автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Информационная система эхометрирования многоимпульсными сигналами для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах

□03052Э13

Налимов Константин Геннадьевич

ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА ЭХОМЕТРИРОВАНИЯ МНОГОИМПУЛЬСНЫМИ СИГНАЛАМИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Специальность: 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка [формации (отрасль: информация и информационные системы)

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Томск - 2007

003052913

Работа выполнена в Томском политехническом университете

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор В.А.Кочегуров

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор В.И. Гончаров

кандидат технических наук, доцент И.В. Бойченко

Ведущая организация:

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ), г. Новосибирск.

Защита состоится «28»марта 2007г. в 15-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.269.06 при Томском политехническом университете по адресу:634034, г. Томск, ул. Советская, 84, институт «Кибернетический центр» ТПУ.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Томского политехнического университета по адресу: 634034,г.Томск, Белинского, 55.

Автореферат разослан февраля 2007г. Ученый секретарь

диссертационного совета, к.т.н., доцент

Сонькин М.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Данная работа посвящена решению задачи повышения достоверности контроля уровня жидкости (скважинного флюида) в нефтедобывающих скважинах. В нефтяной отрасли контроль уровня жидкости проводится, как с целью мониторинга нефтедобывающих скважин, оборудованных насосами различных типов (так называемый «механизированный фонд скважин»), так и с целью гидродинамических исследований (ГДИС) нефтедобывающих скважин, с различными способами эксплуатации - как механизированной, так и немеханизированной добычей, для получения оценок фильтрационно-емкостных свойств пластов углеводородного сырья.

Одной из основных задач геолого-промысловых исследований является контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, что является важнейшим параметром работы насосного оборудования. Для надлежащей работы нефтедобывающей скважины механизированного фонда, насос должен всегда быть полностью погружен в жидкость для нормальной работы и иметь «подпор» (столб жидкости над насосом), рекомендованный производителем. Фильтрационные свойства пласта не постоянны, поэтому приток жидкости из пласта постоянно изменяется, эти изменения могут произойти достаточно быстро, приводя к перегреву электродвигателя из-за недостаточного притока из пласта, и как следствие, срыву подачи. Согласно отраслевому регламенту контроль уровня жидкости для каждой добывающей скважины должен проводиться не реже двух раз в месяц, но на практике проводится даже чаще.

В настоящее время для измерения уровня жидкости в скважинах, как правило, применяются методы эхометрирования моноимпульсными (одиночными) сигналами. В этих методах существует одна принципиальная проблема - оценка временного положения отраженного от уровня жидкости сигнала на эхограммах при наличии помех. На зондирующий сигнал действует большое количество факторов, осложняющих его распознавание: акустический шум насоса, вибрации колонны НКТ, переотражение самого зондирующего сигнала от неоднородностей в скважине. Все это приводит к тому, что во многих случаях энергии импульса становится недостаточно, и он полностью маскируется шумами. Ситуация также осложняется тем, что на сегодняшний день практически во всех нефтяных компаниях РФ активно проводится политика интенсификации добычи нефти, при этом, как правило увеличивается депрессия на пласт в зоне скважины, а это обусловлено снижением высоты столба жидкости над насосом. Следовательно, расстояние от устья скважины до уровня жидкости возрастает еще более, увеличивается влияние шумов от насосного оборудования, а следовательно увеличивается и диссипация энергии эхосигнала.

Таким образом, задача повышения надежности определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах имеет важное значение для нефтедобывающей отрасли и актуальность темы диссертационной работы не вызывает сомнений.

Одним из перспективных направлений увеличения точности и надежности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины является разработка новых методов и средств зондирования скважин на основе формирования более мощных энергетических посылок, а также применения более эффективных алгоритмов для оценки времени регистрации отраженных сигналов.

Объектом исследования является область контроля эксплуатации нефтяного месторождения, а именно контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяной скважины с целью диагностики насосного оборудования и оценки фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта.

Целью диссертационной работы является разработка информационной системы многоимпульсного эхометрирования скважин и исследование ее эффективности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважин при наличии интенсивных шумов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести системный анализ существующих методов и средств определения уровня жидкости в нефтяных скважинах;

2. Разработать информационную систему определения уровня жидкости в нефтяных скважинах на основе применения многоимпульсного зондирующего сигнала;

3. Построить алгоритмы фазочастотного прослеживания эхограмм для надежного определения временного положения сигналов в системе моноимпульсного и многоимпульсного зондирования скважин;

4. Провести исследования эффективности разработанной системы на экспериментальной установке и действующих скважинах

Методы исследования. Для решения поставленных задач использованы методы системного анализа, теории вероятностей и математической статистики, теории случайных функций, цифровой обработки сигналов и полей, статистического моделирования.

Достоверность и обоснованность полученных в диссертационной работе теоретических результатов и формулируемых на их основе выводов обеспечивается строгостью математических выкладок, базирующихся на аппарате интегрального и дифференциального исчисления, теории вероятностей и математической статистики. Справедливость выводов относительно эффективности предложенной системы подтверждена статистическим моделированием и опытно-методической обработкой реальных эхограмм.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Дано аналитическое обоснование использования многоимпульсного зондирующего сигнала для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

2. Построена математическая модель многоимпульсной эхограммы и получены для нее оценки отношения сигнал/шум в зависимости егг числа импульсов в пачке.

3. Разработаны методы и алгоритмы фазочастотного прослеживания для определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик (ФЧХ) и функций группового запаздывания (ФГЗ) участков эхограмм.

4. Создана информационная система эхометрирования скважин многоимпульсными сигналами

Практическая значимость. Разработанная система многоимпульсного зондирования скважин и методы фазочастотного прослеживания эхограмм использованы для определения уровня жидкости на реальных нефтедобывающих скважинах, где традиционные методы моноимпульсного зондирования оказались не эффективными (Акты внедрения прилагаются). На устройство и способ определения уровня жидкости при многоимпульсном зондировании получен один патент на устройство и одно положительное решение на способ.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Метод формирования многоимпульсного зондирующего сигнала.

2. Математическая модель эхограммы при многоимпульсном зондирующем сигнале.

3. Методы и алгоритмы определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик участков эхограмм.

4. Методы и алгоритмы определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам функций группового запаздывания участков эхограмм.

5. Информационная система эхометрирования многоимпульсными сигналами для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на VIII международном симпозиуме имени академика М.А.Усова ( Томск, 2004г.), 4 и 5 всероссийских научно-технических конференциях «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, 2005г., 2006г.), VII Международной научно-практическая конференции «Интеллектуальные информационно-телекоммуникационные системы» (Томск, 2006г.), 2-м Международном форуме "Актуальные проблемы современной науки" (Самара, 2006г.).

Публикации. Полученные автором результаты достаточно полно изложены в 5 научных работах, одна из которых опубликована в журнале, рекомендованном ВАК, 1 патенте на устройство и 1 положительном решении на способ определения уровня жидкости в нефтяных скважинах.

Реализация результатов исследований. Результаты диссертационной работы внедрены в компаниях ООО Томское научно-производственное и внедренческое общество «Сиам», ООО «Сиам Мастер» при изготовлении программно- аппаратного комплекса «СиамМастер-4К», предназначенного для определения уровня жидкости в межгрубном пространстве нефтедобывающих скважин на основе многоимпульсного зондирующего сигнала.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Ее содержание изложено на 130 страницах, включая 118 страниц текста, проиллюстрировано 35 рисунками и 4 таблицами. Библиографический справочник содержит 105 наименований.

Личный вклад. Разработан метод определения уровня жидкости в межгрубном пространстве нефтедобывающих скважин, основанный на многоимпульсном эхометрировании. Построены алгоритмы определения временного положения отраженных сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик и функций группового запаздывания участков эхограмм. Получены аналитические оценки надежности фазочастотных алгоритмов. Построена математическая модель эхограммы, регистрируемой при многоимпульсном зондирующем сигнале. На данной модели методами статистического моделирования исследована точность получаемых оценок временного положения сигналов при использовании фазочастотных алгоритмов с равновесной обработкой. Разработана структурная схема информационной системы многоимпульсного эхометрирования скважин, подготовлено программное обеспечение для реализации вышеперечисленных алгоритмов обработки эхограмм.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ И ВЫВОДЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель исследований и основные положения, выносимые на защиту, определена научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проведен системный анализ объекта исследований, методов и средств измерения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающих скважин.

Знание уровня жидкости необходимо для надлежащей эксплуатации нефтяного оборудования и позволяет оценивать один из важнейших параметров нефтяного месторождения - пластовое давление. На рисунке 1 представлена система разработки нефтяного месторождения.

Объект разработки

, 1

Эксплуатационные инструменты и методы

Нефтедобывающее оборудование Системы поддержания пластового давления

Методы и средства снижения скин-фактора

Геолого-промысловые и гидродинамические исследования скважин

Рис. 1 - система разработки нефтяного месторождения

В общем случае любое месторождение - это сложная и динамичная система, эксплуатация которой связана с непрерывным кхиггролем ряда параметров с целью обеспечения максимальной извлекаемости углеводородного сырья. При этом каждое месторождение может иметь свои уникальные особенности (плотность нефти, характеристика коллектора и т.д.), требующие группировки их в ряд объектов разработки с характерными методами и средствами их эксплуатации. Для достижения максимально возможной извлекаемости нефти, особенно на поздних этапах эксплуатации месторождения, применяются системы поддержания пластового давления (ППД) такие, как искусственное заводнение (использование ряда скважин в сетке разбуривания как нагнетательные). Кроме этого используют различные средства для снижения скин-фактора призабойной зоны скважины, например, очистка коллектора или гидроразрыв пласта.

В настоящее время при проведении геолого-промысловых и гидродинамических исследований скважин для измерения уровня жидкости, как правило, используют методы эхометрирования на основе одиночного зондирующего сигнала. При этом процедура измерения следующая: уровнемер закрепляется на устье скважины и генерирует акустический импульс. Этот импульс проходит по газу в межтрубном пространстве скважины, доходит до поверхности газонефтяной смеси, отражается и возвращается обратно. Прибор регистрирует время между посланным сигналом и полученным откликом, после чего данное время делится пополам и умножается на скорость распространения звука в газе межтрубного пространства скважины. Результат равен уровню жидкости в скважине — расстоя2шю от устья до уровня раздела фаз газ-жидкость. На рисунке 2 приведена структурная схема системы одноимпульсного зондирования скважин

Рис. 2 - Структурная схема системы одноимпульсного зондирования

Точность определения уровня жидкости методами зхометрирования в нефтяных скважинах во многом зависит от надежного выделения отражений на эхограммах и оценки их временного положения. В свою очередь точность оценок временного положения сигналов существенным образом зависит от отношения сигнал/шум, накапливаемого в процессе обработки эхограмм. В системах одноимпульсного зондирования (рис.2) никаких специальных методов и средств, увеличивающих суммарное отношение сигнал/шум на эхограммах, не применяется и точность оценок уровня жидкости в таких системах, как правило, определяется наличием на эхограммах области преобладания полезного отражения над шумами.

В тоже время отражение акустической волны происходит не только от жидкости, а от любого значительного изменения акустического импеданса. Это может быть любая граница раздела сред, где имеется скачкообразное изменение плотности или любой объект в скважине, изменяющий площадь сечения затрубного пространства. По некоторым оценкам, изменение плотности газожидкостной смеси на 0,2 т/м достаточно для отражения эхосигпала от границы этой смеси. Ясно, что такая среда жидкостью не является. Более того, если речь идет об электроцентробежном насосе (ЭЦН) с газосепаратором (устройство, дегазирующее поднимаемый на поверхность флюид), то говорить об уровне жидкости в затрубном пространстве скважины вообще не приходится, поскольку от газосепаратора мы имеем столб газожидкостной эмульсии или «пены», имеющую разную плотность по глубине. В зависимости от свойств добываемого флюида, его газонасышенности, и конструкции скважины, столб пены может быть достаточно протяженным по высоте и занимать до нескольких сот метров на переходе жидкость - газ. Таким образом, говоря об уровне жидкости, следует понимать под этим некоторую границу раздела сред, отражающую эхосигнал, поскольку в общем случае «зеркала» жидкости в затрубном пространстве скважины не существует, исключение могут составлять высокообводненные скважины. Кроме этого, как уже отмечалось выше, на зондирующий сигнал действует большое количество факторов, осложняющих его распознавание на эхограмме: наличие акустического шума насоса, вибрации колонны НКТ, переотражение самого зондирующего сигнала от неоднородностей в скважине.

Однако, современные электронные уровнемеры, которые автоматизируют процесс определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах, то есть в автоматическом режиме проводят распознавание отражения, измерение времени прохождения сигнала и оценку скорости звука, работают сегодня только во времешюй области, и не используют возможности спектрального анализа для повышения отношения сигнал/шум, выделения сигнала из помех и увеличения точности измерения параметров сигнала на регистрируемых эхограммах.

Для некоторых месторождений Западной Сибири, доля скважин, где не удается получить надежные оценки уровня жидкости с помощью современных уровнемеров, по причинам недостаточного отношения сигнал/шум, составляет 10% и более.

Таким образом, в настоящее время проблема надежности оценки времени регистрации отражений в современных уровнемерах не решена, и следовательно необходима разработка новых систем для более эффективного определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Во второй главе предложена система эхометрирования нефтедобывающих скважин на основе многоимпульсного зондирующего сигнала, применение которого позволяет добиться существенного увеличения отношения сигнал/шум на эхограммах. В основу разработки положены следующие рассуждения.

Поскольку отношение сигнал/шум при эхометрнровании скважины

пропорционально квадрату перепада давления в трубе Ар2 и длительности

зондирующего сигнала , то повысить эффективность помехозащищенности системы эхометрировнаия можно двумя путями: 1) повышением перепада давления при формировании зондирующего сигнала; 2) увеличением длительности зондирующего сигнала.

Увеличение длительности зондирующего сигнала является, очевидно, наиболее продуктивным способом увеличения отношения сигнал шум по следующим причинам:

1) этот способ не зависит от условий эксплуатации конкретной скважины (давление, уровень шумов в межскважинном пространстве, наличие газобаллонного оборудования);

2) технически легко реализуем.

Однако, увеличение длительности зондирующего сигнала ведет к снижению точности измерения временной задержки, так как обнаружение протяженного импульса связано с большим временем интегрирования. Это время интегрирования является областью неопределешюсти в установлении величины задержки, и в конечном итоге приводит к снижению надежности определения уровня жидкости в скважине.

Поэтому в работе предлагается использовать протяженный сложный сигнал (сигнал с каким-либо видом впутриимпульсной модуляции) и его последующим сжатием. В качестве такого сигнала была выбрана посылка в виде пачки импульсов с временной модуляцией, в которой частота следования импульсов изменялась по линейному закону. Для этой посылки можно использовать теорию линейно-частотно-модулированных (ЛЧМ) сигналов, согласно которой применение согласованной фильтрации к ЛЧМ сигналам позволяет добиться существенного «сжатия» сигнала во времени (и, соответственно, снизить неопределенность измерения временной задержки отраженного сигнала), если сигнал имеет большую базу: »1,

где /0 - длительность пачки импульсов;

/1 - девиация частоты следования импульсов.

Такой подход может обеспечить сравнительно высокое отношение сигнал/шум при сохранении необходимой точности измерения временной задержки.

В реальных условиях эксплуатации скважин, максимальная длительность пачки импульсов ограничена временем регистрации отраженного сигнала, и составляет порядка 5-15 секунд (в зависимости от глубины уровня жидкости в скважине). С другой стороны, поскольку максимальная частота следования импульсов ограничена частотой срабатывания электромагнитного клапана генератора акустических сигналов (не более 10Гц), то интервал следования между импульсами не может быть менее 0,1 сек., а следовательно /I не должно бьгть слишком большим, чтобы сформировать минимально необходимое количество импульсов в пачке. Экспериментальные исследования показали, что достаточно принять //=2. Это позволяет с одной стороны обеспечить существенное сжатие сигнала, а с другой- создать мощную энергетическую посылку из 8 импульсов для /0 = 15 и из 16 импульсов для /0 =15. При этом энергия сигнала увеличится в 8 и 16 раз соответственно по сравнению с моноимпульсным зондированием.

Тогда технология зондирования скважин многоимпульсными сигналами будет отличаться от традиционного (моноимпульсного) метода тем, что в течение одного измерения уровнемер, закрепленный на устье скважины, генерирует не один, а серию импульсов одинаковой формы, но с различным временем задержки между импульсами.

Далее сгенерированная пачка импульсов проходит по межтрубному пространству, отражается от уровня жидкости и возвращается к устью скважины, где регистрируется, оцифровывается и подвергается согласованной фильтрации.

На рисунке 3 приведена информационная система определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах при использовании многоимпульсного зондирования.

Рис. 3 информационная система эхометрирования многоимпульсными сигналами

Рассмотрим действие согласованного фильтра (рис.3). Пусть многоимпульсный зондирующий сигнал представлен в виде пачки одинаковых импульсов длительностью <и каждый. Время вступления отдельного импульса - тк

(о

к^ О

где К- количество импульсов в пачке;

Комплексный спектр пачки импульсов на входе согласованного фильтра имеет вид: 5Л(о) = 50(а>)[1 + е1""- + е~"°" +... + е] (2)

где - комплексный спектр отдельного импульса длительностью 1п Оптимальный частотный коэффициент передачи согласованного фильтра описывается выражением:

Кт(а>) = В5'ы(ш)е-),л', (3)

где В - множитель пропорциональности.

Синтезируя структуру согласованного фильтра для пачки, потребуем, чтобы максимальный отклик имел место в момент окончания последнего импульса пачки, откуда:

^ (4)

* = 1

Подставим (2) в (3) и с учетом (4) получим:

Ктт (си) = В31(а>)е-""> [) + е^ + е"""' ] (5)

Тогда комплексный спектр пачки импульсов на выходе согласованного фильтра примет вид:

= 11К И' [1 + + е""1 +... + е] • [1 + е""> + е>т> +...+] =

(6)

ч Л'-| К-1

м

Из формулы (6) видно, что выходной сигнал будет иметь один главный лепесток с амплитудой в N раз больше квадрата амплитуды входного сигнала и ряд боковых лепестков, амплитуды и положения которых будут зависеть от длительности отдельного импульса и разницы задержек между импульсами в пачке.

Для исследования многоимпульсной системы эхометрирования скважин была собрана экспериментальная установка, схема испытательного стенда которой представлена на рисунке 4.

1. Измерительный патрубок;

2. Шаровой кран ЛЫ для отсечения волновода;

3. Манометр;

4. Шаровой кран Лгя2 для отсечения компрессора;

5. Рабочий стол;

6. Воздушный электрокомпрессор;

7. 100 метровая труба постоянного сечения, закупоренная с одного конца;

8. Соединительный шланг подачи давления;

9. Рама крепления волновода.

Рис. 4 - схема испытательного стенда уровнемеров Экспериментальная установка состояла из испытательного стенда уровнемеров (рис. 4), к измерительному патрубку которого было присоединено устройство генерации и приема УГП-автомат2. Для генерации импульсов в трубе испытательного стенда нагнеталось давление 8 атм. Зондирующий импульс генерировался посредствам кратковременного выпуска газа в атмосферу и состоял из трех импульсов одинаковой амплитуды и длительности. Регистрация колебаний производилась пьезодатчиком, далее сигнал усиливался, оцифровывался и передавался в компьютер. Структурная схема измерительного оборудования представлена на рисунке 5.

Рис. 5. Структурная схема измерения

Таким образом, на выходе АЦП была сформирована эхограмма (рис.6).

Время, с

Рис. 6 - регистрируемая эхограмма при использовании многоимпульсной посылки (3

импульса)

Эта эхограмма далее была подвержена цифровой согласованной фильтрации, результат которой представлен на рис. 7.

6000 г-,-1-1-1-1-1-,-

4000 "

А 2000 И

Время, с

Рис. 7 - результат согласованной фильтрации

На рис. 7 хорошо видны зондирующий сигнал, отражение от конца трубы и серия повторных отражений, связанных с тем, что после генерации импульса оба конца трубы оказываются закупоренными. Подобная ситуация проявляется и на реальных скважинах, там импульс, отраженный от уровня жидкости, поднимается до устья скважины, регистрируется на уровнемере, переотражается и направляется назад к уровню жидкости. Таким образом, после применения согласованного фильтра, зондирующий сигнал, состоящий из трех импульсов (рис. 6), на регистрируемой эхограмме сжался в один мощный пик амплитудой, примерно в 2 раза превосходящей амплитуду зондирующего импульса.

Проведенные испытания на экспериментальной установке показали принципиальную возможность применения многоимпульсных систем для повышения надежности определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

На основе данных эксперимента была построена математическая модель эхограммы, регистрируемой при многоимпульсном зондировании скважин.

Проведенные исследования показали, что форма отдельных импульсов на эхограмме хорошо аппроксимируется кривой Гаусса:

5(1-Г) = -

ехр

2£>2

(7)

где Л - параметр ширины импульса; т - временное положение импульса; М - масштабный коэффициент.

Из выражения (7) следует, что для построения математической модели отдельного импульса необходимо задать параметры М и И. Эти параметры были выбраны путем минимизации среднеквадратической ошибки между реальными импульсами на экспериментальной эхограмме и модельными импульсами:

Ш1П"

Ме 0,1

(8)

где 50(/-г) - импульс с экспериментальной эхограммы; .?(1-т,0,М) - модель импульса (7) при заданных Б, М.

На рисунке 8 представлена поверхность ошибки первого отраженного импульса в зависимости от параметров О и М.

Рис. 8. - Поверхность среднеквадратической ошибки Как видно из рисунка, поверхность имеет ярко выраженный минимум ошибки. Схожим образом выглядят поверхности ошибок и для других импульсов. Оптимальные значения параметров модельных импульсов (ширина импульса и масштабный коэффициент) для 10 отражений приведены в таблице 1.

№ отраженного импульса М

1 0.0934999 0.0354364 0.00671

2 0.0854893 0.0374272 0.00529

3 0.0762767 0.0404783 0.00495

4 0.0665273 0.0440245 0.00488

5 0.0575122 0.0476154 0.00471

6 0.0485812 0.0505446 0.00441

7 0.0409123 0.0534226 0.00715

8 0.0324096 0.0544248 0.00514

9 0.0254299 0.0555475 0.00314

10 0.0218488 0.0603005 0.00292

Полученные результаты (табл. 1) показывают, что имеет место линейная зависимость ширины импульса и масштабного коэффициента от номера (времени

вступления) импульса на эхограмме. описываются выражениями: £>(«) = £>0 + 6(«-1),

М(п) = 0,\ + т{п-\),

Линейные зависимости данных параметров

(9)

(10)

где £>о - параметр ширины первого импульса, регистрируемого на эхограмме; Ъ - тангенс угла наклона прямой параметра ширины импульса; т - тангенс угла наклона прямой параметра масштабного коэффициента; п- номер импульса.

Очевидно, что параметры £>о, битв общем случае зависят от свойств грубы и свойств газа ее заполняющего. В частности, для данных из таблицы 1 с помощью метода наименьших квадратов были получены следующие значения параметров: Дэ = 0.03543; Ъ = 0.00274; т = -0.00831.

На рисунках 9 и 10 представлены табличные значения параметра ширины импульса и масштабного коэффициента в зависимости от номера следования импульса и аппроксимирующие их прямые.

Рис. 9. Зависимость параметра ширины импульса от Рис. 10. Зависимость масштабного коэффициента от номера импульса на эхограмме номера импульса на эхограмме

Как отмечалось выше, при многоимпульсном зондировании, исходная посылка представляет собой пачку импульсов одинаковой формы и амплитуды с линейной частотой следования, поэтому математическая модель регистрируемой многоимпульсной эхограммы принимает вид:

= (11)

1=1

где — г,.) - ¡-ый отраженный импульс, описанный выражением (7);

- аддитивный нерегулярный шум, распределенный по нормальному закону, с числовыми характеристиками т ,,<г]\

Т - временное положение импульса на эхограмме;

N — количество импульсов.

Наличие в (11) аддитивного нормального шума объясняется тем, что в межтрубном пространстве скважины на сигнал накладывается шум (рисунок 3), формируемый различными источниками, причем вклад отдельных слагаемых не очень велик. Тогда, согласно центральной предельной теоремы, суммарный шум должен иметь закон

распределения, близкий к нормальному. Экспериментальные исследования, проведенные в диссертационной работе, подтвердили нормальность шумовой составляющей.

В качестве примера на рисунке 11 приведена модель эхограммы для серии посылки из девяти импульсов с их последующей регистрацией, когда аддитивный шум отсутствует.

А-

Время, с

Рис. 11 - Модель многоимпульсной эхограммы при отсутствии шума

На рисунке 12 приведена эта же модель, когда наложен нормальный шум с параметрами тх = 0 и а\ = 0,1

Время, с

Рис. 12 - Модель многоимпульсной эхограммы при наличии шума

В соответствии с технологией многоимпульспого зондирования (рис.3), регистрируемая эхограмма подвергалась согласованной фильтрации:

Х(0 = *(0®Л(0. (12)

где h(t)- импульсная характеристика согласованного фильтра, частотный коэффициент которого описывается выражением (5); ® - круговая свертка.

На рисунке 13 приведен результат применения согласованного фильтра к модели эхограммы, представленной на рисунке 12.

1500

1000

Л

500

о

О 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Время, с

Рис. 13 — Модель эхограммы после согласованной фильтрации

Как видно из рисунка, пик амплитуды отраженного сигнада четко просматривается на восьмой секунде, и существенно превосходит пиковые амплитуды шума.

Таким образом, математическая модель многоимпульсной эхограммы, описываемая выражением (11), к которой применяется процедура цифровой согласованной фильтрации, является адекватной моделью реальных эхограмм, регистрируемых в системе многоимпульсного эхометрирования скважин.

В третьей главе были разработаны методы определения временного положения акустических сигналов на основе анализа фазочасготных характеристик (ФЧХ) и функций группового запаздывания (ФГЗ) участков эхограмм и проведены исследования надежности этих методов с помощью вычислительного эксперимента на модели многоимпульсной эхограммы.

Использование для оценки временного положения сигналов наряду с ФЧХ функций группового запаздывания объясняется тем, что в затрубном пространстве скважин наблюдается волновая дисперсия, которая искажает форму сигнала на регистрируемых эхограммах. В этом случае методы оценки временного положения сигналов путем выделения максимума огибающей на основе расчета ФГЗ оказываются весьма эффективными.

Поскольку полоса частот, в которой сосредоточена основная энергия сигналов составляла всего порядка 10-15 Гц, в работе построены оптимальные оценки временного положения сигнала, когда выборки ФЧХ и ФГЗ являются в общем случае коррелированными.

Оптимальная оценка временного положения по коррелированной выборке ФЧХ для случая сильного сигнала (отношение сигнал/шум для всего аначнзируемого диапазона частот много больше единицы) имеет вид:

^(юМ^И-рДю)]:/® |У(й>)-&>-Лу

п

где Г(ю)= (т,со1)-о)^а)] ; - ФЧХ смеси сигнала с помехой; рД&>) - ФЧХ

п

сигнала; («,&>')- межчастотная корреляционная функция ФЧХ смеси; П-полоса частот, в которой сосредоточена основная энергия сигнала.

п Г"

Т-1 I-г

При этом дисперсия оценки составляет:

—пг—. , 1 ■ (,4>

IIД ((V, си ) ■ т ■ О) -йсо а со £1

Если значения ФЧХ независимы, то из (13) получаем известное выражение: |<У2 (со) (со) ~ <р, (со)\1со

_ п

¡32(й>)-ог-с1о] С5)

о

где 3(со) - отношение сигнала к помехе на частоте ОУ, а дисперсия оценки равна:

г,,.

(см) ■ слГско

(16)

Из сравнения (13) и (15) следует, что наличие корреляции в выборке ФЧХ не меняет саму структуру алгоритма оценки, а изменяются только весовые коэффициенты. Это очень важный вывод, который позволил в дальнейшем для определения временного положения сигналов использовать оценки, получаемые для случая слабого сигнала по некоррелированной выборке ФЧХ. Дело в том, что оптимальные оценки для случая слабого сигнала удается получить только для некоррелированной выборки ФЧХ, а они являются оптимальными, как для случая слабого, так и сильного сигнала, но не наоборот. Эти оценки находятся из известного соотношения, которое в дискретной форме имеет вид:

т

таХ X <?(И- )С05((Р (№ )-»(№ ) + IV г) (17)

ге[0,?0]£ = 1 К х к 5 к к

где ш- число частотных компонент в спектральной области, где сосредоточена основная энергия сигнала.

Применение алгоритма оценки на основе выражения (17) требует знания распределения отношения сигнал/шум 6(сок) по всей области частот П, что на практике, как правило, неизвестно. Поэтому в работе разработаны алгоритмы с равновесной и неравновесной обработкой, функции правдоподобия которых имеют соответственно вид:. т

1пЦт)= I со$[(Др(в>£)-ю*г)] (18)

к=1

(19)

т

¿(г) = Е IV (со )-со5[(Др(й> )-со г)] *=1 * к к •

где №'(сок) - искусственно задаваемые весовые коэффициенты, отличные от 3(сок)\ ¿ь<р(сок) = срх(сок)-<р1(сок).

Показано, что выражения (18) и (19) можно рассматривать как результат фильтрации эхограммы цифровым фильтром с соответствующей частотной характеристикой, в результате чего в той или иной мере увеличивается разрешение записи и снижается уровень боковых лепестков на эхограмме.

Оптимальная оценка временного положения по коррелированной выборке ФГЗ для случая сильного сигнала имеет вид:

1>(й>)[/Д(а>)- г;,(й>)]Ла> Г... = -г----(20)

а

где л,р(<м) - ФГЗ смеси сигнала с помехой; 1*р(со) - ФГЗ сигнала;

У {со) = '(а,со 1) г/и 1 а

Л,(о,®1) - межчастотная корреляционная функция ФГЗ смеси. При этом дисперсия оценки временного положения сигнала составляет:

о

Для независимых значений ФГЗ из (19) получаем:

/г 2 (® )■[<;,(») -

г„„,„ = *-г-^----(22)

| у 1 (й> )(1 со

О^спт]'

(й))с1(0

(23)

где - отношение сигнал/помеха на частоте со в области производных.

Из сравнения (20) и (22) следует, что наличие корреляции в выборке ФГЗ, также как и в выборке ФЧХ, приводит только к изменению весовых коэффициентов в процедуре получения оптимальных оценок временного положения сигнала.

Оптимальная оценка временного положения слабого сигнала по коррелированной выборке ФГЗ находится путем максимизации функции правдоподобия, которая в дискретной форме имеет следующий вид: т

1п /(г) = £ /(сок ) со5(Дй>(Дггр (ак ) - г)) (24)

Эта оценка является оптимальной и для случая сильного сигнала, если значения ФГЗ не коррелированны. Учитывая сложность измерения распределения отношения сигнал/шум в области производных /(&>) по всей анализируемой полосе частот, предлагается, как и ранее, использовать алгоритмы с равновесной и неравновесной обработкой. Функция правдоподобия при равновесной обработке имеет вид:

1п/(г) = ^со5(Дй,(Д^Ю-т-)) (25)

Выражение (25) описывает оценку огибающей акустического сигнала, построенную путем анализа статистик функций группового запаздывания эхограммы.

Экспериментальные исследования разработанных фазочастотных алгоритмов проводились на модели многоимпульсной эхограммы, построенной во второй главе данной работы. Результаты вычислительного эксперимента обработки эхограмм с помощью алгоритма на основе анализа ФГЗ при уровне значимости 0,05 представлены в таблице 2 и на рисунках 14 и 15.

Таблица 2. Смещение оценки временного положения сигнала и дисперсия оценки в зависимости от отношения сигнал/шум___

Соотношение Смещение Доверительные Дисперсия Доверительные

сигнал/помеха оценки, интервалы оценки интерв&аы

р Д/и , мс смешения оценки Ох,мс2 дисперсии

10 0,453 (0,44;0,46) 0,052 (0,04 ;0,08)

5 0,456 (0,45;0,47) 0,076 (0,05 ;0,122)

4 0,486 (0,48;0,5) 0,077 (0,06;0,123)

3 0,509 (0,5;0,52) 0,081 (0,06;0,13)

2 0,516 (0,5;0,52) 0,089 (0,06;0,14)

1 1,119 (1,1;1,14) 0,305 (0,22;0,49)

0,5 4,34 (4,24;4.44) 6,694 (4,8;10,8)

0,063 5,27 (4,91;5,63) 82,18 (58,9;132,04)

0,043 5,714 (5,35;6,08) 86,61 (62,1; 139,2)

сигнала в зависимости от отношения сигнал/шум сигнала в зависимости от отношения сигнал/шум

Из приведенных результатов следует, что разработанные алгоритмы обеспечивают высокую точность и надежность определения временного положения акустических сигналов на эхограммах многоимпульсного зондирования даже при отношениях сигнал/шум, близких к единице, так как смещение оценки временного положения сигнала и ее среднеквадратическое отклонение в этом случае не превышает одной мс. При этом данные алгоритмы обработки можно применять как на эхограммах, полученных при одиночном зондирующем сигнале, так и при многоимпульсном зондировании. Целесообразность обработки эхограмм после согласованной фильтрации пачки импульсов объясняется, во-первых, наличием дисперсии среды в межтрубном пространстве скважин, а во-вторых, интерференцией одиночных импульсов в процессе фильтрации.

В четвертой главе представлено описание разработанного программно-аппаратного комплекса для реализации системы многоимпульсного эхометрирования (рис.3) и результаты промысловых испытаний скважин с помощью данного комплекса. Основу комплекса составляет системный блок, смонтированный в кейсе (рис. 16), который обеспечивает полный набор функциональных возможностей в части контроля уровня жидкости в скважине.

Рис. 16 - ОбдШЙ вид системного блока Рис. 17 - У ГП-автомат!

Датчиком канала контроля уровня жидкости является устройство генерации и Приема сигнала УГП-аиюмат2 (рис.17), гфеяназначЕдног для генерации и приема акустических импульсов н затрубвом пространстве и контроля давления на устье скважины.

При этом автоматический клапан в сое гаве УГП-атвомат2. генерирующий зондирующий си! пал, открывается и закрывается по программе, поступающей от ЭВМ (рис. 3).

При помощи разработанного комплекса были проведены промысловые испытания па 14 скважинах Советского месторождения Томской области, общее количество измерений составило 189 Испытания показали высокую эффективность разработанной системы эхометрирования па основе использования многоимпульсного зондирующего сигнала по сравнению с традиционным моноимпульсным зондированием. На всех скважинах отношение сигнал/шум существенно возросло, в среднем, более чем в 10 рач. В качестве примера на рис. 18 приведены результаты эхометрирования одной ИЗ скважин. Уровень жидкости в межскважинном пространстве составлял 1 300 м, давление 9 атм. На рис. 18, а представлена эхо грамма зондирования одиночным импульсом, а на рис. 18, 6 многоимпульсным сигналом с согласованной фильтрацией.

-I

Время

Время

а) б)

Рис. 18. ЭхОфймма, полученная зондированием одиночным импульсом (а), и эхофамма, полученная зондированием много импульсным сигналом е последующей

обработкой (б)

Как видно из рисунка, применение разработанной системы привело к резкиму увеличению отношение сигнал/шум, что позволило уверенно измерять уровень жидкости на скважин^ па которой при использовании традиционного метода зх о мигрирования,

определить уровень жидкости не удавалось. Таким образом, внедрение предложенной системы многоимпульсного эхометрирования скважин позволило существенно снизить проблему измерения уровня жидкости на скважинах с высокой зашумленностью, высоким уровнем пены, низким затрубным давлением.. Такие результаты дают основания полагать, что при внедрении предложенной системы эхометрирования в ОАО «Юганскнефтегаз», ежемесячная экономия только на регламентных работах составит порядка 2,5 млн. руб. в месяц за счет применения более дешевых методов контроля на скважинах, где по указанным выше причинам в настоящее время определить уровень жидкости не удается. Кроме того, постоянный контроль уровня жидкости необходим при освоении скважин, так называемый вывод скважин на режим. В процессе вывода скважины на режим, необходим постоянный оперативный контроль уровня жидкости в затрубном пространстве нефтяной скважины, поскольку падение уровня жидкости ниже приема насоса приводит к его перегреву и выходу из строя. Так как, на начальном этапе освоения скважины, затрубное давление низкое, что не позволяет создать мощный зондирующий сигнал при традиционном методе эхометрирования, существует опасная зона, в которой уровень жидкости уже достаточно глубокий, а оператор не может его определить на эхограмме. В случае поломки насоса во время вывода скважины на режим, нефтяная компания, или подрядная организация, вынуждена проводить подземный ремонт скважины. (Например, в ОАО «Юганск-нефтегаз» на 2006 год, стоимость часа подземного ремонта составляет 2921 рублей, средняя продолжительность ремонта по смене насосной установки составляет 80 часов, таким образом, общая стоимость ремонтных работ, с учетом стоимости ремонта насоса на одной скважине, составляет около 500 тыс. рублей). Использование разработанной системы позволит контролировать уровень жидкости на всем временном промежутке освоения скважины и избежать поломок насосной установки, связанных с неправильной оценкой уровня жидкости.

Применение системы многоимпульсной эхолокации уровня жидкости в межгрубном пространстве нефтедобывающих скважин особенно эффективно в следующих ситуациях:

1.При проведении долговременных технологических операций, связанных с многократным измерением уровня жидкости, таких как вывод скважин на режим. В процессе проведения данных работ производится настройка нефтедобывающего оборудования, для которой необходимо оперативно определять уровень жидкости в межтрубном пространстве, который достаточно быстро меняется. Поэтому у операторов нет времени на проведение многократных повторных измерений и кропотливого исследования эхограммы, также нет возможности увеличить отношение сигнал/шум, воздействуя на объект исследования (отключая нефтедобывающую установку, увеличивая устьевое давление, перекрывая патрубок между межгрубным пространством и выкидной линией и пр.).

2. При проведении гидродинамических исследований, связанных с многократным измерением уровня жидкости, таких как регистрация кривых падения и восстановления уровня. В этом случае контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины производится по четко установленной программе, при этом крайне важно выполнять измерения в строго определенное время. Во время проведения таких долговременных исследований, отношение сигнал/шум может меняться. Это может привести к тому, что отношение сигнал/шум уменьшится настолько, что даже опытный интерпретатор не сможет найти отраженный сигнал на эхограмме. Такие исследования, в которых не удается определить все точки на кривой восстановления или падения уровня, являются испорченным и все измерения необходимо повторять сначала.

Однако стоит отметить, что эффективность применения многоимпульсного зондирования падает при малых уровнях жидкости, чем ближе уровень жидкости к устью скважины, тем мене эффективным становится многоимпульсная локация уровня жидкости. Это связано с тем, что для нормальной работы алгоритмов согласованной

фильтрации, отраженный сигнал на эхограмме не должен накладываться на зондирующий импульс, то есть длина зондирующего сигнала должна быть меньше двойного времени его распространения от устья до уровня жидкости. В таких случаях наиболее эффективными могут оказаться методы фазочастотного прослеживания, применяемые для оценки временного положения отраженных сигналов на эхограммах при моноимпульсном зондировании.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. В современных электронных уровнемерах определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины производится методами эхометрирования одноимпульсными сигналами. При этом одна из основных проблем получения надежных оценок уровня связана со сложностью определения временного положения отраженного сигнала на эхограммах, причинами чего является, как правило, низкое отношение сигнал/шум, особенно при вводе скважины в эксплуатацию после ремонта. Решить данную проблему существующими методами не удается.

2. Предложена система локации уровня жидкости на основе многоимпульсного сигнала, в которой в течение одного измерения уровнемер генерирует не один, а серию импульсов. При этом автоматический клапан, генерирующий зондирующий сигнал отрывается и закрывается по определенной программе, задаваемой компьютером, которая обеспечивает генерацию отдельных импульсов, частота следования которых изменяется по линейному закону. На устройство определения уровня жидкости получен патент РФ.

3. Показано, что для реально установленного времени регистрации отраженного сигнала, применение в качестве зондирующей посылки многоимпульсного сигнала с последующей процедурой сжатия, обеспечивает увеличение отношения сигнал/шум на регистрируемых эхограммах в 8 - 16 раз по сравнению с моноимпульсным зондированием. Проведенные испытания разработанной системы на экспериментальной установке подтвердили существенное повышение отношения сигнал/шум на многоимпульсной эхограмме.

4. Построена математическая модель эхограммы для многоимпульсного метода зондирования, представляющая собой аддитивную смесь пачки гауссовых импульсов, частота следования которых подчиняется линейному закону и нормального шума.

5. Разработаны методы и алгоритмы для определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик и функций группового запаздывания эхограмм. Проведены исследования данных методов на модели многоимпульсной эхограммы и получены количественные оценки их эффективности. Результаты исследований показали, что данные методы обеспечивают высокую точность получаемых оценок, так как даже при отношениях сигнал/шум, близких к единице, смещение оценки и ее среднеквадратическое отклонение не превышает одной мс.

6. Построен программно- аппаратный комплекс для реализации системы многоимпульсного зондирования и проведены промысловые испытания скважин на Советском месторождении Томской области. Применение данного комплекса позволило в среднем, более чем в 10 раз (для исследуемой площади) повысить отношение сигнал/шум в затрубном пространстве скважин, и тем самым получить более надежные оценки уровня жидкости.

7. Даны рекомендации по использованию разработанной системы. В частности, отмечено, что ее внедрение в ОАО «Юганск-нефтегаз» позволит существенно снизить затраты на регламентные работы по определения уровня жидкости (ежемесячная экономия порядка 2,5 млн. руб.), а также снизить риск поломки насосного оборудования при освоении скважин.

СПИСОК РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Налимов К.Г. Определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин методом эхометрирования с зондированием многоимпульсными сигналами // Нефтяное хозяйство. 2006,- №4, С. 1 ¡2-114;

2. Пат. 50599 РФ. МПК Е21В 47/04. Устройство для определения уровня жидкости/ П.О. Гаусс, К.Г. Налимов, В.Е. Семенчук. Заявл. 16.8.2006. Опубл. 20.01.2006. Бюл. N 02;

3. Полож. решение по заявке 2005126034/03(029238) РФ. МПК 7Е21В 47/04.Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин/К.Г. Налимов, В.Е. Семенчук. Заявл. 16.08.2005;

4. Налимов К.Г., Кочегуров А.И. Определение уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающих скважин методом эхометрирования // Труды VIII международного симпозиума имени академика М.А.Усова 2004г. Проблемы геологии и освоения недр. -Томск, ТПИ, 2004. -С.5 52-553;

5. Налимов К.Г., Семенчук В.И. Перспективные направления обеспечения высокой достоверности автоматического определения уровня в нефтедобывающих скважинах //Материалы 4-й научно-технической конференции Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений / Ред. канд. техн. наук В.В. Лавров —Томск: Р1зд-во Том. ун-та, 2005. — С.22-24;

6. Налимов К.Г. Определение уровня в нефтедобывающих скважинах с зондированием многоимпульсными сигналами //"Материалы 5-й научно-технической конференции Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений / Ред. канд. техн. наук В.В. Лавров -Томск: Изд-во Том. ун-та, 2006. -С.160-163;

7. Налимов К.Г., Кочегуров А.И. Повышение точности оценок уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах // Материалы 2-го Международного форума "Актуальные проблемы современной науки". Химия нефти и ее переработка. Сборник №14,- Самара. -2006г., с.30-34.

ISO 9001

интим

Подписано ic печати 22.02.2007. Формат 60x84/16. Бумага «Классика». Печать RISO. Усл.печ.л. 1,28. Уч.-изд.л. 1,16. _ Заказ 82. Тираж 100 экз._

Томский политехнический университет Система менеджмента качества Томского политехнического университета сертифицирована NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту ISO 9001:2000

ИЗДАТЕЛЬСТВО F ТПУ. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.

ВВЕДЕНИЕ.

1 Анализ методов и средств определения уровня жидкости в нефтяных скважинах.

1.1 Описание и особенности объекта исследования.

1.2 Сравнительный анализ методов эхометрироваиия, применяемых в геолого-промысловых и гидродинамических системах исследования скважин.

1.2.1 Инструменты и техника эхометрироваиия.

1.2.2 Расчет скорости распространения акустических волн в затрубном пространстве.

1.2.3. Определение временного положения отраженных воли на эхограммах.

2 Разработка системы определения уровня жидкости в нефтяных скважннах на основе применения мпогоимпульсного зондирующего сигнала.

2.1 Система эхометрироваиия скважин на основе многоимпульсного зондирования.

2.2 Испытание разработанной системы для локации уровня жидкости с помощью натурного эксперимента.

2.2.1 Описание экспериментальной установки.

2.2.2 Анализ и обсуждение результатов натурного эксперимента.

2.3 Построение математической модели эхограммы при многоимпульспом зондировании.

2.3.1 Исследование временных и спектральных характеристик эхограмм.

2.3.1.1 Анализ характеристик зондирующего и отраженного акустических сигналов

2.3.1.2 Статистический анализ шумов.

2.3.2 Математическая модель эхограммы.

3 Исследование надежности определения временного положения акустических сигналов на эхограммах в системе мпогоимнульсиого зондирования скважин.

3.1 Оптимальное определение временного положения акустических сигналов по ФЧХ эхограммы.

3.1.1 Случаи сильного сигнала. Коррелированная выборка ФЧХ.

3.1.2 Случай сильного сигнала. Некоррелированная выборка ФЧХ.

3.1.3 Случай слабого сигнала. Некоррелированная выборка ФЧХ.

3.2 Определение временного положения акустических сигналов по ФЧХ эхограммы с равновесной и неравновесной обработкой.

3.2.1 Равновесная обработка.

3.2.2 Неравновесная обработка.

3.3 Оптимальное определение временного положения акустических сигналов по функциям группового запаздывания (ФГЗ) эхограммы.

3.3.1 Применение аппарата ФГЗ для оценки временного положения акустических сигналов в условиях дисперсии среды их распространения.

3.3.2 Случай сильного сигнала. Коррелированная выборка ФГЗ.

3.3.3 Случай сильного сигнала. Некоррелированная выборка ФГЗ.

3.3.4 Случай слабого сигнала. Некоррелированная выборка ФГЗ.

3.4.0пределение временного положения акустических сигналов по ФГЗ эхограммы с равновесной и неравновесной обработкой.

3.5. Исследование эффективности фазочастотных методов путем статистического моделирования.

3.5.1 Разработка алгоритмов фазочастотного прослеживания эхограмм.

3.5.2. Исследование точности получаемых оценок временного положения сигналов на эхограмме с помощью разработанных алгоритмов.

4 Анализ применения разработанной системы эхометрироваиия многоимнульсными сигналами для определения уровня жидкости на действующих нефтяных скважинах.

4.1 Опытно-методическая обработка реальных эхограмм.

4.2 Оценка результатов испытаний и прогноз экономической эффективности применения разработанной системы па действующих скважинах.

4.3 Рекомендации и инструкции по использованию системы многонмпульсного эхометрироваиия для локации уровня жидкости в нефтяных скважинах.

Данная работа посвящена решению задачи повышения достоверности контроля уровня жидкости (скважинного флюида) в нефтедобывающих скважинах. В нефтяной отрасли контроль уровня жидкости проводится, как с целью мониторинга нефтедобывающих скважин, оборудованных насосами различных типов (так называемый «механизированный фонд скважин»), так и с целью гидродинамических исследований (ГДИС) нефтедобывающих скважин с различными способами эксплуатации - механизированной и немеханизированной добычей, а также для получения оценок фильтрационно-емкостных свойств пластов углеводородного сырья.

В настоящее время одной из основных задач геолого-промысловых исследований является контроль уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины, что является важнейшим параметром работы насосного оборудования. Для надлежащей работы, как для электроцентробежных установок, так и при штанговой эксплуатации, насос должен всегда быть полностью погружен в жидкость для нормальной работы и иметь «подпор» (столб жидкости над насосом), рекомендованный производителем^]. Фильтрационные свойства пласта не постоянны, поэтому приток жидкости из пласта постоянно изменяется, эти изменения могут произойти достаточно быстро, приводя к перегреву электродвигателя из-за недостаточного притока из пласта, и как следствие, срыву подачи. Согласно отраслевому регламенту контроль уровня жидкости для каждой добывающей скважины должен проводиться не реже двух раз в месяц, однако, нефтяные компании зачастую проводят технологический контроль чаще, особенно на высокодебптиых скважинах.

Кроме того, уровень жидкости в межтрубном пространстве часто служит для оценки забойного давления при ГДИС. Действительно, для абсолютного большинства ГДИС, проводящихся на механизированном фонде скважин основным параметром, по которому проводятся расчеты, является забойное давление, либо давление на приеме насоса. Существует 2 вида контроля забойного давления - это стационарные погружные системы телеметрии и оперативные исследования [2].

Системы телеметрии дают очень оперативный результат, поскольку непосредственно контролируют глубинные давления в режиме реального времени. Однако точности таких систем достаточно низкие, а затраты па их приобретение и эксплуатацию достаточно высоки, поскольку требуется эффективная защита от крайне агрессивной среды в которой они работают. Высокие температурные и вибрационные нагрузки, агрессивные компоненты скважинного флюида часто приводят к полному или параметрическому отказу датчиков системы телеметрии, даже в течение одного межремонтного периода скважины (6. 18 месяцев). Справедливости ради, необходимо сказать, что существуют высоконадежные системы телеметрии зарубежного производства, обладающие высокими точностными характеристиками и высокой надежностью, однако, стоимость таких систем очень высока, что ограничивает массовое использование таких систем, поэтому в основном они используются только на высокодебитных скважинах, расположенных на морских нефтедобывающих платформах[3].

Оперативные исследования можно также разделить на два типа: это глубинные, где непосредственное измерение давления осуществляется при помощи погружных скважшшых приборов на проволоке или кабеле (манометров-термометров) и опосредованная оценка глубинного давления путем пересчета поверхностно определенного уровня в значение давления.

Измерения, осуществляемые при помощи погружных манометров, как правило, либо не проводятся на механизированном фонде, либо проводятся крайне редко, так как требуют остановки скважины, подъема насосного оборудования, а это серьезные потери для нефтяной компании, связанные с недополученной нефтью и последующими затратами на проведение работ по установке насосного оборудования и выводу скважины на режим. Спуск погружных манометров возможен только при определенном типе подъема жидкости из скважины, при котором внутреннее пространство колонны насоспо-компрессорных труб (НКТ) свободно от оборудования[4].

Опосредованные оценки забойного давления путем пересчета данных уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины и устьевого межтрубного давления, используются очень широко для механизированного фонда скважин. Этот метод дешев, не требует остановки добычи нефти и универсален по отношению к типу подъема жидкости из скважины.

Сегодня, для определения уровней раздела газ-жидкость в скважинах, применяются, как правило, методы эхометрироваиия, основанные на измерении времени прохождения звуковой волны в межтрубном пространстве скважины[5,6]. Современные электронные уровнемеры в автоматическом режиме проводят распознавание отражения от уровня жидкости, измерение времени прохождения сигнала и оценку скорости звука.

Существует две основных проблемы данного метода:

1. низкая точность оценок скорости звука в затрубном газе исследуемой скважины;

2. сложность распознавания временного положения на эхограмме отражения от уровня жидкости.

И если в последнее время в некоторых организациях предложили методы, которые позволяет получать оценки скорости звука, удовлетворяющие по точности и надежности современным требованиям, то падежных методов распознавания временного положения сигналов на эхограммах до сих пор нет.

Все существующие алгоритмы распознавания отраженного эхосигнала работают сегодня только во временной области, хотя и используют различные первоначальные данные о сигнале, его фазе, амплитуде, длительности. Это приводит к тому, что во многих практических случаях эти алгоритмы не позволяют получить надежные оценки временного положения отраженных сигналов, так как основная энергия шума может располагаться как раз в информационной, сигнальной части спектра сигнала, либо отношение сигнал/шум настольно низкое, что данный подход является недостаточно эффективным и не дает желаемых результатов. К сожалению, такие случаи не редки.

Поэтому одним из перспективных направлений увеличения точности и надежности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины является разработка новых методов и средств зондирования скважины на основе формирования более мощных энергетических посылок и применения более эффективных алгоритмов для оценки времени регистрации отраженных сигналов.

Целыо диссертационной работы является разработка и исследование эффективности системы многоимпульсного эхометрирования скважин для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве при наличии высокого уровня шумов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести анализ существующих методов и средств для определения уровня жидкости в нефтяных скважинах;

2. Разработать систему определения уровня жидкости в нефтяных скважинах на основе применения многоимпульсного зондирующего сигнала;

3. Построить алгоритмы фазочастотного прослеживания эхограмм для надежного определения временного положения сигналов в системе многоимпульсного зондирования скважин;

4. Провести исследования эффективности разработанной системы на экспериментальной установке и действующих скважинах

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Дано аналитическое обоснование использования многоимпульсного зондирующего сигнала для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

2. Построена математическая модель многоимпульсной эхограммы и получены для нее оценки отношения сигнал/шум в зависимости от числа импульсов в пачке.

3. Разработаны методы и алгоритмы фазочастотного прослеживания для определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик (ФЧХ) и функций группового запаздывания (ФГЗ) участков эхограмм.

4. Создана информационная система эхометрироваиия скважин многоимпульсными сигналами

Методы исследования. Для решения поставленных задач использованы методы системного анализа, теории вероятностей и математической статистики, теории случайных функций, цифровой обработки сигналов и полей, статистического моделирования.

Достоверность и обоснованность полученных в диссертационной работе теоретических результатов и формулируемых на их основе выводов обеспечивается строгостью математических выкладок, базирующихся на аппарате интегрального и дифференциального исчисления, теории вероятностей и математической статистике. Справедливость выводов относительно эффективности предложенной системы подтверждена статистическим моделированием и опытно-методической обработкой реальных эхограмм.

Практическая значимость. Разработанная система многоимпульсного зондирования скважин и методы фазочаетотного прослеживания эхограмм использованы для определения уровня жидкости на реальных нефтедобывающих скважинах, где традиционные методы моноимпульсного зондирования оказались не эффективными (акты внедрения прилагаются). На устройство для определения уровня жидкости получен патент.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Метод формирования многоимпульсного зондирующего сигнала.

2. Математическая модель эхограммы при многоимпульсном зондирующем сигнале.

3. Методы и алгоритмы определения временного положения сигналов но коррелированным выборкам фазочастотных характеристик участков эхограмм.

4. Методы и алгоритмы определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам функций группового запаздывания участков эхограмм.

5. Информационная система эхометрирования многоимпульсными сигналами для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на VIII международном симпозиуме имени академика М.А.Усова (Томск, 2004г.), 4 и 5 Всероссийских научно-технических конференциях «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» ( Томск, 2005г., 2006г.), VII Международной научно-практической конференции «Интеллектуальные информационно-телекоммуникационные системы» (Томск, 2006г.), 2-м Международном форуме "Актуальные проблемы современной науки" (Самара, 2006г.).

Публикации. Полученные автором результаты достаточно полно изложены в 5 научных работах, одна из которых опубликована в журнале, рекомендованном ВАК, 1 патенте на устройство и 1 положительном решении на способ определения уровня жидкости в нефтяных скважинах.

Реализация результатов исследований. Результаты диссертационной работы внедрены в компаниях ООО Томское научно-производственное и внедренческое общество «Сиам», ООО «Сиам Мастер» при изготовлении и эксплуатации программно-аппаратного комплекса «СиамМастер4К», предназначенного для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающих скважин на основе многоимпульсного зондирующего сигнала.

Выводы

1. На основе системы многоимпульсного зондирования разработан апиаратно программный комплекс, позволяющий производить измерение уровня жидкости в нефтяных скважинах.

2. Проведены испытания разработанного комплекса на действующих нефтяных скважинах Советского месторождения Томской области. Результат испытаний показал высокую эффективность применения многоимпульсного эхометрирования по сравнению с традиционным одноимпульсным зондированием, что выразилось в 10-кратном увеличении отношения сигнал/шум. Прогнозируемая экономическая эффективность при внедрении в ОАО «Юганск-нефтегаз» составит порядка 2,5 млн. руб. в месяц.

3. Даны рекомендации и инструкции по использованию разработанного программно аппаратного комплекса для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах. В частности отмечено, что данный комплекс особенно эффективен при проведении долговременных технологических операций и ГДИС, связанных с многократным измерением уровня жидкости.

Заключение

Теоретические и экспериментальные исследования, проведенные в данной работе с целью разработки системы акустического эхометрироваиия скважин многоимпульсными сигналами для определения уровня жидкости в нефтяных скважинах позволяют сделать следующее заключение.

1. Проведенный анализ существующих геолого-промысловых и гидродинамических систем исследования скважин показал, что задача определения уровня жидкости в скважине имеет важное значение, так как неверные оценки этого параметра могут привести к перегреву и поломке дорогостоящего насосного оборудования.

2. В современных электронных уровнемерах определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины производится методами эхометрироваиия. При этом одна из основных проблем получения надежных оценок уровня связана со сложностью определения временного положения отраженного сигнала на эхограммах. Причинами этого являются, как правило, низкое отношение сигнал/шум, особенно при вводе скважины в эксплуатацию после ремонта. Одним из перспективных направлений увеличения точности и надежности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтедобывающей скважины состоит в разработке новых методов и средств зондирования скважины на основе формирования более мощных энергетических посылок и применения более эффективных алгоритмов для оценки времени регистрации отраженных сигналов.

3. Предложена информационная система локации уровня жидкости на основе многоимпульсного сигнала, в которой в течение одного измерения уровнемер генерирует не один, а серию импульсов. При этом автоматический клапан, генерирующий зондирующий сигнал, отрывается и закрывается по программе, задаваемой компьютером, которая обеспечивает генерацию отдельных импульсов, частота следования которых изменяется по линейному закону. На устройство определения уровня жидкости получен патент.

4. Показано, что для реально установленного времени регистрации отраженного сигнала, применение в качестве зондирующей посылки многоимнульсного сигнала с последующей процедурой сжатия, обеспечивает увеличение отношения сигнал/шум на регистрируемых эхограммах в 8 - 16 раз по сравнению с моиоимпульсным зондированием. Проведенные испытания разработанной системы на экспериментальной установке подтвердили существенное повышение отношения сигнал/шум на миогонмпульсной эхограмме.

5. Построена математическая модель эхограммы для многоимпульсного метода зондирования, представляющая собой аддитивную смесь пачки гауссовых импульсов, частота следования которых подчиняется линейному закону и нормального шума.

6. Получены оптимальные оценки временного положения сильного сигнала по коррелированной выборке ФЧХ и ФГЗ эхограммы. Показано, что наличие корреляции не меняет структуру алгоритмов определения временного положения сигнала, а изменяет только их весовые коэффициенты. Это особенно важно, так как основная энергия отраженного сигнала сосредоточена в узкой области частот и получить независимую выборку ФЧХ и ФГЗ затруднительно.

7. Разработаны методы и алгоритмы для определения временного положения сигналов по коррелированным выборкам фазочастотных характеристик и функций группового запаздывания эхограмм. Проведены исследования данных методов на модели многоимпульсной эхограммы и получены количественные оценки их эффективности. Результаты исследований показали, что данные методы обеспечивают высокую точность получаемых оценок, так как даже при отношениях сигнал/шум, близких к единице, смещение оценки и ее среднеквадратическое отклонение не превышает одной мс.

8. Построен программно- аппаратный комплекс для реализации системы многоимпульсного зондирования и проведены промысловые испытания скважин на Советском месторождении Томской области. Применение данного комплекса позволило в среднем, более чем в 10 раз (для исследуемой площади) повысить отношение сигнал/шум в затрубном пространстве скважин, и тем самым получить более надежные оценки уровня жидкости. Даны рекомендации по использованию разработанной системы. В частности, отмечено, что ее внедрение в ОАО «Юганск-нефтегаз» позволит существенно снизить затраты на регламентные работы по определения уровня жидкости (ежемесячная экономия порядка 2,5 млн. руб.), а также снизить риск поломки насосного оборудования при освоении скважин.

9. Даны рекомендации и инструкции по использованию разработанного программно аппаратного комплекса для определения уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах. В частности отмечено, что данный комплекс особенно эффективен при проведении долговременных технологических операций и ГДИС, связанных с многократным измерением уровня жидкости.

1. Крец, Виктор Георгиевич. Нефтегазопромысловое оборудование : учебное пособие / В. Г. Крец, J1. А. Саруев, В. Г. Лукьянов ; Томский политехнический университет. —Томск : Изд-во ТПУ, 1998. — 184 с.

2. Лапук Б. Б.Теоретические основы разработки месторождений природных газов. —МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2002,296 стр.

3. Никоненко И.С. Создание систем автоматизированного управления в добыче газа. М.: Недра. - 2001. - 191 с.

4. Петров, Андрей Иванович. Глубинные приборы для исследования скважин / А. И. Петров. — М.: Недра, 1980. — 224 с.

5. Блинова, Л. П. Акустические измерения / Л. П. Блинова, А. Е. Колесников, Л. Б. Лангас. — М.: Изд-во стандартов, 1971. — 271 с.

6. Скучик, Е. Основы акустики : пер. с апгл. / Е. Скучик. — М. : Мир, 1976-. Т. 2.— 1976. — 542 с.

7. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархулин Р.Г., Никашев А.О., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. -М.,ОАО «ВНИИОЭНГ» 2000. -228с.

8. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. 332 с.

9. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М., Недра, 1977, 287 с.

10. Нефть и капитал №5 за май 2006г. с. 109

11. Мищенко И.Т. Скиажинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. — М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

12. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 628 стр.

13. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., Недра, 1983,455 с.

14. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархулин Р.Г., Никашев А.О., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. -М.,ОАО «ВНИИОЭНГ» 2000. -228с.

15. Цынкова, Ольга Эммануиловпа. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи / О. Э. Цынкова, Н. А. Мясникова, Б. Т. Баишев. — М. : Недра, 1993. — 158 с.

16. Лапук Б. Б.Теоретические основы разработки месторождений природных газов. —МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2002,296 стр.

17. Кутателадзе, Самсон Семенович. Гидродинамика газожидкостных систем / С. С. Кутателадзе, М. А. Стырикович. — 2-е изд., перераб. и доп. — М. : Энергия, 1976, — 296 с

18. Дюдин, Борис Васильевич. Прикладные задачи акустики : учебноепособие / Б. В. Дюдин, Л. Ф. Лепендин ; Таганрогский государственный радиотехнический университет. — Таганрог: Изд-во ТРТИ, 1976. — 112 с.

19. Боббер, Роберт Дж. Гидроакустические измерения : пер. с англ. / Р. Дж. Боббер ; под ред. А. Н. Голенкова. — М.: Мир, 1974. — 362 с.

20. Теория и практика заканчивания. скважин: В 5-ти т.: Т.4 Под ред.А.И.Булатова. М.: ОАО "Изд-во "Недра". - 1998. - 496 е.:

21. Грей Форест. Добыча нефти/ пер. с англ. -м.: ЗАО «Олимп бизнес», 2006.416с.

22. Красильников, Владимир Александрович. Введение в акустику : учебное пособие / В. А. Красильников; МГУ. — М.: Изд-во МГУ, 1992. — 151 с.

23. Durran D.R. Numerical methods for wave equations in geophysical fluid dynamics. New York etc: Springer. - 1999. - XVII,465 с

24. Радиолокационные измерители дальности и скорости: Т.1 Под ред. В.Н.Саблина. М.: "Радио и связь". - 1999. - 419с.

25. Бузинов, Станислав Николаевич. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С. Н. Бузинов, И. Д. Умрихин. — М.: Недра, 1984. — 269 с.

26. McCoy, J.N., Podio, A.L., Huddleston, K.L.Acoustic determination of producing bottomholc pressure. Paper SPE 14254 presented at 1985 SPE annular technical conference and exhibition, Las Vegas, NV, Sept. 22-25

27. Yang H. Wave packets and their bifurcations in geophysical fluid dynamics Birnbaum Z.W., Lukacs е. New York: Acad, press. - London. - 1990. - VII, 247 c.

28. Lee M.W. Linearized inversion of reflection traveltimes Agena W.F.- Washington: GPO. 1991. -IV,21 с

29. Гольдин С.В. Введение в геометрическую сейсмику: Учеб. пособие С.В. Гольдин. Новосибирск. - 2005. - 263 с.

30. Мальцева Ольга Алексеевна Распространение низкочастотных волн в магнитосфере Земли -Б.м. -1987. 116 с.

31. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин / Г. П. Налимов, П. О. Гауе, В. Е. Семенчук, Е. В. Пугачев // Нефтяное хозяйство — М. — 2004. — № 4. — С. 78-81.

32. Гавура В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: Избр.тр. М. - 2001. - 339 с.

33. Сушилин, Василий Алексеевич. Эхометрирование нефтяных скважин / В. А. Сушилин. — Баку : Гостоптехиздат, 1950. — 93 с.

34. Шпильгрейн Э.Э., Кессельман П.М. Основы теории теплофизических свойств веществ. -М.: Энергия, -1977. -245с

35. Красильников, Владимир Александрович. Звуковые и ультразвуковые волны в воздухе, воде и твердых телах / В. А. Красильников. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Физматгиз, 1960. — 560 с.

36. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидродинамика

37. Кайно, Гордон. Акустические волны; Устройства, визуализация и аналоговая обработка сигналов : пер. с англ. / Г. Кайно. — М.: Мир, 1990. — 652 с.

38. Красильников, Владимир Александрович. Звуковые волны в воздухе, воде и твердых телах / В. А. Красильников. — 3-е изд., перераб. — М.: Изд-во технико-теоретической литературы, 1954. — 440 с.

39. Thomas, Hankinson, & Phillips, Determination of Acoustic Velocities for Natural Gas, SPE #2579 of AIME

40. Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Г.П., Семенчук В.Е. Определение скорости звука в газовой среде скважин диагностическим комплексом «СиамМастер 2С» // Нефтяное хозяйство, -2001, 10. -С. 76-78

41. Иофе, Виктор Кивович. Справочник по акустике / В. К. Иофе, В. Г. Корольков, М. А. Сапожков ; Под ред. М. А. Сапожкова. — М.: Связь, 1979. — 312 с.: ил. — Библиогр.: с. 309-310.

42. Собисевич Л.Е. Волновые процессы и резонансы в геофизике Собисевич А.Л. М. - 2001. - 297 с.

43. Scattering and attenuation of seismic waves,part III. Basel: Birkhauser. - 1990. - 437 с

44. Фархуллин P. Г. и др. Скорость звука в газе межтрубпого пространства скважин// Нефтяное хозяйство, -2000, 7. -С. 55-58

45. Патент на изобретение №219905 Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления

46. Гауе П.О., Лавров В.В., Налимов Г.П., Семенчук В.Е. Определение скорости звука в газовой среде скважин диагностическим комплексом «СиамМастер 2С» // Нефтяное хозяйство, -2001, -№ 10. -С. 76-78

47. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. «Гидродинамика» теоретическая физика в 10 томах, т.4, -м.: Физматлит, 2001

48. Пугачев Е.В. К определению уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающих скважин // Нефтяное хозяйство, -2002, -№ 5

49. Кук Ч., Бернфельд М. Радиолокационные сигналы. М.: Советское радио, 1971.-568 с51. 1 Запольский К.К. Частотно-временные исследования сейсмических колебаний: Избр. тр.: в 2 т.: Т. 1 К.К. Запольский. М.: ИФЗ РАН. - 2004. - 202 с.

50. Баскаков С.И. Радиотехнические цепи и сигналы, 1983. 536 с

51. Спектральные свойства ШПС Н. И. Смирнов, С. Ф. Горгадзе -Б.м. 1989. -66с.

52. Зюбенко В. Д. Следящие измерители частоты, фазы и времени запаздывания шумоподобных сигналов: Учеб. пособие В. Д. Зюбенко, В. П. Ипатов, Ю. А. Коломенский; Ленингр. электротехн. ин-т им. В. И. Ульянова (Ленина). Л.: ЛЭТИ. - 1990. - 54с.

53. Гантмахер В.Е. Шумоподобные сигналы: Анализ, синтез, обработка В.Е. Гантмахер, Н.Е. Быстров, Д.В. Чеботарев. СПб.: ООО Наука и Техника. -2005. - 396 с.

54. Вопросы перспективной радиолокации, под ред. А.В. Соколова -М.: Радиотехника. -2003. -508с

55. Digital phase modulation Aulin Т., Sundberg C.-E. New York: Plenum. -London. - 1986.-XI, 504 с

56. Методы расширения частотного диапазона вибросейсмических колебаний: Сб. науч. тр. Зуев Альфред Александрович. Новосибирск: ИГИГ. - 1987. - 146 с.

57. Логвин Александр Иванович Аналоговые и дискретные виды модуляции в радиопередающих устройствах. М.: МИИГА. - 1991. - 80 с.

58. Козленко Н.И. Передача непрерывных сообщений методом фазо-импульсной модуляции. Воронеж. - 1997. - 534 с.

59. Налимов К.Г. Определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин методом эхометрирования с зондированием многоимпульсными сигналами // Нефтяное хозяйство. 2006.- №4, С. 112-114

60. Островский Лев Аронович Модулированные волны в линейных средах с дисперсией: Учеб. пособие Горьков. гос. ун-т им. Н. И. Лобачевского. Горький: ГГУ.- 1988.-96 с.

61. Методы расширения частотного диапазона вибросейсмических колебаний: Сб. науч. тр. Зуев Альфред Александрович. Новосибирск: ИГИГ. - 1987. - 146 с

62. Сабель, Анатолий Георгиевич. Основы теории точности радиотехнических методов местоопределения : учебное пособие / А. Г. Сабель ; Московский авиационный институт. — М.: Оборонгиз, 1958. — 54 с.

63. Гольденберг, Лев Моисеевич. Цифровая обработка сигналов : учебное пособие / Л. М. Гольденберг, Б. Д. Матюшкин, М. Н. Поляк. — М. : Радио и связь, 1985. —312с.

64. Розов, Алексей Константинович. Обнаружение, классификация и оценивание сигналов; Последовательные процедуры / А. К. Розов. — 2-е изд., перераб. и доп. — СПб.: Политехника, 2000. — 248 с.

65. Борисов В.И. Помехозащищенность систем радиосвязи с расширением спектра сигналов модуляцией несущей псевдослучайной последовательностью Под ред.В.И.Борисова. М.: Радио и связь. - 2003. - 640 с

66. Варакин Л.Е. Системы связи с шумоподобными сигналами М.:, Радио и связь, 1985 г.-384 с.

67. Полож. решение по заявке 2005126034/03(029238) РФ. МПК 7Е21В 47/04.Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин/ К.Г. Налимов, В.Е. Семенчук. Заявл. 16.08.2005

68. Клюев Владимир Ильич Частотно-временные преобразования сигналов в линейных. Алма-Ата: Наука КазССР. - 1987. - 228 с.

69. Перегудов Ф.И.,Тарасенко Ф.П., Основы системного анализа учеб. 2-е изд. доп. -Томск: из-во НТЛ, 1997 -396с.

70. Налимов К.Г., Кочегуров А.И. Повышение точности оценок уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах // Материалы 2-го Международного форума "Актуальные проблемы современной науки". Химия нефти и ее переработка. Сборник №14.- Самара.- 2006г., с.30-34.

71. Худяков Г.И. О потенциальной точности определения временного положения флюктуирующих сигналов.- Вопросы радиоэлектроники. Общие вопросы радиоэлектроники, 1984, вып.8, с. 55-60.

72. Поиск, обнаружение и измерение параметров сигналов в радионавигационных системах/ Под ред. Ю.М. Казарннова. М.: Сов. Радио, 1975.-296 с.

73. Дженкинс Г., Ватте Д. Спектральный анализ и его приложения.- М.: Мир, 1971.- вып. 1.-316 с.

74. Пестряков В.Б. Фазовые радиотехнические системы. -М.: Сов. Радио, 1968-468 с.

75. Иванченков В. П., Кочегуров А. И. Определение временного положения сейсмических сигналов по оценкам их фазочастотных характеристик// Геология и геофизика, 1988, № 9, с. 77-83.

76. Кочегуров А. И. Алгоритмическое и программное обеспечение систем обработки сейсмической информации на основе методов частотного прослеживания.- Дисс. канд. Техн. Наук.- Томск, 1986.

77. Сиберт У. М„ Цепи, сигналы, системы. В 2-х частях. 4.2: Пер. с англ. -М.: Мир, 1988.-360е.

78. Тяпкин Ю.К. Оптимальная линейно-фазовая фильтрация сейсмических записей// Геология и геофизика, 1984. №3, с.

79. Хемминг Р.В. Цифровые фильтры: Пер. с англ./ Под ред. A.M. Трахтмана. М.: Сов. радио, 1980. - 224 е., ил.

80. Иванченков В. П., Кочегуров А. И. Фазочастотные алгоритмы оценки местоположения пространственно-временных сигналов в условиях априорной неопределенности / Изв.вузов. Физика, 1995, № 9, с. 100-104.

81. Бат Маркус. Спектральный анализ в геофизике. Пер. с англ. М.: Недра, 1980, 535 с.

82. Саваренский Е.Ф. Сейсмические волны. М.: Недра, 1972 - 296 с.

83. Справочник геофизика. Т.4. Сейсморазведка. \ Под ред. И.И. Гурвича, М.: Недра, 1966.-734с.

84. Никитин А.А. Теоретические основы обработки геофизической информации: Учебник для ВУЗов. М.: Недра, 1986. - 342с.

85. Шерифф Р., Гелдарт J1. Сейсморазведка: В 2-х т. Т.2. Обработка и интерпретация данных. Пер. с англ. М.: Мир, 1987. - 448с.

86. Ширман Я.Д., Манжос В.Н. Теория и техника обработки радиолокационной информации на фоне помех. -М.: Радио и связь, 1981.-416 с.

87. Худзинский J1.J1. О частотно-фазовом анализе сейсмических волн. В кн.: Динамика земной коры. - М.: Наука, 1965, с. 65-70.

88. Левин Б.Р. Теоретические основы статистической радиотехники. М.: Радио и связь, 1989- 656с.

89. Справочник по теории вероятностей и математической статистике/ B.C. Королюк, Н.И. Портепко, А.В. Скороход, А.Ф. Турбин.- М.: Наука, 1985- 640 с.

90. Кочегуров А.И., Быстрое В.Н. Определение временного положения сложных сигналов в среде с дисперсией и поглощением // Изв. вузов. Радиоэлектроника.-2002, №3-4.С50-54.

91. Быстрой В.Н., Кочегуров А.И. Выделение огибающей широкополосных сигналов по функциям их группового запаздывания. Сб. науч. трудов. Современные проблемы радиоэлектроники. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002, с

92. Пат. 50599 РФ. МПК Е21В 47/04. Устройство для определения уровня жидкости/ П.О. Гаусс, К.Г. Налимов, В.Е, Семенчук. Заявл. 16.8.2006. Опубл. 20.01.2006. Бюл. N 02

93. Муравьев, Виталий Михайлович. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин : учебник / В. М. Муравьев. — 2-е изд., перераб. и доп. — М. : Недра, 1978.—448 с.

94. Оборудование для добычи нефти и газа : Учебное пособие для вузов: В 2 ч. / В. Н. Ивановский, В. И. Дарищев, А. А. Сабиров и др. ; Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. — М.: Нефть и газ, 2002-. Ч. 1 . — 2002. — 768 с.

95. Бойко, Василий Степанович. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений : учебник / В. С. Бойко. — М.: Недра, 1990. — 426 с.

96. Махмудов, Садых Агалар оглы. Монтаж, обслуживание и ремонт скважиниых электронасосов : Справочник / С. А. Махмудов, М. С. Абузерли. — М. : Недра, 1995. —217 с.

97. Зайцев, Юрии Васильевич. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин /10. В. Зайцев, Ю. А. Балакирев. — М. : Недра, 1986. — 301 с.: ил. — Библиогр.: с. 297-299.

98. Бузинов, Станислав Николаевич. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С. Н. Бузинов, И. Д. Умрихин. — М.: Недра, 1984. — 269 с.

99. McCoy, James N., Analyzing Well Performance VI, Southwestern Petroleum Short Course Association, 1973, Lubbock, Texas. Available from Echometer Company, 5001 Ditto Lane, Wichita Falls, Texas 76302

100. McCoy, J.N., Podio, A.L., Huddleston, K.L. Acoustic static bottomhole pressure. Paper SPE 13810 presented at 1985 production operations symposium, Oklahoma City, OK, Mar., 10-12

101. McCoy, J.N. Analysis and Optimization of Progressing Cavity Pumping System By Total Well Management, presented at 2 SPE Progressing Cavity Pump Workshop, Tulsa, OK, Nov., 1996