and calibration receivers are shown in Figure 2, where the vertical line T corresponds to the zero point of reference time.
При этом одновременно вычисляется и степень загазованности трубного пространства над уровнем жидкости G, которую можно определить как разность измеренной скорости и скорости в чистом атмосферном воздухе, отнесенную к разности скоростей в чистом метане и чистом атмосферном воздухе.At the same time, the degree of gas contamination of the pipe space above the liquid level G is calculated, which can be defined as the difference between the measured velocity and velocity in pure atmospheric air, referred to the difference in velocities in pure methane and pure atmospheric air.
G=(V-V1)/(V2-V1), где V1 - скорость звука в атмосферном воздухе, V2 - скорость звука в метане (значения V1 и V2 известны как справочные).G = (VV 1 ) / (V 2 -V 1 ), where V 1 is the speed of sound in atmospheric air, V 2 is the speed of sound in methane (the values of V 1 and V 2 are known as reference).
Claims (3)
L=(ΔR/ΔTR)×(TL/2),
где L - глубина уровня жидкости;
ΔR=R2-R1;
R1 - глубина спуска верхнего калибровочного приемника;
R2 - глубина спуска нижнего калибровочного приемника;
ΔTR - интервал времени между откликами калибровочных приемников при прохождении зондирующего импульса;
TL - время отклика измерительного приемника при возвращении эхо-сигнала от уровня жидкости.2. A method for measuring the liquid level and the degree of gas contamination of the pipe space in the well, including emitting an acoustic pulse, recording signals reflected from the surface of the liquid by the measuring receiver, based on which the liquid level and the degree of gas contamination of the pipe space are determined, characterized in that they are additionally lowered into the well by two calibration receivers of different depths and register signals at them at the moment of passage of the acoustic pulse, after which the depth of the level is determined liquids according to the formula:
L = (ΔR / ΔT R ) × (T L / 2),
where L is the depth of the liquid level;
ΔR = R 2 -R 1 ;
R 1 - the depth of descent of the upper calibration receiver;
R 2 is the depth of descent of the lower calibration receiver;
ΔT R is the time interval between the responses of the calibration receivers during the passage of the probe pulse;
T L is the response time of the measuring receiver when the echo returns from the liquid level.
G=(V-V1)/(V2-V1),
где G - степень загазованности трубного пространства;
V - скорость распространения импульса;
V1 - скорость звука в атмосферном воздухе;
V2 - скорость звука в метане. 3. The method according to claim 2, characterized in that the degree of gas contamination of the tube space is determined by the formula:
G = (VV 1 ) / (V 2 -V 1 ),
where G is the degree of gas contamination of the pipe space;
V is the pulse propagation velocity;
V 1 - the speed of sound in atmospheric air;
V 2 is the speed of sound in methane.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011108415/28A RU2454637C1 (en) | 2011-03-15 | 2011-03-15 | Apparatus and method of measuring level of liquid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011108415/28A RU2454637C1 (en) | 2011-03-15 | 2011-03-15 | Apparatus and method of measuring level of liquid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2454637C1 true RU2454637C1 (en) | 2012-06-27 |
Family
ID=46681950
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011108415/28A RU2454637C1 (en) | 2011-03-15 | 2011-03-15 | Apparatus and method of measuring level of liquid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2454637C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569908C2 (en) * | 2014-05-05 | 2015-12-10 | Владимир Александрович Дмитриев | Fuel consumption and vehicle motion mode monitoring device |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU329397A1 (en) * | Киргизский научно исследовательский институт водного хоз йства | ACOUSTIC LEVEL | ||
| US4213337A (en) * | 1977-09-13 | 1980-07-22 | The Marconi Company Limited | Liquid level sensing devices |
| SU765661A1 (en) * | 1978-10-12 | 1980-09-23 | Предприятие П/Я А-1392 | Acoustic level meter |
| SU1530926A1 (en) * | 1986-04-10 | 1989-12-23 | Проектно-Конструкторский И Технологический Институт "Водавтоматика И Метрология" | Acoustic level gauge |
| RU2115892C1 (en) * | 1996-01-31 | 1998-07-20 | Назаров Сергей Иванович | Method determining level of fluid in well and gear for its implementation |
| US6085836A (en) * | 1997-10-15 | 2000-07-11 | Burris; Sanford A. | Well pump control using multiple sonic level detectors |
| RU93118U1 (en) * | 2009-12-28 | 2010-04-20 | ООО Фирма "Аккрис" | ACOUSTIC LEVEL METER |
-
2011
- 2011-03-15 RU RU2011108415/28A patent/RU2454637C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU329397A1 (en) * | Киргизский научно исследовательский институт водного хоз йства | ACOUSTIC LEVEL | ||
| US4213337A (en) * | 1977-09-13 | 1980-07-22 | The Marconi Company Limited | Liquid level sensing devices |
| SU765661A1 (en) * | 1978-10-12 | 1980-09-23 | Предприятие П/Я А-1392 | Acoustic level meter |
| SU1530926A1 (en) * | 1986-04-10 | 1989-12-23 | Проектно-Конструкторский И Технологический Институт "Водавтоматика И Метрология" | Acoustic level gauge |
| RU2115892C1 (en) * | 1996-01-31 | 1998-07-20 | Назаров Сергей Иванович | Method determining level of fluid in well and gear for its implementation |
| US6085836A (en) * | 1997-10-15 | 2000-07-11 | Burris; Sanford A. | Well pump control using multiple sonic level detectors |
| RU93118U1 (en) * | 2009-12-28 | 2010-04-20 | ООО Фирма "Аккрис" | ACOUSTIC LEVEL METER |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2569908C2 (en) * | 2014-05-05 | 2015-12-10 | Владимир Александрович Дмитриев | Fuel consumption and vehicle motion mode monitoring device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2380520A (en) | Borehole indicating apparatus | |
| CN104812302B (en) | A kind of length-measuring appliance for measuring individual height | |
| KR101694342B1 (en) | Groundwater quality monitoring device with ultrasonic sensor for calibration of water level | |
| JP2013545980A (en) | System and method for communicating data between an excavator and a surface device | |
| CN205785902U (en) | Multifunctional gravity formula marine sediment sampler | |
| CN104818735A (en) | Exploring drill bit and method for detecting pile foundation by using exploring drill bit | |
| CN103591975A (en) | Ultrasonic wave sensor index detection method and device | |
| RU2654370C1 (en) | Method of measuring the level of water in the well and the device for its implementation | |
| CN205785207U (en) | A kind of novel measurement sea floor sampling depth device | |
| CA2895025C (en) | Sourceless density determination apparatus, methods, and systems | |
| RU2454637C1 (en) | Apparatus and method of measuring level of liquid | |
| CN202230200U (en) | Tethered underwater vehicle supersonic wave positioning and track monitoring system | |
| CN112596100B (en) | Pipeline position detection method based on acoustic wave detection | |
| WO2021043043A1 (en) | Imaging feature extraction method and imaging apparatus for use in multidimensional borehole | |
| CN105467395B (en) | A kind of overlength distance ultrasonic meter | |
| CN104501909B (en) | A kind of small-range liquid level emasuring device and measuring method based on ultrasonic wave | |
| RU93118U1 (en) | ACOUSTIC LEVEL METER | |
| WO2008150253A1 (en) | Logging systems and methods with tilt compensation for sector-based acoustic tools | |
| US9581708B2 (en) | Guided acoustic waves isolation system for downhole applications | |
| CN102042003A (en) | Digital sound wave and variable-density comprehensive logging instrument | |
| US20120239302A1 (en) | Apparatus and method for measuring liquid level in a well | |
| CN206235376U (en) | A kind of instrument for sounding the depth of the water | |
| CN206002194U (en) | A kind of hydrophone sensitivity temperature response measuring device and system | |
| CN107560883A (en) | Multifunctional gravity formula marine sediment sampler | |
| CN209231274U (en) | The acoustic wave detection devices that the bonding quality of gas storage well cement protective layer is detected |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130316 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20131127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150316 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160220 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170316 |