УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ

Полезная модель относится к контролю уровня жидкости в нефтяных добывающих скважинах методом эхометрирования, и может быть использована для определения статического и динамического уровня нефти в добывающих скважинах.
Известно устройство для определения уровня жидкости в скважине [Патент РФ №2095564, МПК 6 Е 21 В 47/04, G 01 F 23/00, опубл. 10.11.97 г.], которое содержит генератор акустических импульсов, стрелочный манометр и последовательно соединенные акустический преобразователь, усилитель, фильтр, определитель корня квадратного, самопишущий прибор.
Это устройство обеспечивает контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных скважин путем записи на бумажную ленту эхосигнала, по которому оператор определяет временное положение отраженного импульса и с учетом скорости звука в нефтяном газе рассчитывает уровень жидкости.
Известно устройство для определения уровня жидкости в скважине [Свидетельство РФ на полезную модель №1715, МПК 6 Е 21 В 47/04, опубл. 16.02.1996 г.], выбранное в качестве прототипа, которое содержит генератор акустических импульсов, акустический преобразователь, измеритель давления и устройство для получения твердой копии графика акустического сигнала, последовательно соединенные первый усилитель, цифро-аналоговый преобразователь, мультиплексор, аналого-цифровой преобразователь, микропроцессорный контроллер, устройство управления и индикации. Причем микропроцессорный контроллер соединен с устройством для получения твердой копии графика акустического сигнала, выполненным в виде устройства термопечатающего, а выход акустического преобразователя соединен с входом первого усилителя. Выход датчика давления подключен к выходу второго усилителя, выход которого соединен с вторым входом мультиплексора.
Известные устройства не обеспечивают высокого значения отношения сигнал/шум, что приводит к ошибкам в определении уровня жидкости в скважинах, так как в качестве зондирующего сигнала используется один акустический импульс, имеющий, при условии приемлемой разрешающей способности, недостаточную энергию.
Задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является повышение отношения сигнал/шум отраженного от жидкости сигнала.
Устройство для определения уровня жидкости, также как в прототипе, содержит акустический преобразователь, аналого-цифровой преобразователь, микропроцессорный контроллер, устройство управления и индикации.
В отличие от прототипа в нем последовательно соединены акустический преобразователь, аналого-цифровой преобразователь, матричный каскадируемый коррелятор, микропроцессорный контроллер, устройство управления и индикации, при этом модуль управления подключен к управляемому формирователю акустического сигнала с электромагнитным клапаном и к матричному каскадируемому коррелятору.
С помощью предложенного устройства определение уровня жидкости в нефтяных скважинах достигается путем формирования на устье скважины акустического сигнала в виде серии прямоугольных импульсов, длительность и период следования которых меняются. Использование такого сигнала позволяет существенно увеличить отношение сигнал/шум отраженного от жидкости сигнала. Это обусловлено тем, что энергия такого сигнала распределена на относительно протяженном временном промежутке. Посредством свертки с помощью матричного каскадируемого коррелятора эту энергию удается сконцентрировать на меньшем временном интервале, за счет чего мощность сигнала существенно возрастает.
На фиг.1 представлена схема устройства определения уровня жидкости.
На фиг.2 показана эпюра 1 - серия прямоугольных импульсов.
На фиг.3 приведена эпюра 2 - сигнал, принятый акустическим преобразователем, на скважине.
На фиг.4 представлена эпюра 3 - результат свертки принятого сигнала и серии прямоугольных импульсов.
Устройство для определения уровня жидкости (фиг.1) содержит последовательно соединенные акустический преобразователь 1 (АП), аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП), матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК), микропроцессорный контроллер 4 (МК), устройство управления и индикации 5 (УУИ). Модуль управления б (МУ) соединен с управляемьм формирователем акустического сигнала 7 (УФАС) и с матричным каскадируемым коррелятором 3 (МКК).
Акустический преобразователь 1 (АП) акустического сигнала в электрический выполнен, например, на основе пьезокерамического элемента. Аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) может быть реализован на микросхеме МАХ 189 АЕ PP. Матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК) реализован на микросхеме 1846ПФ1Т. Микропроцессорный контроллер 4 (МК) может быть выполнен на микропроцессоре 1821ВМ85. Устройство управления и индикации 5 (УУИ) выполнено на основе
индикатора ИВ-28 и кнопки КМД-1. Модуль управления 6 (МУ) реализован на микропроцессоре 1821ВМ85. В качестве управляемого формирователя акустического сигнала 7 с электромагнитным клапаном может быть использовано устройство генерации и приема автоматическое, выпускаемое ООО «СИАМ» [Устройство генерации и приема автоматическое УГП автомат 2. Паспорт. Техническое описание. ИЗМ 5.173.021 ПС, 2004].
Предложенное устройство работает следующим образом.
0
Модуль управления 6 (МУ) генерирует на устье скважины электрический сигнал s(t) определяемый выражениями:
где а - амплитуда импульсов в серии,
t - время,
N- количество импульсов в серии,
Т- длительность импульса,
u(t, Т) - прямоугольный импульс, определяемый выражением:
n
n
n
n
Причем разностью t-t задают начало n-го импульса в серии, а с помощью Т - длительность n-го импульса в серии, изменяя при этом t и Т согласно выражениям:
0
где Т - длительность первого импульса в серии,
μ - параметр, определяющий изменения длительности и положения импульсов в серии.
0
График такого сигнала с параметрами: N=15, T=24 отсчета, μ=50. показан на эпюре 1 (фиг.2).
1
Этот сигнал подается на управляемый формирователь акустического сигнала 7 (У ФАС) (фиг.1). Под действием сигнала срабатывает электромагнитный клапан управляемого формирователя акустического сигнала 7 (У ФАС), и в пространстве скважины формируется акустический сигнал, который распространяется по пространству скважины, отражается от жидкости и возвращается назад к устью скважины, где принимается акустическим преобразователем 1 (АП) и преобразуется в электрический сигнал s(t).
1
Сигнал принятый акустическим преобразователем, 1 (АП) показан на эпюре 2 (фиг.3). Преобразованный сигнал s(t) попадает в аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) (фиг.1), где подвергается дискретизации и цифровому кодированию.
Одновременно с подачей сигнала с модуля управления 6 (МУ) на управляемый формирователь акустического сигнала 7 (У ФАС), сигнал (фиг.2) подается и на матричный каскадируемый коррелятор 3 (МКК). При этом на другой вход матричного каскадируемого коррелятора 3 (МКК) поступает сигнал с выхода аналого-цифрового преобразователя 2 (АЦП). Коррелятор 3 (МКК) вычисляет свертку этих двух сигналов по формуле [Кук Ч., Бернфельд М. Радиолокационные сигналы. - М.: Советское радио, 1971. - С.32-33]:
где t - время,
1
0
τ - время, на которое задерживается сигнал s(t) относительно s(f) при выполнении операции свертки.
2
Результат этой свертки s(t) показан на эпюре 3 (фиг.4).
На этой эпюре видно, что отношение мощности отраженного сигнала к мощности шумов существенно возросло по сравнению с необработанным сигналом (эпюра 2 на фиг.3).
m
С матричного каскадируемого коррелятора 3 (МКК) сигнал поступает на микропроцессорный контроллер 4 (МК), который определяет временное положение этого импульса относительно момента формирования акустического сигнала в скважине. Алгоритм этого вычисления основан на поиске максимального значения отраженного сигнала. В области отраженного сигнала выбирается номер отсчета N, соответствующий наибольшему по модулю значению сигнала. Временное положение отраженного импульса с учетом заданного периода дискретизации ΔТ рассчитывается следующим образом:
m
m
T=NΔT.
m
Затем микропроцессорный контроллер 4 (МК) вычисляет уровень жидкости Н путем произведения временного положения отраженного импульса Т и известной скорости звука в нефтяном газе скважины v и деления это произведения на 2:
Рассчитанная величина уровня жидкости отображается устройством управления и индикации 5 (УУИ).
Таким образом, предлагаемое устройство для определения уровня жидкости позволяет контролировать уровень жидкости в нефтяных добывающих скважинах с высоким значением отношения сигнал/шум, что снижает вероятность ошибки определения уровня, и, следовательно, повышает производительность труда в сервисных предприятиях, занимающихся определением уровня жидкости в скважинах.