КОМПЛЕКС ДЛЯ КОНТРОЛЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ И СКОРОСТИ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СРЕДЫ В ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Полезная модель относится к исследованию нефтяных скважин, в частности к устройствам для определения процентного содержания воды в водонефтяной смеси и скорости перемещения среды в стволе скважины.
Известен влагомер, выполненный в виде проточного конденсатора, одной обкладкой которого служит центральный изолированный стержень, а второй - корпус измерительного канала, причем исследуемый поток жидкости направляют с помощью пакерующего устройства (Лукьянов Е.П., Габдуллин Т.Г., Свинцов А.Г., Кочетов Б.П., Слесарев А.П., Арзамасцев Ф.Г. «Глубинный влагомер». Авт. св. СССР №201737 кл. G01k 19/04).
Основными недостатками этих влагомеров является нарушение динамики потока и, следовательно, большие погрешности, зависящие от этого фактора, а также сложность обеспечения абсолютной пакеровки.
В качестве прототипа принят скважинный влагомер, содержащий центратор и измерительный генератор с емкостным датчиком в колебательном контуре, выполненным в виде двух расположенных друг над другом изолированных электродов, образующих с обсадной колонной две последовательно соединенные емкости, снабжен дополнительным емкостным датчиком с идентичными с основным датчиком геометрическими и электрическими характеристиками, расположенным на некотором расстоянии, например, 25 мм, по вертикали от основного датчика, дополнительный емкостной датчик включен в контур дополнительного измерительного генератора. Выходные сигналы основного и дополнительного измерительных генераторов поданы на вход смесителя частотных сигналов для выделения разностной частоты (Алаева Н.Н., Габдуллин Т.Г., Томус Ю.Б. «Скважинный влагомер». Патент РФ №76973 кл. E21B 47/00).
Недостатком данного устройства является аппаратурная избыточность и, как следствие, сложность практической реализации.
Целью полезной модели является упрощение схемотехнической реализации с одновременным повышением точности и расширением функциональных возможностей с использованием алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Поставленная цель достигается тем, что внутренние обкладки конденсаторов (изолированные электроды), установленные на изоляционном основании и образующие с насосно-компрессорными трубами (НКТ) или обсадной колонной внутренние и внешние обкладки конденсаторов подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код, а соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов (внутренняя поверхность НКТ или обсадная колонна) - к общему проводу схемы, при этом выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код связаны с контроллером, в котором эти результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Предлагаемое техническое решение поясняется чертежом.
На фигуре изображена функциональная схема комплекса для определения процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины с помощью алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Комплекс содержит скважинный прибор 2, состоящий из четырех изолированных друг от друга электродов 3, установленных на изоляционном основании 4 и образующих с НКТ или обсадной колонной 1 внутренние и внешние обкладки конденсаторов. Изолированные электроды (внутренние обкладки конденсаторов) 3 подключены к входам специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6, а НКТ или обсадная колонна 1 (соединенные вместе внешние обкладки конденсаторов) подключена к общему выводу схемы (земля). Выходы специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6 связаны с контроллером 7, в котором результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины использованы в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
Комплекс работает следующим образом.
После спуска скважинного прибора 2 в обсадную колонну 1 в зону продуктивных пластов, он протягивается в интервалах перфорации обсадной колонны 1 скважины для измерения либо непрерывно, либо по точкам остановки скважинного прибора 2. Если эмульсия, поступающая в скважину содержит в своем составе, например, воду, это повлечет изменение выходного сигнала скважинного прибора, который представляет собой результат сравнения состава потоков эмульсии, контролируемых отдельными конденсаторами (изолированными электродами 3 и НКТ или обсадной колонной 1). Выходной сигнал скважинного прибора 2 поступает на вход специализированных микросхемных преобразователей емкости в код 5 и 6 для преобразования его в цифровой код. Цифровой код поступает на вход контроллера 7, в котором результаты преобразования измерений процентного содержания воды в водонефтяной смеси в стволе скважины используются в алгоритмах получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды.
1
2
Алгоритмы получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды основаны на вычислении взаимной корреляционной функции двух случайных напряжений U(t) с выхода CDC1 и U(t) с выхода CDC2, которая приближенно может быть определена по формуле
1
2
max
max
Т.е. вычисление R(τ) сводится к умножению двух отсчетов функций U и U, смещенных по времени на τ, во всех N точках промежутка времени nT (n - текущий номер точки, T=const - промежуток времени между двумя соседними произведениями), суммированием N произведений и делением суммы на N. Вычисление R(τ) производится при различных τ с поиском R(τ)=R(τ). Полученное при этом τ - искомая величина. Скорость движения среды определяется формулой
max
max
где l - расстояние между датчиками, τ - соответствует R(τ).
1
2
Значения U и U - определяют влагосодержание среды.
Емкость конденсатора определяется по следующей формуле:
0
-12
где ε=8,85×10 Ф/м - электрическая постоянная;
x
X
X
X
1
2
ε - относительная диэлектрическая проницаемость вещества, заполняющего межэлектродное пространство (ε=2,2 для нефти, ε=81 - воды, ε=1 - воздуха) определяется напряжениями U(t) и U(t) с выходов CDC1 и CDC2;
H - высота изолированных электродов 3;
1
2
d, d - соответственно наружный диаметр электрода и внутренний диаметр НКТ или обсадной колонны 1.
В зависимости от процентного содержания воды и нефти емкость будет изменяться.
Протяжку скважинного прибора 2 повторяют несколько раз и с остановками на некоторое время на участках, где обнаруживается достаточно высокая разница сигналов.
Данное техническое решение обеспечивает высокую чувствительность скважинного прибора и, следовательно, высокую надежность определения места поступления воды в скважину, т.к. измерение производится путем сравнения содержания воды в отдельных участках потока эмульсии. Также наряду с повышением чувствительности происходит автоматическая компенсация погрешностей, связанных с температурными изменениями параметров датчиков, а также с изменениями структуры потока водонефтяной смеси.
Применение преобразователей емкости в код обеспечивает такие преимущества, как высокая разрешающая способность, высокая степень интеграции, высокая надежность, точность, линейность, простота практической реализации и значительное снижение себестоимости разрабатываемого комплекса.
Кроме того использованием алгоритмов получения значений влагосодержания и скорости перемещения среды обеспечивается требуемая точность и скорость получения результатов измерений необходимые для практического применения.