2 – нефтяной пласт П2;
5 – нефтеводогазовая смесь;
9 – насосно-компрессорные трубы;
10 –динамический уровень нефтеводогазовой смеси;
11 –газ, выделяющийся из нефтеводогазовой смеси;
12 –добывающая нефтяная скважина;
13 –лубрикатор (устройство, в котором размещается гидрофон);
14 –регистрирующая аппаратура;
16 – электроцентробежный насос;
20 – гидрофон, спущенный в лубрикатор;
27 – четвертьволновые резонаторы,
33 – турбулентные потоки нефтеводогазовой смеси с изменяющимися характеристиками при изменении дебита нефтяного пласта П1;
34 – турбулентные потоки нефтеводогазовой смеси с изменяющимися характеристиками при изменении дебита нефтяного пласта П2;
35 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S16(f),распространяющийся в добывающей скважине и состоящий из двух амплитудно-частотных спектров S14(f) и S15(f);
36 – звуковые волны с амплитудно-частотным спектром;
37 – переход звуковых волн из скважины в жидкость, заполняющей насосно-компрессорные трубы;
38 –звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S18(f), распространяющихся в насосно-компрессорных трубах добывающей скважины и состоящий из амплитудно-частотных спектров S9(f) иS17(f).
На рисунке3.8изображены амплитудно-частотные спектры звуковых волн S13(f) и S14(f), распространяющихся от двух нефтяных пластов до регистрирующей аппаратуры, на пути распространения которых имеется источник звуковых волн – электроцентробежный насос.
Рисунок 3.8– Амплитудно-частотные спектры звуковых волн S13(f) и S14(f), распространяющихся от двух нефтяных пластов
На рисунке3.8,опоказан частотный спектр S14(f) звуковых волн, генерируемый перфорационными отверстиями нефтяного пласта П1 с изменяющейся амплитудой по частотному спектру за счет изменения параметров нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления, газового фактора и др. параметров). Следовательно, изменяется и дебит пласта.
На рисунке3.8,п показан частотный спектр S15(f) звуковых волн, генерируемый перфорационными отверстиями нефтяного пласта П2 с изменяющейся амплитудой по частотному спектру за счет изменения параметров нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления, газового фактора и др. параметров). Следовательно, изменяется и дебит пласта.
На рисунке3.8,рпоказан частотный спектр S16 (f) звуковых волн, распространяющийся в скважине и состоящий из двух частотных спектров S14(f)иS15(f).
На рисунке3.8,счастотный спектр S17 (f) звуковых волн, состоящий из частотных спектров S14(f) и S15(f), генерирующих перфорационными отверстиями нефтяных пластов П1 и П2, с помехой в виде частотного спектра S13(f), генерируемого насосно-компрессорными трубами и электроцентробежным насосом.
На рисунке3.8,т показан частотный спектр S18(f) звуковых волн, состоящий из частотных спектров S9(f) и S17 (f), которые в свою очередь состоят из частотных спектров S11(f), S12(f), S14(f) и S15 (f),
На рисунке3.8,упоказан частотный спектр S19(f) звуковых волн, принятый гидрофоном и отфильтрованныйрегистрирующей аппаратурой (частотные спектры S14(f) и S15(f) звуковых волн пропорциональны дебитам соответствующих пластов, при соответствующей градуировке).
Первая операция. Осуществляют спуск через насосно-компрессорные трубы в добывающую скважину через лубрикаторна кабеле гидрофона, соединенного с регистрирующей аппаратурой, до уровня нефтяных пластов П1 и П2.
Вторая операция. Осуществляют измерение в добывающей скважине гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой, амплитудно-частотных спектров звуковых волн S1(f) и S2(f), генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых через перфорационныеотверстия отдельных пластов П1 иП2, причем регистрирующей аппаратурой контролируется сразу два амплитудно-частотных спектра S3(f) (сумма S1(f) и S2(f)). Гидрофон размещаетсяв нефтеводогазовой смеси, так какприем сигнала в газовой смеси , выше динамического уровня (где также появляется пена) не возможен из-запоглощения и затухания звука.
Третья операция. Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах в стендовую скважину электроцентробежного насоса.
Четвертая операция. Осуществляют спуск на кабеле гидрофона в стендовую скважину .
Пятая операция. Осуществляют спуск через лубрикаторна геофизическом кабеле гидрофона ив насосно-компрессорные трубы, размещенные в стендовой скважине.
Шестая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой, звуковых волн с амплитудно-частотным спектром S8(f), состоящего из амплитудно-частотного спектра S4(f), генерируемого корпусом электроцентробежного насоса и амплитудно-частотного спектра S7(f), генерируемого корпусом насосно-компрессорных труб 9 и звуковых волн с амплитудно-частотным спектромS5(f), генерируемого лопастямирабочих колес электроцентробежного насоса.
Техническая вода поступает через входной патрубок в стендовую скважину, прокачивается через центробежный насос в полость насосно-компрессорных и выходит через выходной патрубок.
Электроцентробежный насос генерирует корпусом в техническую воду амплитудно-частотный спектр S(f).
Лопасти рабочих колес электроцентробежногонасоса, генерируют в техническую воду звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S5(f),которые распространяютсяк устью скважины и одновременно возбуждают вибрации, с амплитудно-частотным спектром S6(f). Корпус насосно-компрессорных труб, возбужденный амплитудно-частотным спектром S6(f),генерирует в техническую воду звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S7(f).
Седьмая операция. Осуществляют измерение гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой, амплитудно-частотного спектра звуковых волн S5(f), генерируемых в насосно-компрессорные трубы лопастями рабочих колес электроцентробежногонасоса.
Восьмая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине внутри насосно-компрессорных трубнад электроцентробежным насосом,как минимум одного четвертьволновогорезонатора.
Девятая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине в насосно-компрессорных трубах над четвертьволновыми резонаторами через лубрикатор на кабеле гидрофона.
Десятая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине на геофизическом кабеле гидрофона.
Одиннадцатая операция. Осуществляют размещение на устье стендовой скважины регистрирующей аппаратуры, соединенной с гидрофонами.
Двенадцатая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой , амплитудно-частотногоспектра звуковых волн S13(f),
Тринадцатая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине амплитудно-частотного спектра звуковых волн S9(f).
Четырнадцатая операция. Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах в добывающуюскважину электроцентробежного насоса.
Пятнадцатая операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине внутри насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом,как минимум одного четвертьволновогорезонатора,
Шестнадцатая операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине в лубрикаторе гидрофона, соединенного с регистрирующей аппаратурой.
Семнадцатая операция. Осуществляют прием гидрофоном и измерение регистрирующей аппаратуройдебита отдельных пластов, амплитудно-частотнымспектрам звуковых волн, генерируемых отдельными нефтяными пластами.
Осуществляютприем частотного спектра S14(f)иS15(f)звуковых волн, генерируемогоперфорационными отверстиями нефтяного пласта П1и П2с изменяющейсяамплитудой почастотному спектру за счет изменения параметров нефтеводогазовой смеси (в частности, обводненности, давления, газового фактора и др. параметров).
На рисунке 3.1 приведена схема устройства измерения дебита нефти в двухфазном потоке смеси, использующая в качестве источника излучения звука шумы потока.
В связи с тем, содержание нефти и газа в потоке не постоянно, поток условно разбивается на 11 пачек смеси с 10% пошаговым содержанием нефти от 0% до 100%, при этом содержание газа распределяется от 100% до 0%.
Подачу пачек смеси нефтяной скважины предлагается производить через измерительный участок, помеченными метками, формирующиеся путем поглощения энергии акустического сигнала резонатором Гельмгольца на резонансной частоте в спектре технологического шума потока смеси, т.е. использовать резонатор в качестве источника звуковых сигналов.
Данные ограничения необходимо вводить для увеличения точности измерения. В случае стабильного содержания нефти и газа в смеси допускается область ограничения уменьшить, и тем самым уменьшить количество блоков прибора.
|
24 |
|
14 |
|
12 |
Устройство системы состоит из:
1– трубопровод;
2– резонатор Гельмгольца, формирующий акустическую метку в пачке потока многофазной смеси нефти и газа;
3– первый приемник-гидрофон;
4– второй приемник-гидрофон;
5– первый усилитель;
6– второй усилитель;
7.1…7.11- преобразователи движения акустической метки в интервал времени присутствия ?tпр ее в пачке смеси нефти и газа с последующим преобразованием в интервал времени ?tф прохождения переднего фронта между двумя приемниками-гидофонами (3) и(4);
8 – полосовой фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 3, настроенный в преобразователе 7:
7.1 на частоту fр=2000Гц;
7.2 на частоту fр=1840Гц;
7.3 на частоту fр=1691Гц;
7.5 на частоту fр=1393Гц;
7.6 на частоту fр=1244Гц;
7.7 на частоту fр=1094Гц;
7.8 на частоту fр=945Гц;
7.9 на частоту fр=797Гц;
7.10 на частоту fр=648Гц;
7.11 на частоту fр=498Гц;
9 – триггер с раздельными входами;
10 – полосовой фильтр (ПФ) входного сигнала от приемника-гидофона 4, настроенный в преобразователе 7:
11.блок процентного содержания нефти в пачке смеси, настроенный в преобразователе 7:
7,1 на 100%;
7,2 на 90%;
7,3 на 80%;
7,4 на 70%;
7,5 на 60%;
7,6 на 50%;
7,7 на 40%;
7,8 на 30%;
7,9 на 20%;
7,10 на 10%;
7,11 на 0%;
12 – триггер Шмитта;
13, 14 – электронные ключи;
15, 16 – генераторы импульсов;
17 –электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу времени ?tф прохождения переднего фронта, сформированной пачки смеси между приемниками – гидрофонами);
18 – электронный счетчик (фиксирует число импульсов пропорционально интервалу времени ?tпр присутствия метки в данной пачке т.е. фиксируется длина пачки с заданным процентным содержанием нефти и газа);
19 – генератор импульсов (число импульсов вырабатываемых генератором пропорционально расстоянию между приемниками-гидрофонами);
20 – блок вычисления скорости пачки смеси. Вычисления реализованы по формуле (3.1)
; (3.1)