СПОСОБ ПОСТОЯННОГО КОНТРОЛЯ ДЕБИТА ОТДЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ДОБЫЧЕ
INDIVIDUAL OIL RESERVOIRS PRODUCTION RATE CONTINUOUS CONTROL METHOD DURING MULTI ZONE PRODUCTION

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области контроля дебита отдельных пластов скважины при многопластовой добыче.
Известны способы контроля добычи нефти с раздельных пластов, например в скважину спускают контрольно-измерительные приборы: расходомеры, манометры, термометры, но реализуют при этом электрический канал связи - кабель /Патент RU №2309246. Е21В 43/14. БИ 30, 2000 г/.
Недостаток данного способа заключается в том, что в скважину спускают трубы, пакеры, скважинные камеры, регулирующие штудирующие устройства, контрольно-измерительные приборы, электропроводные кабели, разъединители, телескопические соединения и другое оборудование. Скважинная установка обладает низкой надежностью и эффективностью контроля.
Наиболее близким способом к предлагаемому изобретению являются частотные спектры технологических звуков, генерируемых турбулентными потоками движения нефти из нефтяного пласта через перфорационные отверстия /Авторское свидетельство №1461875, кл. Е21В 43/45. БИ 8, 1989/.
Недостатком является то, что в процессе всасывания насосом нефтеводогазовой смеси из перфорационных отверстий и микротрещин не осуществляется изменение - подавление спектра турбулентного потока, в котором присутствуют пульсационные составляющие.
Задачей изобретения является повышение оптимизации добычи и работы скважины путем обеспечения раздельного учета добываемой продукции через один лифт при эксплуатации двух и более нефтяных пластов.
Технический результат заключается в том, что в способе постоянного контроля дебита отдельных нефтяных пластов в добывающей скважине при многопластовой добыче, оборудованной электроцентробежным насосом, лубрикатором, перфорационным отверстиями и насосно-компрессорными трубами, предусматриваются следующие операции: а) осуществляют через лубрикатор спуск на кабеле гидрофона, соединенного с регистрирующей аппаратурой, до уровня нефтяных пластов, б) осуществляют измерение гидрофоном, соединенным с регистрирующей аппаратурой, амплитудно-частотных спектров звуковых волн, генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из отдельных нефтяных пластов через перфорационные отверстия в добывающую скважину, в) осуществляют размещение внутри насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом как минимум одного четвертьволнового резонатора, г) осуществляют спуск в добывающую скважину электроцентробежного насоса на насосно-компрессорных трубах с размещенными внутри четвертьволновыми резонаторами, д) осуществляют постоянный контроль дебита одновременно с нескольких нефтяных пластов по информации амплитудно-частотных спектров звуковых волн, генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из отдельных нефтяных пластов через перфорационные отверстия, при этом осуществляется всасывание электроцентробежным насосом нефтеводогазовой смеси из отдельных нефтяных пластов через перфорационные отверстия в добывающую скважину, в результате чего создаются турбулентные вихри, которые генерируют звуковые волны с соответствующими амплитудно-частотными спектрами, при этом четвертьволновые резонаторы, размещенные во внутренней полости насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом, уменьшают амплитуды всех гармоник в заданной полосе частот амплитудно-частотного спектра звуковых волн, генерируемых лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса, при этом звуковые волны с соответствующими амплитудно-частотными спектрами пропорционально дебитам от отдельных нефтяных пластов переходят из нефтеводогазовой смеси скважины в нефтеводогазовую смесь, находящуюся во внутренней полости насосно-компрессорных труб, выше четвертьволновых резонаторов, размещенных над электроцентробежным насосом.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе для постоянного контроля дебита отдельных нефтяных пластов добывающей скважины при многопластовой добыче используют метод уменьшения амплитуд гармоник в заданной полосе частот амплитудно-частотного спектра, генерируемого лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса, четвертьволновыми резонаторами, а передачу информации о дебитах, соответствующих нефтяных пластов, осуществляют в полосе частотного спектра с меньшими амплитудами после четвертьволновых резонаторов - частотными спектрами (существует связь между дебитами и частотными спектрами /Авторское свидетельство №1461875, кл. Е21В 43/45. БИ 8, 1989/, генерируемыми турбулентными потоками нефтеводогазовыми смесями из перфорационных отверстий соответствующих пластов.
Таким образом, заявленное изобретение соответствует критерию «новизна».
Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что снижение - уменьшение амплитуд гармоник в заданной полосе частот за счет акустических преобразователей шума четвертьволновыми резонаторами - известно /Патент RU 2109134. Е21В 43/25. Бюл. №11, 1998/.
Однако неизвестно, что можно уменьшать по амплитуде гармоники частот в частотном спектре звука, генерируемого электроцентробежным насосом, и передавать в полосе частот с уменьшенными по амплитуде гармониками информацию постоянно и одновременно с нескольких пластов без спуска в скважину дебитомеров.
Таким образом, заявленное изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень».
Основные положения физической сущности способа контроля дебита нефтеводогазовой смеси отдельных нефтяных пластов скважины при многопластовой добыче.
1. Наличие частотных спектров, генерируемых отдельными нефтяными пластами, несущих информацию о дебите нефтеводогазовой смеси /Патент №2109134, Е21В 43/25/.
2. Четвертьволновые резонаторы, размещенные над электроцентробежным насосом, позволяют уменьшать амплитуды гармоник частот звуковых волн, генерируемых электроцентробежным насосом в скважину /Патент №2314575. G10K 11/172, F16L 55/02. Способ снижения вибраций насосно-компрессорных труб/.
3. Наличие помехозащищенного канала связи для передачи глубинной информации, т.е. передача частотных спектров, генерируемых отдельными нефтяными пластами, осуществляется в уменьшенной по амплитуде полосе частот, генерируемых электроцентробежным насосом /Авторское свидетельство №1640396, Е21В 47/12. Способ передачи информации при турбинном бурении скважин/.
Во-первых, необходимо для каждого нефтяного пласта произвести запись амплитудно-частотных спектров звуковых волн, генерируемых турбулентными вихрями нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из перфорационных отверстий в добывающей скважине, и связать их с дебитами.
Во-вторых, произвести на стендовой скважине (стендовая скважина - это стенд, состоящий из обсадной колонны, имитирующей скважину) записи амплитудно-частотных спектров звуковых волн, генерируемых вибрацией корпуса электроцентробежного насоса в скважину и лопатками колес электроцентробежного насоса во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб.
В-третьих, произвести на стендовой скважине, с размещенными четвертьволновыми резонаторами внутри насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом, записи амплитудно-частотных спектров звуковых волн, генерируемых вибрацией корпуса, и пульсации давления лопаток колес электроцентробежного насоса в скважину электроцентробежного насоса во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб.
В-четвертых, для уменьшения (помех - переменного давления в нефтеводогазовой смеси) амплитуд гармоник в частотном спектре звуковых волн, генерируемых лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса, - размещают в полости насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом четвертьволновые резонаторы с целью передачи информации в виде амплитудно-частотных спектров (математически связанных с дебитами нефтяных пластов) в заданных полосах частот с меньшими амплитудами.
Первый этап. Промысловые испытания - измерения на добывающей скважине амплитудно-частотных спектров, генерируемых отдельными нефтяными пластами.
1. Измерение амплитудно-частотных спектров звуковых волн производится регистрирующей аппаратурой, например ВШВ-003, в комплект которого входят гидрофон (спускаемый на кабеле в скважину до уровня нефтяных пластов), частотомер и электронный блок для обработки информации (размещенный на устье скважины). Это исходные данные, относительно которых контролируется изменение дебита.
2. Промысловые измерения на добывающей скважине дебитов измерительной аппаратурой - спускаемые в скважину дебитомеров.
3. Составляется программа для электронного блока - исходные данные для обработки информации дебитов по амплитудно-частотным спектрам, генерируемым каждым отдельным нефтяным пластом.
Второй этап. Стендовые испытания, которые включают следующие измерения.
1. Измерение амплитудно-частотного спектра звуковых волн, генерируемого корпусом - колебаниями (вибрацией) электроцентробежного насоса в скважину. Измерение производится регистрирующей аппаратурой, например ВШВ-003, в комплект которого входят гидрофон (спускаемый на кабеле в скважину), частотомер и электронный блок обработки информации (размещенный на устье скважины).
2. Измерение амплитудно-частотного спектра звуковых волн, генерируемого (переменное давление в нефтеводогазовой смеси - пульсации) лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб. Измерение производится регистрирующей аппаратурой, например ВШВ-003, в комплект которого входят гидрофон - спускаемый на кабеле во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до электроцентробежного насоса, частотомер и электронный блок (размещенный на устье скважины).
3. Информация, полученная в процессе измерения амплитудно-частотных спектров, заносится в программу электронного блока регистрирующей аппаратуры (используется для корректировки данных после замены электроцентробежного насоса при капитальном ремонте скважины).
На фиг.1 изображена технологическая схема измерения в добывающей скважине частотных спектров звуковых волн, генерируемых турбулентными потоками нефтеводогазовых смесей, вытекаемых из перфорационных отверстий отдельных пластов.
На фиг.2 изображены амплитудно-частотные спектры S1(f) и S2(f) звуковых волн, измеренных регистрирующей аппаратурой, в добывающей скважине, например, с двух нефтяных пластов.
На фиг.3 изображена технологическая схема стендовой скважины для измерения амплитудно-частотных спектров, во-первых, генерируемых электроцентробежным насосом в скважину, во-вторых, лопастями рабочих колес в полость насосно-компрессорных труб, вызывая тем самым вибрацию (колебания стенок труб) труб, с последующим переходом звуковых волн в скважину.
В стендовую скважину спущены электроцентробежный насос и два гидрофона. Один из них замеряет амплитудно-частотный спектр внутри полости насосно-компрессорных труб, а другой - амплитудно-частотный спектр в скважине.
Для работы технологической схемы стендовой скважины техническая вода поступает через входной патрубок 22 в стендовую скважину 15, прокачивается через центробежный насос 16 в полость насосно-компрессорных труб 9 и выходит через выходной патрубок 23.
На фиг.4 изображены амплитудно-частотные спектры S4(f), S5(f), S6(f), S7(f) и S8(f) звуковых волн в стендовой скважине.
Электроцентробежный насос 16 генерирует корпусом в техническую воду звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S4(f) (фиг.4, г).
Лопасти рабочих колес электроцентробежного насоса 16 генерируют в техническую воду 19 звуковые волны 18 с амплитудно-частотным спектром S5(f) (фиг.4, д), которые распространяются к устью скважины и одновременно возбуждают вибрацию 24 с амплитудно-частотным спектром S6(f) (фиг.4, е). Корпус насосно-компрессорных труб 9, возбужденный пульсациями технической воды с амплитудно-частотным спектром 86(f) (фиг.4, е), генерирует в техническую воду 19 звуковые волны 25 с амплитудно-частотным спектром S7(f) (фиг.4.ж). Звуковые волны 26 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S8(f) (фиг.4, з) - это звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S4(f) и S7(f).
На фиг.5 изображена технологическая схема стендовой скважины для измерения амплитудно-частотных спектров при размещении в насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом четвертьволновых резонаторов. Технологическая схема показывает, как можно уменьшить уровень амплитуды частот в амплитудно-частотных спектрах звуковых волн, генерируемых электроцентробежным насосом, и передать с забоя скважины информацию о дебитах с соответствующих пластов.
На фиг.6 изображены амплитудно-частотные спектры S9(f), S10(f), S11(f), S12(f) и S13(f) звуковых волн в стендовой скважине при размещении четвертьволновых резонаторов в насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом.
На фиг.7 изображена технологическая схема добывающей нефтяной скважины с размещенным в лубрикаторе гидрофоном и четвертьволновых резонаторов в насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом.
На фиг.8 изображены амплитудно-частотные спектры звуковых волн S13(f) и S14(f), распространяющихся, например, от двух нефтяных пластов до регистрирующей аппаратуры, на пути распространения которых имеется источник звуковых волн - электроцентробежный насос.
На фиг.1 показано: 1 - нефтяной пласт, например П1, 2 - турбулентный поток нефтеводогазовой смеси, вытекаемый из нефтяного пласта П1, 3 - нефтяной пласт, например П2, 4 - турбулентный поток нефтеводогазовой смеси, вытекаемый из нефтяного пласта П2, 5 - нефтеводогазовая смесь, 6 - амплитудно-частотный спектр S3(f) звуковых волн, состоящий из амплитудно-частотных спектров S1(f) и S2(f), распространяющий в скважине от отдельных нефтяных пластов П1 и П2, 7 - гидрофон, размещенный в скважине, для замера амплитудно-частотных спектров S1(f) и S2f звуковых волн от каждого нефтяного пласта П1 И П2 (контрольные замеры), 8 - кабель (предназначен для спуска гидрофона в скважину с последующим подъемом после замера амплитудно-частотных спектров S1(f) и S2(f) звуковых волн), 9 - насосно-компрессорные трубы, 10 - динамический уровень нефтеводогазовой смеси, 11 - газ, выделяющийся из нефтеводогазовой смеси, 12 - добывающая нефтяная скважина, 13 - лубрикатор (устройство, через которое осуществляют спуск и подъем гидрофона на кабеле в скважину), 14 - регистрирующая аппаратура.
На фиг.2, а изображен амплитудно-частотный спектр S1(f) звуковых волн, генерируемых турбулентными вихрями потока нефтяного пласта П1.
На фиг.2, б изображен амплитудно-частотный спектр S2(f) звуковых волн, генерируемых турбулентными вихрями потока нефтяного пласта П2.
На фиг.2, в изображен амплитудно-частотный спектр S3(f), включающий амплитудно-частотный спектр S1(f) нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотный спектр S2(f) нефтяного пласта П2.
На фиг.3 показано: 8 - кабель; 9 - насосно-компрессорные трубы; 13 - лубрикатор; 14 - регистрирующая аппаратура; 15 - стендовая скважина, 16 - электроцентробежный насос; 17 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S4(f), генерируемым вибрацией (колебаниями) корпуса электроцентробежного насоса в жидкость скважины; 18 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S5(f), генерируемые лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса в жидкость, заполняющую насосно-компрессорные трубы; 19 - техническая вода; 20 - гидрофон, опущенный в насосно-компрессорные трубы через лубрикатор, для замера амплитудно-частотного спектра S5(f) звуковых волн, генерируемого лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса; 21 - гидрофон, опущенный в стендовую скважину, для замера амплитудно-частотного спектра S4(f) звуковых волн, генерируемого электроцентробежным насосом в скважину; 22 - вход технической воды в стендовую скважину; 23 - выход технической воды из насосно-компрессорных труб; 24 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S6(f), генерируемые жидкостью из насосно-компрессорных труб, в корпус насосно-компрессорных труб; 25 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S7(f), генерируемые корпусом насосно-компрессорных труб, в жидкость скважины; 26 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S8(f)=[S4(f)+S7(f] - состоящим из амплитудно-частотного спектра S4(f) (колебаниями корпуса электроцентробежного насоса в жидкость скважины и амплитудно-частотного спектра S7(f) корпуса (колебаниями) насосно-компрессорных труб в жидкость скважины.
На фиг.4, г изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S4(f), генерируемых вибрацией (колебаниями) корпуса электроцентробежного насоса в жидкость скважины.
На фиг.4, д изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S5(f), генерируемых лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса в жидкость, заполняющую насосно-компрессорные трубы.
На фиг.4, е изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S6(f), возбуждающих корпус насосно-компрессорных труб.
На фиг.4, ж изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S7(f), генерируемых корпусом насосно-компрессорных труб в жидкость скважины.
На фиг.4, з изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S8(f)=[S4(f)+S7(f)] - состоящий из амплитудно-частотного спектра S8(f) звуковых волн и амплитудно-частотного спектра S4(f).
На фиг.5 показано: 8 - кабель; 9 - насосно-компрессорные трубы; 13 - лубрикатор; 14 - регистрирующая аппаратура; 15 - стендовая скважина; 16 - электроцентробежный насос; 18 - звуковые волны, генерируемые лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса в жидкость, заполняющую насосно-компрессорные трубы; 19 - техническая вода; 20 - гидрофон, опущенный в насосно-компрессорные трубы через лубрикатор; 21 - гидрофон, опущенный в стендовую скважину; 22 - вход технической воды в стендовую скважину; 23 - выход технической воды из насосно-компрессорных труб; 27 - четвертьволновые резонаторы; 28 - звуковые волны, распространяющиеся в жидкости, заполняющей насосно-компрессорные трубы, после четвертьволновых резонаторов; 29 - звуковые волны, генерируемые насосно-компрессорными трубами, при размещенных четвертьволновых резонаторах над электроцентробежным насосом; 30 - звуковые волны, распространяющиеся от насосно-компрессорных труб в скважину, с размещенными четвертьволновыми резонаторами над электроцентробежным насосом; 31 - звуковые волны, распространяющиеся в скважине от электроцентробежного насоса, при наличии четвертьволновых резонаторов, размещенных над электроцентробежным насосом; 32 - звуковые волны, генерируемые вибрацией (колебаниями) корпуса электроцентробежного насоса и насосно-компрессорными трубами, с размещенными четвертьволновыми резонаторами в насосно-компрессорных трубах над электроцентробежным насосом.
На фиг.6, и изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S9(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S5(f) с уменьшенными амплитудами на величину ΔА, после прохождения звуковых волн через четвертьволновые резонаторы, размещенные над электроцентробежным насосом. Уменьшенный по амплитуде амплитудно-частотный спектр S9(f) на величину ΔА необходим для передачи в данной полосе амплитудно-частотного спектра S1(f) от нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотного спектра S2(f) от нефтяного пласта П2.
На фиг.6, к изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S10(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S6(f) с уменьшенными амплитудами на величину ΔА. Уменьшенный по амплитуде амплитудно-частотный спектр S10(f) на величину ΔА необходим для передачи амплитудно-частотного спектра S1(f) от нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотного спектра S2(f) от нефтяного пласта П2.
На фиг.6, л изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S11(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S7(f) с уменьшенными амплитудами на величину ΔА. Уменьшенный по амплитуде амплитудно-частотный спектр S7(f) на величину ΔА необходим для передачи амплитудно-частотного спектра S1(f) от нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотного спектра S2(f) от нефтяного пласта П2.
На фиг.6, м изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S12(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S4(f) с уменьшенными амплитудами на величину ΔА. Уменьшенный по амплитуде амплитудно-частотный спектр S4(f) на величину ΔА необходим для передачи амплитудно-частотного спектра S1(f) от нефтяного пласта П1 и амплитудно-частотного спектра S2(f) от нефтяного пласта П2.
На фиг.6, н изображен амплитудно-частотный спектр звуковых волн S13(f), состоящий из амплитудно-частотного спектра S11(f) и амплитудно-частотного спектра S12(f) с меньшими амплитудами для прохождения амплитудно-частотных спектров S1(f) и S2(f) в скважине с минимальным уровнем помех.
На фиг.7 показано: 1 - нефтяной пласт П1; 3 - 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), распространяющимся в добывающей скважине и состоящим из двух амплитудно-частотных спектров S14(f) и S15(f); 36 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S17(f), распространяющимся в добывающей скважине и состоящим из четырех амплитудно-частотных спектров: амплитудно-частотного спектра S14(f) - пропорциональный дебиту нефтеводогазовой смеси пласта П1, амплитудно-частотного спектра S15(f) - пропорциональный дебиту нефтеводогазовой смеси пласта П2, амплитудно-частотному спектру S11(f), генерируемому в скважину от насосно-компрессорных труб, и амплитудно-частотному спектру S12(f), генерируемому электроцентробежным насосом с размещенными четвертьволновыми резонаторами над электроцентробежным насосом; 37 - переход звуковых волн из скважины в жидкость, заполняющей насосно-компрессорные трубы; 38 - звуковые волны с амплитудно-частотным спектром S18(f), распространяющимся в насосно-компрессорных трубах добывающей скважины и состоящим из амплитудно-частотных спектров S9(f) и S17(f).
На фиг.8, о показан 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 фиг.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 фиг.8, р показан частотный спектр S16(f) звуковых волн, распространяющийся в скважине и состоящий из двух частотных спектров S14(f) и S15(f).
На фиг.8, с частотный 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 фиг.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), S15(f),
На фиг.8, у показан частотный спектр S19(f) звуковых волн, принятый гидрофоном и отфильтрованный регистрирующей аппаратурой (частотные спектры S14(f) и S15(f) звуковых волн пропорциональны дебитам соответствующих пластов, при соответствующей градуировке).
Пример осуществления способа.
Первая операция. Осуществляют спуск через насосно-компрессорные трубы 9(фиг.1) в добывающую скважину 12 (фиг.1) через лубрикатор 13 (фиг.1) на кабеле 8 (фиг.1) гидрофона 7 (фиг.1), соединенного с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.1), до уровня нефтяных пластов П1 и П2 (фиг.1).
Вторая операция. Осуществляют измерение в добывающей скважине 12 (фиг.1) гидрофоном 7 (фиг.1), соединенным с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.1), амплитудно-частотных спектров звуковых волн S1(f) (фиг.2, а) и S2(f) (фиг.2, б), генерируемых турбулентными потоками 2 (фиг.1) и 4 (фиг.1) нефтеводогазовых смесей, вытекаемых через перфорационные отверстия отдельных пластов П1 и П2 (фиг.1), причем регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.1) контролируется сразу два амплитудно-частотных спектра S3(f)=S1(f)+S2(f) 6 (фиг.1). Гидрофон 7 (фиг.1) размещается в нефтеводогазовой смеси 5 (фиг.1), так как прием сигнала 6 (фиг.1) в газовой смеси 11 (фиг.1) выше динамического уровня (где также появляется пена) 10 (фиг.1) не возможен из-за поглощения и затухания звука.
Третья операция. Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах (фиг.3) в стендовую скважину 15 (фиг.3) электроцентробежного насоса 16 (фиг.3).
Четвертая операция. Осуществляют спуск на кабеле 8 (фиг.3) гидрофона 21 (фиг.3) в стендовую скважину 15 (фиг.3).
Пятая операция. Осуществляют спуск через лубрикатор 13 (фиг.3) на геофизическом кабеле гидрофона 20 (фиг.3) в насосно-компрессорные трубы 9 (фиг.3), размещенные в стендовой скважине 15 (фиг.3).
Шестая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине 15 (фиг.3) гидрофоном 21 (фиг.3), соединенным с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.3), звуковых волн 26 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S8(f), состоящим из амплитудно-частотного спектра S4(f), генерируемого корпусом электроцентробежного насоса 16 (фиг.3), и амплитудно-частотного спектра S7(f), генерируемого корпусом насосно-компрессорных труб 9 (фиг.3), и звуковых волн 18 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S5(f), генерируемым лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса 16 (фиг.3).
Техническая вода поступает через входной патрубок 22 (фиг.3) в стендовую скважину 15 (фиг.3), прокачивается через центробежный насос 16 (фиг.3) в полость насосно-компрессорных 9 (фиг.3) и выходит через выходной патрубок 23 (фиг.3).
Электроцентробежный насос 16 (фиг.3) генерирует корпусом в техническую воду амплитудно-частотный спектр S(f) (фиг.4, г).
Лопасти рабочих колес электроцентробежного насоса 16 (фиг.3) генерируют в техническую воду 19 (фиг.3) звуковые волны 18 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S5(f) (фиг.4, д), которые распространяются к устью скважины и одновременно возбуждают вибрацию 24 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S6(f) (фиг.4, е). Корпус насосно-компрессорных труб 9 (фиг.3), возбужденный амплитудно-частотным спектром S6(f) (фиг.4, е), генерирует в техническую воду 19 (фиг.3) звуковые волны 25 (фиг.3) с амплитудно-частотным спектром S7(f) (фиг.4, ж).
Седьмая операция. Осуществляют измерение гидрофоном 20 (фиг.3), соединенным с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.3), амплитудно-частотного спектра звуковых волн S5(f) (фиг.4, д), генерируемых в насосно-компрессорные трубы 9 (фиг.3) лопастями рабочих колес электроцентробежного насоса.
Восьмая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине 15 (фиг.5) внутри насосно-компрессорных труб 9 (фиг.5) над электроцентробежным насосом 16 (фиг.5) как минимум одного четвертьволнового резонатора 27 (фиг.5).
Девятая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине 15 (фиг.5) в насосно-компрессорных трубах 9 (фиг.5) над четвертьволновыми резонаторами 27 (фиг.5) через лубрикатор 13 (фиг.5) на кабеле гидрофона 20 (фиг.5).
Десятая операция. Осуществляют размещение в стендовой скважине 15 (фиг.5) на геофизическом кабеле 8 (фиг.5) гидрофона 21 (фиг.5).
Одиннадцатая операция. Осуществляют размещение на устье стендовой скважины 15 (фиг.5) регистрирующей аппаратуры 14 (фиг.5), соединенной с гидрофонами 20 (фиг.5) и 21 (фиг.5).
Двенадцатая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине 15 (фиг.5) гидрофоном 21 (фиг.5), соединенным с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.5), амплитудно-частотного спектра звуковых волн S13(f) (фиг.6, н), (S13(f)=S11(f)+S12(f), где S11(f)=S7(f)-ΔA) и S12(f)=S4(f)-ΔA), генерируемых электроцентробежным насосом 16 (фиг.5) в скважину 15 (фиг.5).
Тринадцатая операция. Осуществляют измерение в стендовой скважине 15 (фиг.5) амплитудно-частотного спектра звуковых волн S9(f) (фиг.6, и), S9(f)=S(f)-ΔA), гидрофоном 20 (фиг.5), размещенным над четвертьволновыми резонаторами 27 (фиг.5).
Четырнадцатая операция. Осуществляют спуск на насосно-компрессорных трубах 9 (фиг.7) в добывающую скважину 12 (фиг.7) электроцентробежного насоса 16 (фиг.7).
Пятнадцатая операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине внутри насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом как минимум одного четвертьволнового резонатора,
Шестнадцатая операция. Осуществляют размещение в добывающей скважине 12 (фиг.7) в лубрикаторе 13 (фиг.7) гидрофона 20 (фиг.7), соединенного с регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.7).
Семнадцатая операция. Осуществляют прием гидрофоном 20 (фиг.7) и измерение регистрирующей аппаратурой 14 (фиг.7) дебита отдельных пластов 1 (фиг.7 с П1 (фиг.7) амплитудно-частотным спектрам звуковых волн, генерируемых отдельными нефтяными пластами.
Осуществляют прием частотного спектра S 14(f) (фиг.8, о) и S 15(f) (фиг.8, п) звуковых волн, генерируемого перфорационными отверстиями нефтяного пласта П1-1 (фиг.7) и П2-3 (фиг.7) 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, при этом частотный спектр S16(f) (фиг.8, р) звуковых волн, как сумма двух спектров S14(f) (фиг.8, н) и S15(f) ((фиг.8, о) звуковых волн, проходит через амплитудно-частотный спектр S13(f), т.е. S13(f)=S11(f)+S12(f)=S11(f)+(S4(f)-ΔA), представляющий собой новый спектр S17(f) (фиг.8, с), и амплитудно-частотные спектры S9(f)+S17(f)=(S5(f)-ΔА)+S13(f)+S16(f), т.е. через новый амплитудно-частотный спектр S18(f) (фиг.8, т), причем гидрофон 14 (фиг.7) принимает S18(f) (фиг.8, с) и регистрирующая аппаратура преобразует (отфильтровывает помехи) и фиксирует амплитудно-частотный спектр S19(f) (фиг.8, у), состоящий из S14(f) и S15(f) звуковых волн, пропорционально дебитам соответствующих пластов, при соответствующей градуировке в виде цифровой индикации (не показано) с последующим преобразованием в цифровую величину дебита от отдельных пластов, при соответствующей градуировке.