一种监测井下液位的装置及方法与流程

1.本发明涉及井下液位监测领域，特别是涉及一种监测井下液位的装置及方法。

背景技术：

2.对于油井的日常管理，需要及时测试井下液面深度，这是数字化油田(“数字油田”)的一项现场重要参数，需要根据液面深度及时调节抽油机的工作参数，尽量在做到不损伤设备的同时多产油。
3.目前市场上连续监测液位的设备主要分为两种，一种是利用井内高压气体外排来产生声波，这种方式容易污染井场，随着环保要求的日益提升，外排气测试模式将逐步被禁止使用。当井内含有硫化氢等腐蚀性气体时，这种方式更是不允许使用。另一种测试方式是利用压缩空气向井内释放产生声波，这种方式如果长期使用，会改变井内的气体成分，容易造成油井设备氧化腐蚀，空气与井内甲烷气混合后存在爆炸隐患。因此，能够做到安全可靠、符合环保和安全要求，并且能够连续监测各种油井液面深度的技术尚属空白。
4.综上所述，有必要提出一种能够做到安全可靠、符合环保和安全要求，并且能够连续监测各种油井液面深度的技术方案，以填补相关领域的技术空白。

技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种监测井下液位的装置及方法，其监测方式安全可靠，符合环保要求，能够解决上述现有技术存在的污染井场以及存在爆炸隐患的问题。
6.为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
7.本发明提供一种监测井下液位的装置，包括：
8.井口套管连接组件，所述井口套管连接组件的一端用于连接井口套管，以将井内套管气导出；
9.气液分离组件，所述气液分离组件的进气口通过套管气进管路与所述井口套管连接组件的另一端连接，用以将所述套管气内的液体分离；
10.气体压缩组件，所述气体压缩组件的进气口与所述气液分离组件的出气口连接，用于将所述气液分离组件排出的气体增压，以形成高压气体；
11.高压气存储组件，所述高压气存储组件包括用于收集所述高压气体的储气罐，所述储气罐的进气口通过高压输出管路与所述气体压缩组件的出气口连接，所述储气罐的出气口通过声波发射管路与所述井口套管连接组件连接，以向井内发射声波；所述声波发射管路上设置有测试阀；
12.控制组件，所述控制组件包括控制中心、套管压力传感器、声波传感器和储气罐压力传感器，所述套管压力传感器和所述声波传感器均安装于所述井口套管连接组件上，所述储气罐压力传感器与所述储气罐相连，所述控制中心与所述套管压力传感器、所述声波传感器和所述储气罐压力传感器通讯连接。
13.可选的，所述井口套管连接组件为井口连接器。
14.可选的，还包括过滤组件，所述过滤组件设置于所述井口连接器内，所述过滤组件的出气口与所述套管气进管路的进气端连接。
15.可选的，所述过滤组件为筒式过滤器，其悬置于所述井口套管内。
16.可选的，所述气液分离组件为气液分离罐，所述气液分离罐的底部设置进气口和排液口，顶部设置出气口。
17.可选的，所述气体压缩组件包括压缩气缸、凸轮、电机和齿轮减速机，所述电机通过所述齿轮减速机与所述凸轮连接，所述凸轮位于所述压缩气缸的顶部，以驱动所述压缩气缸的内部活塞往复运动；所述压缩气缸的进气口与所述气液分离组件的出气口连接，所述压缩气缸的出气口与所述高压输出管路的进气端连接。
18.可选的，所述声波发射管路上设置有单向阀，所述套管气进管路上设置有进气阀，所述单向阀、所述进气阀以及所述测试阀均与所述控制中心通讯连接。
19.可选的，还包括三通阀，所述三通阀的三个阀口分别与所述高压输出管路的出气端、所述储气罐的进气口以及所述储气罐压力传感器连接。
20.可选的，还包括防爆箱体，所述井口套管连接组件嵌置于所述防爆箱体的侧壁，所述气液分离组件、所述气体压缩组件、所述高压气存储组件和所述控制组件均设置于所述防爆箱体内。
21.本发明还提出一种监测井下液位的方法，采用上述监测井下液位的装置实施，包括：
22.步骤一：在油井内安装套管，并将所述井口套管连接组件连接于所述套管的顶端；
23.步骤二：启动所述气液分离组件和所述气体压缩组件，将所述套管内的套管气抽至所述气体压缩组件内进行压缩加压，并将形成的高压气体输送至所述储气罐内存储；
24.步骤三：启动所述测试阀，所述储气罐内的高压气流以脉冲形式进入油井内的油管与所述套管之间的环空并产生冲击声波，所述冲击声波经油井下液面反射后，由所述声波传感器接收；
25.步骤四：所述控制中心根据所述声波传感器接收的声波信号计算出液位深度。
26.上述步骤四中液位深度的计算方法可为接箍法或音速法。两种方法均是通过识别控制中心采集接收的声波反射曲线来实现，控制软件在曲线上自动识别出井口位置、液面位置、接箍信号个数等信息后，结合声波脉冲传输时间和油井的自身参数(接箍平均管长、套管压力、气体成分等)，计算出液位深度。
27.可选的，所述控制中心根据所述声波传感器接收的声波信号计算出液位深度，具体包括：
28.所述控制中心按照4.5ms的定时采集所述声波传感器接收的声波信号并进行滤波放大处理，得到多个按照时间顺序排列的电压幅值点；
29.根据所述多个按照时间顺序排列的电压幅值点生成声波反射曲线；所述声波反射曲线的横坐标为时间，纵坐标为电压幅值；
30.在所述声波反射曲线上识别出井口高度位置a、液面高度位置b、参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d；
31.根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用油管接箍法或音速法计算出液位深度。
32.其中：
33.(1)油管接箍法计算方式如下：
34.根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用公式计算出液位深度de；其中mb表示液面高度位置b对应的电压幅值点数；ma为井口高度位置a对应的电压幅值点数；l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；md为参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数；mc为参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数。
35.(2)音速法计算方式如下：
36.根据参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数md和参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数mc，采用公式计算声波信号在油套环形空间中的传播速度v；其中l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；
37.根据液面高度位置b对应的电压幅值点数mb和井口高度位置a对应的电压幅值点数ma，采用公式t＝4.5
×
(m
b-ma)/2计算声波信号在油套环形空间中的传播时间t；
38.根据所述声波信号在油套环形空间中的传播速度v和传播时间t，采用公式de＝v
×
t计算出液位深度de。
39.本发明相对于现有技术取得了以下技术效果：
40.本发明提出的监测井下液位的装置及方法，利用油井内自身的套管气，并对其进行气液分离、加压后，形成大于油井套管内压力的高压气源，该高压气源储存在储气罐内，当需要测试时，瞬间击发到油井套管内形成脉冲声波。本发明通过抽取井内套管气再对其加压的方式形成高压气源，利用声波反射原理测试井下液位深度。测试过程中尾气不外排，安全环保，适用于“数字油田”的井下液位关键参数的自动监测。整个装置由人工智能系统，即控制中心自动控制连续运行，可达到连续监测井下液位的效果。
附图说明
41.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
42.图1为本发明实施例所公开的监测井下液位的装置的结构示意图；
43.图2为本发明实施例所公开的监测井下液位的装置与套管连接的结构示意图；
44.图3为本发明实施例所公开的用于计算液位深度的声波反射曲线示意图；
45.其中，附图标记为：100监测井下液位的装置、1井口套管连接组件、2过滤组件、3套管气进管路、4进气阀、5气液分离罐、6进气管、7压缩气缸、8高压输出管路、9储气罐、10三通阀、11储气罐压力传感器、12测试阀、13套管压力传感器、14声波传感器、15声波发射管路、16单向阀、17通讯天线、18控制中心、19防爆箱体、20电机、21齿轮减速机、22凸轮、23电源控
制线缆、24排液口。
具体实施方式
46.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
47.本发明的目的之一是提供一种监测井下液位的装置，其监测方式安全可靠，符合环保要求，能够解决上述现有技术存在的污染井场以及存在爆炸隐患的问题。
48.本发明的另一目的还在于提供一种基于上述监测井下液位的装置而进行的监测井下液位的方法。
49.为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
50.实施例一
51.如图1所示，本实施例提供一种监测井下液位的装置100，包括井口套管连接组件1、气液分离组件、气体压缩组件，高压气存储组件和控制组件，其中井口套管连接组件1的一端(该端具体为井口套管连接组件1的进气端)用于连接井口套管，以将井内套管气导出；气液分离组件的进气口通过套管气进管路3与井口套管连接组件1的另一端(该端具体为井口套管连接组件1的出气端)连接，用以将上述的套管气内的液体分离；气体压缩组件的进气口与气液分离组件的出气口连接，用于将气液分离组件排出的气体增压，以形成高压气体；
52.高压气存储组件包括用于收集高压气体的储气罐9，储气罐9的进气口通过高压输出管路8与气体压缩组件的出气口连接，储气罐9的出气口通过声波发射管路15与井口套管连接组件1连接，以向井内发射声波；声波发射管路15上设置有测试阀12；控制组件包括控制中心18、套管压力传感器13、声波传感器14和储气罐压力传感器11，套管压力传感器13和声波传感器14均安装于井口套管连接组件1上，储气罐压力传感器11与储气罐9相连，控制中心18与上述的套管压力传感器13、声波传感器14和储气罐压力传感器11通讯连接。
53.本实施例中，作为优选方式，上述的井口套管连接组件1为一种现有的井口连接器，比如现有的smj-05综合型井口连接器、smj-0l子弹型井口连接器等。
54.本实施例中，还包括过滤组件2，过滤组件2设置于前述的井口连接器内，过滤组件2的出气口与套管气进管路3的进气端连接。
55.本实施例中，过滤组件2为筒式过滤器，其为圆筒状，并连接于井口套管连接组件1，具体地，过滤组件2悬置于井口套管内。
56.本实施例中，气液分离组件为气液分离罐5，气液分离罐5的底部设置进气口和排液口24，顶部设置出气口。
57.本实施例中，气体压缩组件包括压缩气缸7、凸轮、电机和齿轮减速机，电机通过齿轮减速机与凸轮连接，凸轮位于压缩气缸7的顶部，以驱动压缩气缸7的内部活塞往复运动；压缩气缸7的进气口与气液分离组件，即气液分离罐5的出气口连接，压缩气缸7的出气口与高压输出管路8的进气端连接。
58.本实施例中，声波发射管路15上设置有单向阀16，套管气进管路3上设置有进气阀4，单向阀16、进气阀4以及测试阀12均与控制中心18通讯连接。
59.本实施例中，声波发射管路15上设置测试阀12，实际操作中，测试阀12可以连接在声波发射管路15的任何位置，具体的设置形式可以是测试阀12设置在声波发射管路15的中间位置或者连接于声波发射管路15的进气端或出气端。同时，由于声波发射管路15上还设置有单向阀16，所以实际操作中，单向阀16可以设置在声波发射管路15的任何位置，具体的设置形式可以是单向阀16设置在声波发射管路15的中间位置或者连接于声波发射管路15的进气端或出气端。
60.同理，套管气进管路3上设置有进气阀4，实际操作中，进气阀4可以连接在套管气进管路3的任何位置，具体的设置形式可以是进气阀4设置在套管气进管路3的中间位置或者连接于套管气进管路3的进气端或出气端。
61.本实施例中，还包括三通阀10，三通阀10的三个阀口(此处的“阀口”也可以称之为“端口”)分别与高压输出管路8的出气端、储气罐9的进气口以及储气罐压力传感器11连接。
62.本实施例中，还包括防爆箱体19，井口套管连接组件1嵌置于防爆箱体19的侧壁，气液分离组件(即前述的气液分离罐5)、气体压缩组件、高压气存储组件和控制组件均设置于防爆箱体19内。
63.下面以一种比较具体的方式的设置方式对上述监测井下液位的装置100中各个组件的连接关系做具体说明。其中，进气阀4连接于套管气进管路3的端部，测试阀12以及单向阀16均设置于声波发射管路15的中间位置。
64.井口套管连接组件1与油田现场油井的井口处的套管，即井口套管连接，井口套管连接组件1内连接的过滤组件2的出气口连接套管气进管路3的进气端，进气阀4设置于套管气进管路3上，且优选进气阀4的进气端连接套管气进管路3的出气端，同时进气阀4的出气端与气液分离罐5的下端连接，实现套管气进管路3与气液分离罐5之间的连接，气液分离罐5的上端与压缩气缸7的进气管6连接，气液分离罐5的底部设有排液口24。压缩气缸7的出气口通过高压输出管路8与储气罐9上的三通阀10连接，三通阀10上连接储气罐压力传感器11，三通阀10的另一端连接储气罐9，即三通阀10的三个阀口(或称之为“端口”)分别连接储气罐9、高压输出管路8以及储气罐压力传感器11连接，储气罐9的出气端(即储气罐9的远离三通阀10的一端)连接声波发射管路15的进气端，声波发射管路15上沿声波发射方向依次设置了测试阀12、单向阀16，声波发射管路15的出气端与井口套管连接组件1回连，储气罐9内发出的高压气体依次经三通阀10、测试阀12和单向阀16到达井口套管连接组件1，继而进入油井内。在井口套管连接组件1上还设有套管压力传感器13和声波传感器14。前述储气罐压力传感器11、测试阀12、套管压力传感器13、声波传感器14、进气阀4以及单向阀16均通过电源控制线缆23与控制组件的控制中心18电连接，以实现控制中心18对储气罐压力传感器11、测试阀12、套管压力传感器13、声波传感器14、进气阀4以及单向阀16的通讯控制，实现监测井下液位的装置100的自动化运行。
65.本实施例中，压缩气缸7的动力是由与之相连的凸轮22、齿轮减速机21和电机20驱动，凸轮22位于压缩气缸7的顶部，电机20通过齿轮减速机21与凸轮22连接。其中，电机20优选为永磁直流电机，其为一种现有类型的电机，具有效率高、扭矩大、噪音低、节能环保等特点。实际操作中，能够驱动压缩气缸7内部活塞往复移动的机构除上述凸轮22、齿轮减速机
21和电机20的组合之外，还可以是齿轮齿条传动机构、蜗轮蜗杆机构以及丝杠螺母机构等具有直线运动特征的机构。
66.本实施例中，前述整个装置，即监测井下液位的装置100的井口套管连接组件1、气液分离组件、气体压缩组件(即压缩气缸7以及与之相连的凸轮22、齿轮减速机21和电机20)、高压气存储组件(即储气罐9)、控制组件(即控制中心18、套管压力传感器13、声波传感器14和储气罐压力传感器11)以及各组件之间的连接管路和阀门，安装在防爆箱体19内，以提高装置整体的使用安全性。
67.本实施例中，暂存在储气罐9内的高压气体的压力大小是根据储气罐压力传感器11和套管压力传感器13的压差来控制的，可以通过无线通讯远程监控任意设定。
68.本实施例中，进气阀4的开启由控制中心18控制，优选采用脉动式开启和关闭，保证压缩气缸7的进气端压力稳定均衡。由于井内套压较高和压缩气缸7的进气端负压吸力，在进气阀4脉动开关动作时，在进气阀4后的气液分离罐5内，产生脉动能量冲击波，为气液分离罐5提供气液分离动力。
69.本实施例中，气液分离罐5的下端设置进气口、上端设置出气口，形成气体低进高出的形式，气液分离罐5的底部设有排液口24，用于排出分离的液体。其中，气液分离罐5为一种现有的气液分离装置，其具体结构和工作原理在此不再赘述。
70.本实施例中，单向阀16设置在储气罐9的出气端一侧，是为了防止油井内的高压气体倒灌到储气罐9内。
71.本实施例中，过滤组件2优选为筒式过滤器，过滤器为筒状，在井口套管连接组件1内悬空安装，具体位于井口套管内。过滤的杂质和大颗粒物不会吸附到过滤组件2的过滤网上，而是在重力的作用下落回到油井内。
72.本实施例中，储气罐9的容积优选为200毫升～300毫升，用于储存高压气源能量，当击发测试阀12时，能够产生强大的脉冲冲击声波。
73.本实施例中，压缩气缸7，内部采用3级压缩、2级活塞、3级柱塞结构，可以产生20mpa压力。
74.下面对本实施例上述监测井下液位的装置100的工作原理作具体说明。
75.通过通讯天线17接收到外部测试任务后，由控制中心18控制各部件协调工作，启动电机20通过齿轮减速机21带动凸轮22运转，凸轮22的凸出端在转动过程中间歇性顶压压缩气缸7的内部活塞，在凸轮22的凸出端脱离压缩气缸7的内部活塞之后，压缩气缸7的内部活塞由于失去了顶压力，会在压缩气缸7内气体的压力下回程复位，如此往复，将凸轮22的旋转运动转变成压缩气缸7内部活塞的直线往复运动，以压缩从进气管6进入压缩气缸7的气体。本实施例的声波气源来自油井内的套管气，气体通过过滤组件2过滤后，由套管气进管路3进入到进气阀4的一端，通过控制进气阀4的开启进入到气液分离罐5，经过过滤处理后的套管气在气液分离罐5内完成气液分离后，通过进气管6进入到压缩气缸7内部，压缩形成的高压气体通过高压输出管路8输送至储气罐9内暂存，储气罐9内的气体压力由储气罐压力传感器11实时监测，当达到要求时停止电机20的工作。气体压缩完成后，由控制中心18控制启动测试阀12，储气罐9内的高压气流以脉冲气体的形式通过单向阀16和声波发射管路15经井口套管连接组件1进入油井的套管与其内油管之间的环形空间内产生冲击声波，该声波经井下水(油)面反射后，由声波传感器14接收，通过信号线传输到控制中心18中，控
制中心18根据声波传感器14接收的井下声波信号计算出液位深度，再通过通讯天线17把测试结果传输出去。
76.其中，上述液位深度的计算方法可为接箍法或音速法。两种方法均是通过识别控制中心采集接收的声波反射曲线来实现，控制软件在曲线上自动识别出井口位置a、液面位置b、接箍信号个数n等信息后，结合声波脉冲传输时间和油井的自身参数(接箍平均管长l、套管压力、气体成分等)，计算出液位深度。其中：
77.(1)油管接箍法计算方式如下：
78.液位深度其中：
79.a-井口高度位置；b-液面高度位置；c-参考接箍波起点位置；d-参考接箍波终点位置；m
a-井口高度位置a对应的电压幅值点数；m
b-液面高度位置b对应的电压幅值点数；m
c-参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数；m
d-参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数；l-单节井管长度；n-介于c和d之间的参考接箍波的个数；其中，a、b、c、d位置如图3所示，c、d位于井口a和液面b之间。
80.(2)音速法计算方式如下：
81.液位深度de＝v
·
t；其中：
82.v—声波脉冲在油套环形空间中的传播速度，m/s，t—声波脉冲在油套环形空间中的传播时间，s，t＝4.5
×
(m
b-ma)/2；de—液面深度，m。
83.本实施例中，前述的“套管气”为一种现有概念，即为通过套管引出到地面的油井分离气体(油井自身的气体)。油井分油管和套管两部分，油管是流体经泵做功后举升到地面的流道，套管套装于油管外部，为油管外面的流道，具有将地层分离出来的气体引申到地面的作用。其中，套管(或称之为油井套管)是在钻井结束后，下入到井下的管子，套管与井壁用水泥封固，然后在套管内下入油管。
84.上述可知，本技术方案通过压缩气缸7处形成吸力，抽取油井内的套管气，依次通过过滤、气液分离、加压后，形成大于油井套管内压力的高压气源，该高压气源储存在储气罐9内，当需要测试时，瞬间释放到油井套管内(具体为套管与油管之间的环形空间)形成脉冲声波，利用声波反射原理测试井下液位深度。测试过程中尾气不外排，安全环保，适用于“数字油田”的井下液位关键参数的自动监测。整个装置由人工智能系统，即控制中心18自动控制连续运行，可达到连续监测井下液位的效果。
85.本技术方案提出的监测井下液位的装置100，具体为一种安全、绿、环保的高端智能装置，既可实现油气井井下液面深度的自动连续测量，又可通过压缩油气井自身井筒内的套管气使储气罐内的高压气体与油井套管内之间形成压力差，瞬间击发可产生脉冲声波，声波遇到由声阻抗不同的介质构成的界面时，将会发生反射现象，通过对脉冲反射声波检测，测试井内的液面深度变化，整个测试过程没有测试尾气外排，不改变井内气体成分，符合安全环保要求，控制中心内置人工智能控制算法，能够实现在野外恶劣条件下长期自动工作。
86.实施例二
87.本实施例还提出一种监测井下液位的方法，采用实施例一监测井下液位的装置100实施，包括：
88.步骤一：在油井内安装套管，并将所述井口套管连接组件连接于所述套管的顶端；
89.步骤二：启动所述气液分离组件和所述气体压缩组件，将所述套管内的套管气抽至所述气体压缩组件内进行压缩加压，并将形成的高压气体输送至所述储气罐内存储；
90.步骤三：启动所述测试阀，所述储气罐内的高压气流以脉冲形式进入油井内的油管与所述套管之间的环空并产生冲击声波，所述冲击声波经油井下液面反射后，由所述声波传感器接收；
91.具体地，控制中心18启动测试阀12进行脉冲开关动作，储气罐9内的高压气流以脉冲气体的形式通过声波发射管路15，进入油井的套管与其内油管之间的环形空间内，在井口环空产生测试所需的脉冲声波。脉冲声波的频率和声波强度与储气罐压力、压缩气体体积、发声通道口径、脉冲宽度等参数有关。根据不同井况，控制中心18可以通过调节相关参数改变脉冲声波特征。
92.控制中心18根据设置的气室压力上限值，控制电机20启动的时间，电机20通过齿轮减速机21与凸轮22做功，向气液分离罐5注入气体，当气液分离罐5容量达到容积上限时，持续注入将提高气液分离罐5内气体压力，压力越高则发出的声波强度越大，则包含有效声波频率越高。
93.脉冲声波沿油井油套环空向井下传播，遇到油管接箍、音标、气液界面产生反射声波脉冲，由声波传感器14接收声波反射脉冲转换成电信号，通过控制中心18进行数字滤波和放大处理，由控制中心18自动计算出井下液位深度de，通过装置的通讯接口，将测试结果和数据传输到现场控制系统和远程云数据服务器中。其中油管接箍或音标是油井管道建设时在油管管路上的固定结构，接箍是油管与油管之间的接缝处，音标是为计算音速设置的固定结构。
94.步骤四：所述控制中心根据所述声波传感器接收的声波信号计算出液位深度。
95.当被液面反射后的声波信号被声波传感器14接收到后，由控制中心18经过带通滤波电路和放大电路对有效声波频率(与幅值对应)进行滤波放大处理，得到多个按照时间顺序排列的电压幅值点。控制中心按照4.5ms的定时来采集经过放大与滤波的电压幅值，通常共采集5000个电压幅值点，再将所采集的5000个电压幅值点按照时间关系还原到一个二维坐标图中，第一象限的x、y对应数值图即为本技术的声波反射曲线图，如图3所示，所述声波反射曲线的横坐标为时间，纵坐标为电压幅值,。当控制电机20做功时间越长，放大电路调节放大倍数越大，则采集得到的声波反射曲线图幅值越大，所示a、c、d、b位置越清晰。通a和b之间的时间关系t乘以管内音速v，可得到液面深度de，通过c和d之间的管路结构可确定管内实际音速v。
96.现场油管接箍、音标是打井过程中所记录的必要作业文件存档。当需要确定该被测井音速时，可以和被测井所属单位索要相关井史资料。通过声波传感器14接收到波形后，通过输入已知接箍、音标数量，可以对应计算出实际音速值v，然后能够更精确地计算出a与b之间的深度值de。
97.上述步骤一中的套管，安装于油井中，前述的“井口套管”具体是指“套管”的位于井口的位置。安装时，是整根“套管”安装，并非仅在井口位置安装。
98.上述步骤四中液位深度de的计算方法可为接箍法或音速法。两种方法均是通过识别控制中心采集接收的声波反射曲线来实现，控制软件在曲线上自动识别出井口位置、液面位置、接箍信号个数等信息后，结合声波脉冲传输时间和油井的自身参数(接箍平均管长、套管压力、气体成分等)，计算出液位深度。
99.所述步骤四具体包括：
100.步骤4.1：所述控制中心按照4.5ms的定时采集所述声波传感器接收的声波信号并进行滤波放大处理，得到多个按照时间顺序排列的电压幅值点；
101.步骤4.2：根据所述多个按照时间顺序排列的电压幅值点生成声波反射曲线；所述声波反射曲线的横坐标为时间，纵坐标为电压幅值；
102.步骤4.3：在所述声波反射曲线上识别出井口高度位置a、液面高度位置b、参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d；
103.步骤4.4：根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用油管接箍法或音速法计算出液位深度。
104.其中：
105.(1)油管接箍法计算方式如下：
106.根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用公式计算出液位深度de；其中mb表示液面高度位置b对应的电压幅值点数；ma为井口高度位置a对应的电压幅值点数；l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；md为参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数；mc为参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数。
107.(2)音速法计算方式如下：
108.根据索要的资料知道c与d之间的接箍个数n与平均管长l，可以确定c与d之间的实际长度l
×
n，根据实际长度l
×
n再除以实际经过的时间4.5ms
×
(m
d-mc)/2，即得到在该管道内的实际音速v。
109.传播时间t可以由控制中心18采集点数时的固定间隔4.5ms乘以点数的数量得出，即4.5ms*5000/2为最大采集深度时间，其中除于2是因为是反射波，收到的实际时间为所测时间的2倍。当液面高度位置b在5000点中的其中一点(如3200点)上，且将井口高度位置a作为第0点时，深度计算公式应为de＝4.5ms*3200点/2*所测的音速v。
110.因此，所述步骤4.4中采用音速法计算出液位深度，具体包括：
111.(2.1)根据参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数md和参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数mc，采用公式计算声波信号在油套环形空间中的传播速度v；其中l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；
112.(2.2)根据液面高度位置b对应的电压幅值点数mb和井口高度位置a对应的电压幅值点数ma，采用公式t＝4.5
×
(m
b-ma)/2计算声波信号在油套环形空间中的传播时间t；
113.(2.3)根据所述声波信号在油套环形空间中的传播速度v和传播时间t，采用公式
de＝v
×
t计算出液位深度de。
114.上述监测井下液位的方法，利用油井内自身的套管气，并对其进行气液分离、加压后，形成大于油井套管内压力的高压气源，该高压气源储存在储气罐内，当需要测试时，瞬间击发到油井套管内形成脉冲声波。通过抽取井内套管气再对其加压的方式形成高压气源，利用声波反射原理测试井下液位深度。测试过程中尾气不外排，安全环保，适用于“数字油田”的井下液位关键参数的自动监测。整个装置由人工智能系统，即控制中心自动控制连续运行，可达到连续监测井下液位的效果。
115.需要说明的是，对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内，不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
116.本发明中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

技术特征：

1.一种监测井下液位的装置，其特征在于，包括：井口套管连接组件，所述井口套管连接组件的一端用于连接井口套管，以将井内套管气导出；气液分离组件，所述气液分离组件的进气口通过套管气进管路与所述井口套管连接组件的另一端连接，用以将所述套管气内的液体分离；气体压缩组件，所述气体压缩组件的进气口与所述气液分离组件的出气口连接，用于将所述气液分离组件排出的气体增压，以形成高压气体；高压气存储组件，所述高压气存储组件包括用于收集所述高压气体的储气罐，所述储气罐的进气口通过高压输出管路与所述气体压缩组件的出气口连接，所述储气罐的出气口通过声波发射管路与所述井口套管连接组件连接，以向井内发射声波；所述声波发射管路上设置有测试阀；控制组件，所述控制组件包括控制中心、套管压力传感器、声波传感器和储气罐压力传感器，所述套管压力传感器和所述声波传感器均安装于所述井口套管连接组件上，所述储气罐压力传感器与所述储气罐相连，所述控制中心与所述套管压力传感器、所述声波传感器和所述储气罐压力传感器通讯连接。2.根据权利要求1所述的监测井下液位的装置，其特征在于，所述井口套管连接组件为井口连接器。3.根据权利要求2所述的监测井下液位的装置，其特征在于，还包括过滤组件，所述过滤组件设置于所述井口连接器内，所述过滤组件的出气口与所述套管气进管路的进气端连接。4.根据权利要求3所述的监测井下液位的装置，其特征在于，所述过滤组件为筒式过滤器，其悬置于所述井口套管内。5.根据权利要求1～4任意一项所述的监测井下液位的装置，其特征在于，所述气液分离组件为气液分离罐，所述气液分离罐的底部设置进气口和排液口，顶部设置出气口。6.根据权利要求1～4任意一项所述的监测井下液位的装置，其特征在于，所述气体压缩组件包括压缩气缸、凸轮、电机和齿轮减速机，所述电机通过所述齿轮减速机与所述凸轮连接，所述凸轮位于所述压缩气缸的顶部，以驱动所述压缩气缸的内部活塞往复运动；所述压缩气缸的进气口与所述气液分离组件的出气口连接，所述压缩气缸的出气口与所述高压输出管路的进气端连接。7.一种监测井下液位的方法，采用如权利要求1～4任意一项所述的监测井下液位的装置实施，其特征在于，包括：步骤一：在油井内安装套管，并将所述井口套管连接组件连接于所述套管的顶端；步骤二：启动所述气液分离组件和所述气体压缩组件，将所述套管内的套管气抽至所述气体压缩组件内进行压缩加压，并将形成的高压气体输送至所述储气罐内存储；步骤三：启动所述测试阀，所述储气罐内的高压气流以脉冲形式进入油井内的油管与所述套管之间的环空并产生冲击声波，所述冲击声波经油井下液面反射后，由所述声波传感器接收；步骤四：所述控制中心根据所述声波传感器接收的声波信号计算出液位深度。8.根据权利要求7所述的监测井下液位的方法，其特征在于，所述控制中心根据所述声
波传感器接收的声波信号计算出液位深度，具体包括：所述控制中心按照4.5ms的定时采集所述声波传感器接收的声波信号并进行滤波放大处理，得到多个按照时间顺序排列的电压幅值点；根据所述多个按照时间顺序排列的电压幅值点生成声波反射曲线；所述声波反射曲线的横坐标为时间，纵坐标为电压幅值；在所述声波反射曲线上识别出井口高度位置a、液面高度位置b、参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d；根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用油管接箍法或音速法计算出液位深度。9.根据权利要求8所述的监测井下液位的方法，其特征在于，所述根据位置a、b、c和d的电压幅值点数，采用油管接箍法计算出液位深度，具体包括：根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用公式计算出液位深度de；其中m
b
表示液面高度位置b对应的电压幅值点数；m
a
为井口高度位置a对应的电压幅值点数；l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；m
d
为参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数；m
c
为参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数。10.根据权利要求8所述的监测井下液位的方法，其特征在于，所述根据位置a、b、c和d对应的电压幅值点数，采用音速法计算出液位深度，具体包括：根据参考接箍波终点位置d对应的电压幅值点数m
d
和参考接箍波起点位置c对应的电压幅值点数m
c
，采用公式计算声波信号在油套环形空间中的传播速度v；其中l为单节井管长度；n为参考接箍波起点位置c和参考接箍波终点位置d之间的参考接箍波的个数；根据液面高度位置b对应的电压幅值点数m
b
和井口高度位置a对应的电压幅值点数m
a
，采用公式t＝4.5
×
(m
b-m
a
)/2计算声波信号在油套环形空间中的传播时间t；根据所述声波信号在油套环形空间中的传播速度v和传播时间t，采用公式de＝v
×
t计算出液位深度de。

技术总结

本发明公开一种监测井下液位的装置，涉及井下液位监测领域，包括井口套管连接组件、气液分离组件、气体压缩组件、高压气存储组件和控制组件，井口套管连接组件连接井口套管，气液分离组件通过套管气进管路与井口套管连接组件连接，气体压缩组件与气液分离组件连接，高压气存储组件包括用于收集高压气体的储气罐，储气罐通过高压输出管路与气体压缩组件，储气罐通过声波发射管路与井口套管连接组件连接，声波发射管路上设置有测试阀。本发明通过抽取井内套管气再对其加压的方式形成高压气源，利用声波反射原理测试井下液位深度。测试过程中尾气不外排，安全环保，可达到连续监测井下液位的效果。本发明还公开一种监测井下液位的方法。液位的方法。液位的方法。