EA016638B1 - Способ определения уровня пластовой жидкости в скважине и устройство для его осуществления - Google Patents

Abstract

При реализации способа определения положения уровня пластовой жидкости (13) в скважине (10) на поверхности земли (11) целенаправленно создают акустический сигнал. Данный акустический сигнал вызывает возникновение волн давления. Волны давления двигаются по скважине (10) в глубину. Проникающие в скважину (10) волны давления отражаются, как минимум, от поверхности пластовой жидкости (13). На поверхности земли (11) поднимающиеся туда из скважины (10) волны давления принимают, а время пробега после создания акустического сигнала измеряют. Принятые и измеренные волны давления анализируют и на основании их параметров и соответствующего времени пробега делают вывод о положении уровня пластовой жидкости (13). Способ отличается тем, что в качестве акустического сигнала создают эталонный сигнал (42) с заданным изменяющимся во времени спектром частот. Эталонный сигнал (42) в виде колебаний излучается в скважину (10), опускается в глубину и отражается. На поверхности земли (11) принятые сигналы, пришедшие из скважины (10), анализируют. В ходе анализа из принятых сигналов отфильтровывают колебания, которые коррелируют с направленным эталонным сигналом (42) по спектру частот и характеру их изменений. На основании информации о времени пробега принятых колебаний (43), коррелирующих с излученным эталонным сигналом (42), после излучения эталонного сигнала (42) делают вывод о положении уровня пластовой жидкости (13).

Description

Изобретение относится к способу определения уровня пластовой жидкости в скважине при глубинном бурении, при котором на поверхности земли целенаправленно создают акустический сигнал, вызывающий возникновение волн давления, вызванные акустическим сигналом волны давления проникают в глубину буровой скважины, проникающие в буровую скважину волны давления отражаются, как минимум, от пластовой жидкости в скважине, на поверхности земли принимают поступающие туда из скважины волны давления и измеряют время пробега, прошедшее после акустического сигнала, принятые и измеренные волны давления анализируют и на основании их характеристик и относящегося к ним времени пробега делают вывод о положении уровня пластовой жидкости скважины, а также изобретение относится к устройству для определения уровня пластовой жидкости в буровых скважинах с использованием данного способа.

Скважины служат, в частности, для освоения месторождений и добычи сырой нефти или природного газа из подземных месторождений. Последние простираются в горизонтальном и вертикальном направлениях, часто на большие расстояния, таким образом, на каждом отдельном месторождении требуется бурение большого числа скважин, чтобы добыть нефть или газ из месторождения.

Каждая скважина содержит при этом став обсадных труб, состоящий из большого числа расположенных вертикально и скрепленных друг с другом отдельных труб, которые в ходе прохождения скважины вводятся одна за другой и присоединяются друг к другу. Данные трубы става достигают глубины залегания месторождения нефти или газа и проникают в него.

Это означает, что в самой глубокой части скважины находится желаемое сырье, в частности сырая нефть или природный газ, который может добываться. Для этих целей в данной зоне находятся насосы или другие приспособления для добычи, которые обеспечивают непрерывную или дискретную добычу сырья внутри скважины и подачу его наверх. На место среды, изъятой из скважины таким образом, со всех сторон и снизу поступают другие объемы нефти или газа. Кроме того, в данной самой глубокой зоне скважины собираются также вода и/или другие жидкие среды.

Поверхность данных жидкостей по отношению к поверхности земли обозначается как уровень пластовой жидкости.

Установленные друг на друга обсадные трубы става скважины соединены друг с другом таким образом, что возникает относительно плотное, механически стабильное соединение, и ни, в частности, песок, ни жидкости не могут проникнуть через став обсадных труб внутрь скважины. Трубы соединены при этом друг с другом, то есть имеют места соединений, выполненные в виде муфт и соединительных колец. Отдельно взятые трубы, как правило, имеют одинаковую длину.

По техническим причинам часто предусматривается установка двух концентрических ставов труб, из которых один помещен внутрь другого. По внутренней трубе вверх течет добываемые нефть или газ, а по внешнему, находящемуся концентрически вокруг внутреннего става кольцеобразному объему осуществляется, помимо прочего, выравнивание давления.

Точное положение уровня скважинной жидкости в скважине уже давно представляет значительный интерес с точки зрения улучшения процесса добычи. Например, не является желаемым, чтобы в процессе откачки нефти из скважины выкачивалось больше нефти, чем в скважину может поступить из месторождения. Скважина в таком случае может осушиться. Также вполне естественно стремление выкачать из скважины как можно больше нефти или газа. Поскольку скорость притока нефти или газа из месторождения в скважину не может быть измерена, и она в течение времени эксплуатации скважины колеблется в диапазонах, которые нельзя предугадать, то положение уровня скважинной жидкости является величиной, представляющей интерес. Если с течением времени уровень скважинной жидкости в ходе нескольких наблюдений будет соответственно понижаться, то будет также опускаться общий уровень жидкости, при такой добыче из скважины откачивается явно больше нефти или газа, чем в скважину притекает из месторождения. При продолжительной добыче это может представлять опасность. Если уровень пластовой жидкости в скважине, наоборот, повышается, то существует возможность увеличить скорость добычи.

Уровень пластовой жидкости может находиться на глубине нескольких сотен или более 1000 м и поэтому с поверхности земли его положение сложно определить и измерить. То есть проведение оптических измерений исключается.

Для измерения уровня воды в скважине, служащей колодцем для добычи воды, в патенте и8 5027655 предлагается использовать акустические измерения. Сигнал известной частоты направляется вниз в скважину, а отраженный от поверхности жидкости возвращающийся сигнал используется в качестве сигнала-ответа. С учетом скорости звука может быть вычислена глубина нахождения уровня жидкости. Скважина при этом не должна иметь значительных неровностей, воздействующих на направленный сигнал в качестве сильного отражателя и поэтому приводящих к неверным результатам. В патенте И8 5027655 в качестве дальнейшей модификации предлагается варьирование частоты, чтобы вычислить резонансную частоту или антирезонансную частоту, а затем, исходя их них, определить положение уровня воды.

На практике осуществляют акустические измерения, описанные в патентах И8 4793178 и И8 4934186, а также сделанные на их основании усовершенствования, описанные в патентах И8 5117399 и

- 1 016638 υδ 5200894. На поверхности земли в районе скважины производят выстрел из газовой пушки, тем самым создается акустический импульс, обладающий очень крутым и высоким начальным фронтом.

Наряду с выстрелом из газовой пушки в качестве альтернативного варианта известен прибор, предлагаемый фирмой Фридрих Лойтерт ГмбХ и Ко. КГ под брендом АсоиШс ^е11 8оиийег А\У8. производящий импульс путем имплозии. Данная технология подходит для использования, если в скважине существует избыточное давление по сравнению с окружающим воздухом. Для этого самый верхний участок става обсадных труб в скважине закрывают трубой, запираемой с верхней и нижней стороны. На первом этапе измерения открывают верхний вентиль, и находящийся в трубе газ выходит в атмосферу. Верхний вентиль затем опять закрывают. Далее открывают нижний вентиль, находящийся внутри скважины, и газ, находящийся в скважине и имеющий избыточное давление, резко поступает в трубу. Данное резкое расширение находящегося в скважине газа и поступление его в трубу также создает импульс, обладающий очень крутым и высоким начальным фронтом. Следующим шагом опять проводят выпуск находящегося в трубе газа в атмосферу, и может проводиться следующее измерение.

Вызванная вследствие выстрела из газовой пушки или описанной выше имплозии ударная волна опускается по скважине до уровня скважинной жидкости и отражается последней. Она подчиняется при этом физическим закономерностям поведения звуковых волн.

Однако скорость звука внутри скважины неизвестна, поскольку в скважине между поверхностью земли и уровнем скважинной жидкости находится сложная по составу и непостоянная с течением времени газовая смесь, состоящая, помимо прочего, из метана, азота, двуокиси углерода, аргона и множества других газов, которая ведет себя совсем не как идеальный газ, и состав которой с течением времени и в разных местах по длине скважины непредсказуемо изменяется. Это значит, что из времени прохода ударной волны нельзя автоматически сделать вывод о пройденном ей расстоянии и что из времени движения ударной волны от поверхности земли до уровня жидкости в скважине и обратно к поверхности после отражения нельзя сделать квалифицированного заключения о пройденном расстоянии. То есть глубина нахождения уровня жидкости не может быть определена исходя только из времени движения ударной волны.

В отдельных местах соединения труб всего става также происходят мелкие отражения волны, таким образом, части звуковой или ударной волны будут отражаться от мест соединения труб еще до отражения от поверхности скважинной жидкости и могут быть зарегистрированы на поверхности земли соответствующим прибором-приемником. Данные волны проходят, таким образом, более короткий путь и проходят его за более короткое время.

Поскольку отдельно взятые трубы, как это было упомянуто выше, имеют разную длину, и в местах соединения труб может наблюдаться незначительное отражение волн, то перед поступлением на приемник отраженной от поверхности скважинной жидкости звуковой волны образуется целый ряд линий отражения звуковой волны, которая доходит только до соединений труб, т.е. до мест скрепления отдельных труб, и отражается от них. Если можно будет идентифицировать данные отраженные звуковые волны и достаточно четко определить каждую из них среди шума, то путем пересчета линий отражения можно будет определить, сколько мест соединений труб находятся между поверхностью земли и уровнем жидкости в скважине. Зная среднюю длину обсадной трубы можно приблизительно вычислить положение уровня жидкости в скважине и при сравнении результатов нескольких измерений за определенный промежуток времени после этого можно будет определить, поднимается или опускается уровень жидкости в скважине.

Проблематично, если возникают многократные отражения, поскольку каждая звуковая волна, отраженная в месте соединения двух труб и поднимающаяся наверх из скважины, повторно частично отражается от другого места соединения, расположенного сверху, и эти дважды отраженные звуковые волны распространяются вниз и в результате дают на поверхности вследствие повторного отражения трехкратно и многократно отраженные звуковые волны, которые мешают идентификации действительно интересных для исследования линий отражения и серьезно затрудняют ее. Требуется приложить много усилий и тщательности, чтобы получить по возможности чистый первый сигнал при выстреле из газовой пушки, то есть получить по возможности высокий фронт, который сделает возможным дальнейшую идентификацию нужных и ненужных для расчетов линий отражения.

С учетом данной сложной ситуации в патенте ϋδ 6085836 предлагается использовать три отдельных друг от друга генератора сигнала, каждый из которых испускает сигнал определенной частоты, причем все три частоты должны отличаться одна от другой. Данные три генератора сигналов должны испускать производимые ими звуковые волны по отдельности друг от друга, во-первых, внутри буровых штанг, затем вне буровых штанг и, в заключение, в кольцеобразном пространстве. В результате приема отраженных сигналов из различных областей скважины и соотнесения моночастотных звуковых волн с исходными сигналами ожидается, что результаты измерений улучшатся, и сам процесс измерения будет надежнее. Расходы на работающие отдельно друг от друга и в различных областях скважинного пространства генераторы сигналов очень значительны. На практике данное предложение не смогло пробить себе дорогу.

Наряду с уже упомянутыми сложностями при анализе отраженных звуковых волн желательным яв

- 2 016638 ляется также принятие мер с целью избежать получения всевозможных посторонних шумов, например, вызванных работой насосов и т.п., которые также могут повлиять на точность результата или исказить его. То есть при современном уровне техники во время проведения подобных измерений проведение буровых работ во многих случаях должно приостанавливаться.

В практическом применении такая компоновка приборов, включающая газовую пушку и приспособление для приемки сигнала, а также соответствующее электронное оборудование для их анализа, обработки и оценки устанавливается поочередно на различных скважинах нефтяного поля или на другом месторождении. Анализ осуществляется и заключение делается по завершении всех измерений преимущественно вручную. На основании собранных данных специалисты могут принять необходимые меры на отдельных скважинах, чтобы, например, установить новый уровень добычи.

Несмотря на принципиальную функциональность подобного рода технологий, у специалистов существует желание осуществлять данные процедуры с меньшими издержками и, насколько возможно, быстрее. При этом следует принимать во внимание, что при большом числе скважин для измерения параметров, их обработки и оценки требуется использование специалистов в течение длительного времени. Устройство оборудования, соответствующего уровню техники, сложно, требовательно, оборудование должно применяться там, где находятся сами скважины, что часто означает работу в непроходимой местности, вдали от путей сообщения.

Задача данного изобретения - предложить родственный способ и родственное устройство, с помощью которых возможно улучшенное и более простое определение глубины уровня пластовой жидкости в скважине.

Данная техническая задача в соответствии с настоящим изобретением решается с применением родственного способа таким образом, что источник акустического сигнала создает эталонный сигнал с заданным и изменяющимся во времени спектром частот, эталонный сигнал в виде пакета колебаний излучается внутрь скважины, проходит вниз и отражается, на поверхности земли принимаемые сигналы, выходящие из скважины, анализируют, из принятых сигналов в ходе анализа отфильтровывают колебания, коррелирующие с излученным в скважину эталонным сигналом, и на основании времени пробега принятых колебаний, коррелирующих с излученным в скважину эталонным сигналом, прошедшего с момента излучения эталонного сигнала, делают вывод о положении уровня жидкости в скважине.

В случае с устройством данная техническая задача в соответствии с настоящим изобретением решается за счет того, что на поверхности земли предусмотрено устройство для излучения колебаний, создающее эталонный сигнал с заданным и изменяющимся во времени спектром частот и излучающее его в скважину, в состав устройства включен и установлен блок измерения для приема сигналов, выходящих из скважины, предусмотрен электронный блок анализа, который анализирует принимаемые блоком измерения сигналы, определяет колебания, коррелирующие с излученным в скважину эталонным сигналом, и на основании времени пробега принятых колебаний, коррелирующих с излученным в скважину эталонным сигналом, прошедшего с момента излучения эталонного сигнала, делают вывод о положении уровня жидкости в скважине.

При помощи способа и/или устройства, описанных в заявке, возможно непрерывное и автоматическое измерение и отображение глубины уровня жидкости в скважине в местах добычи нефти и газа или в других случаях глубинного бурения. В результате использования такого способа и/или подобного устройства получают постоянно обновляемую информацию о поведении уровня пластовой жидкости в отдельных точках добычи нефтяного или газового поля. Данная постоянно обновляемая информация может внести решающий вклад в оптимизацию выхода продукции.

Описываемый в настоящей заявке способ, а также описываемое в настоящей заявке устройство могут использоваться не только при добыче нефти, газа или других, в частности, жидких и газообразных полезных ископаемых в целях определения уровня пластовой жидкости в скважине, но и при решении прикладных задач в геотермике. Также и в этих случаях представляет интерес при глубинном бурении определить уровень пластовой жидкости в пробуренных скважинах, поскольку наблюдение за уровнем жидкости может являться важной задачей и при решении прикладных задач в геотермике.

Описанные в заявке способ и устройство могут находить применение также и в других случаях, когда в ходе глубинного бурения точное нахождение в скважине пограничного слоя между жидкостью и газом может представлять интерес.

В то время как применявшийся до настоящего времени метод определения положения уровня жидкости в скважине реализовывался в большинстве случаев персоналом вручную и приводил к получению временной информации, которая давала возможность получить лишь неудовлетворительные результаты, ситуация коренным образом меняется в результате настоящего изобретения.

В отличие от способов, отвечающих известному уровню техники, настоящее изобретение не работает с отдельным, по возможности высоким фронтом акустического сигнала, который прежде пытались опознать в смеси различных отражений возвращающегося эталонного сигнала. Вместо этого проводится работа со спектром частот, который, кроме прочего, изменяется с течением времени. Эталонный сигнал, параметры которого задаются как в отношении времени движения, так и в отношении частоты, излучается в скважину и, что соответствует уровню техники, отражается от различных мест соединений труб,

- 3 016638 иногда, в зависимости от обстоятельств, многократно.

Блок измерения описываемого в изобретении устройства, находящийся на поверхности земли, принимает очень сложный и по первому впечатлению очень запутанный и сложный пакет эталонных сигналов. Пользователь, работающий вручную, никогда не смог бы на основании полученного и отображенного протокола интерпретировать записанный в данном протоколе спектр частот, изменяющийся во времени.

Электронный блок анализа, однако, в состоянии, исходя из известного состава излученного эталонного сигнала, определить в составе полученного им сигнала, какие отражения волн действительно имели место, ведь отдельные эталонные сигналы в их совокупности наталкиваются на одни и те же препятствия, отражающие эти сигналы, а различные с точки зрения отражения определенной частоты свойства различных мест соединений труб става можно скорректировать математическим путем.

В результате того что эталонный сигнал наталкивается по очереди на каждое препятствие, то в отличие от существующего уровня техники соответствующий расчет может производиться значительно точнее. Мешающие прежде многократные препятствия теперь больше не мешают, так как и они теперь отражают эталонный сигнал, а вследствие изменения во времени отдельных частот отраженного сигнала могут быть даже однозначно идентифицированы.

Данные высокоточные возможности имеют следствием, что колебания, не коррелирующие с направленным в скважину эталонным сигналом, так как они не базируются на отражении данного эталонного сигнала, а базируются на колебаниях, свойственных и обусловленных конкретной скважиной, также могут быть четко идентифицированы. То есть они больше не мешают анализу и могут быть идентифицированы как свойственные конкретной скважине даже тогда, когда амплитуда сигнала, вызванного ходом работ, шире, чем амплитуда эталонного сигнала, производимого установкой с целью осуществления измерений.

На практике тот факт, что измерения могут проводиться с помощью описанного в настоящем изобретении способа и с помощью описанного в настоящем изобретении устройства без прекращения процесса добычи ископаемых, имеет существенное преимущество. Таким образом, добыча, например, нефти из скважины может при работающем насосе продолжаться параллельно с измерениями. Возникающие естественным образом в процессе добычи шумы от работающего насоса, звуки от движущихся частей и соединений, а также шум, вызванный самой вытекающей жидкостью, не мешают определению уровня пластовой жидкости в скважине, поскольку речь идет о таких звуках, которые образуют колебания, не коррелирующие с эталонным сигналом, направляемым с поверхности земли в скважину с целью осуществления измерений. То есть они отлично вычленяются при определении уровня жидкости в скважине.

Свойственные конкретной скважине рабочие шумы могут быть отфильтрованы при определении точного уровня пластовый жидкости, таким образом, при изучении полученных данных можно будет сконцентрироваться на колебательных сигналах, действительно представляющих интерес.

При этом особое преимущество имеет место, если в ходе проводимого в электронном блоке анализа записанные и отфильтрованные данные будут дополнительно сравниваться с сохраненными в памяти прибора другими параметрами, например с записями типичных колебаний/шумов, возникающих в скважине в результате работы оборудования, осуществляющего добычу, которые были записаны ранее при прежних измерениях. Данные, типичные и рассматриваемые как знакомые колебания/шумы, могут быть легко идентифицированы как не представляющие проблем и нормальные в данной обстановке и могут быть проигнорированы.

В особо предпочтительном исполнении устройства имеется, кроме этого, возможность осуществлять одновременный надзор за неподвижными и подвижными компонентами установок по добыче сырья на данном месторождении. Данная предпочтительная модификация предполагает наряду с обычным учетом уже произошедших электрических или механических нарушений работы добывающих установок также и новый момент - использование сведений о вкрадывающихся отклонениях от нормального состояния. Тем самым создается возможность для целенаправленного превентивного технического обслуживания и поддержания установки в рабочем состоянии.

Следует также учесть, что во время эксплуатации в скважинах могут возникать повреждения и дефекты, например, на добывающих установках. Своевременное обнаружение подобных повреждений, дефектов и других нарушений представляет собой большую ценность. Так, выход из строя вследствие поломки буровой штанги ведет к очень дорогостоящему процессу ее выемки и ремонта, который означает длительный простой для всей скважины. Если же соответствующее повреждение будет своевременно обнаружено, то перед выходом из строя можно провести значительно более экономичную замену или ремонт буровой штанги.

Такого рода поломка часто дает о себе знать уже заранее через колебания, которые сами по себе несущественны и не замечаются персоналом, случайно оказавшимся около скважины, но проявляется через изменение характеристик колебаний и мониторинга данных изменений, например через возникновение дополнительных колебаний, которые не наблюдались при предшествующих измерениях.

Особо предпочтительное исполнение устройства предоставляет возможность ближе рассмотреть упомянутые выше характерные колебания, свойственные данной конкретной скважине, которые не свя

- 4 016638 заны с излучаемым и отраженным эталонным сигналом для определения нахождения уровня жидкости в скважине.

Как уже упомянуто выше, в блоке анализа может быть проведено сравнение колебаний, не коррелирующих с отправленными эталонными сигналами, с другими показателями, сохраненными в памяти блока, например с типичными колебаниями, которые могут быть отнесены к нормальным рабочим процессам, проходящим в скважине.

Если же проявляется группа колебаний, которая не может быть ни с чем соотнесена или может быть соотнесена с сохраненным в памяти образцом колебаний, который указывает на определенный дефект, то пользователь может быть проинформирован соответственным образом и сможет разобраться с этой незнакомой и может быть указывающей на выход из строя транспортировочной установки, бурильной штанги или других элементов группой колебаний.

При этом пользователю может быть одновременно дана рекомендация, следует ли подозревать или срочно перепроверить наличие какого-то определенного дефекта, и если да, то какого, или же речь идет о новой, незнакомой и неопределимой для блока анализа группе колебаний.

Способ и/или устройство позволяют наряду с автоматическим определением уровня жидкости в скважине также одновременно производить наблюдение за подвижными частями машин и оборудования, участвующих в процессе добычи, на предмет неспецифических для них групп колебаний. Так, например, можно контролировать как аномальность вращения бурильной штанги, так и рабочие свойства циркулярных насосов, двигателей и редукторов, находящихся на поверхности земли. Уже при применении простых модификаций устройства за один измерительный цикл могут оцениваться и контролироваться по отдельности или в математической связи друг с другом 16 и более сценариев нарушения работы устройства.

Для более расширенного наблюдения за установкой по добыче к блоку-анализатору можно подключить дополнительное записывающее устройство или узел из нескольких записывающих устройств.

Согласно изобретению в преимущественной модификации устройства с помощью только одной сенсорной и анализирующей системы можно измерять глубину нахождения жидкости в скважине и одновременно проводить контроль за состоянием скважины на предмет ее повреждений.

Возможность одновременного наблюдения за дефектами с одной стороны и с другой стороны вне зависимости от проводимых наблюдений за уровнем жидкости в скважине предоставляет эксплуатационнику особые преимущества. Так, он может со значительно более низкими расходами осуществлять более частый контроль уровня жидкости в скважине, так как одновременно с определением уровня жидкости может выполняться значительный объем задач по техническому обслуживанию и контролю состояния оборудования, причем без возникновения дополнительных расходов на использование квалифицированной рабочей силы или измерительных приборов.

Также имеется возможность проверки существования корреляции между вероятно наблюдаемой неисправностью и положением уровня жидкости в скважине в момент обнаружения неисправности. Существует возможность долгосрочного, через определенные промежутки времени, наблюдения и записи наблюдаемых групп колебаний, в результате чего и задним числом можно будет установить, обнаруживала ли себя случившаяся неисправность уже в ходе предыдущего измерения.

Особое преимущество заключается в том, что в отличие от предшествующих устройств благодаря своему упрощенному конструктивному исполнению имеет смысл стационарное размещение установки в месте добычи. В таком случае устройство устанавливается стационарным образом, и скважина контролируется регулярно или даже постоянно, т.е. непрерывно.

Тем не менее, существуют модификации, позволяющие, как и прежде, мобильное использование устройств.

Способ осуществляется следующим образом.

Генератор сигналов производит низкочастотные электрические сигналы. Данные сигналы с помощью преобразователя частоты в измерительной головке преобразуются в эталонный сигнал. Эти эталонные сигналы могут в виде волн давления распространяться по газообразным средам в скважине, находящимся в промежутке между вращающихся внутри друг друга труб.

Как и при известном уровне развития техники при измерениях в местах соединения труб става возникают возвращающиеся назад волны. Направленные волны также отражаются на границе между газообразными и твердыми или жидкими средами, находящимися между двумя трубами, т.е. отражаются и от уровня жидкости в скважине.

Возвращающиеся волны и их отражения от пограничных слоев между газообразной и жидкой средами принимаются электронным приемником в измерительной головке и затем направляются в блок анализа установки.

Блок анализа на основании исходящего сигнала и принятых возвратившихся сигналов рассчитывает с учетом корреляции в области частот и времени количество соединений труб и расстояние между генератором сигнала и разделительным слоем между жидкой и газообразной средами.

Однако в отличие от прежнего способа генерирования измерительного сигнала не используют ни взрыв, ни имплозию с крутой амплитудой, произведенные газовой пушкой. Вместо этого согласно изо

- 5 016638 бретению используют по возможности малые амплитуды, располагающие знакомыми линиями на графике, сохраняющими постоянные характеристики с течением времени.

При этом преимущественно обращаются к концепции, математически описанной в патенте и8 6272441 В1, причем в отличие от того, что указано в данном документе, работа проводится при помощи низкочастотных, а не высокочастотных сигналов. Неожиданно для специалиста выяснилось, что данный диапазон высоких частот, задуманный, собственно, совершенно для других областей использования, в частности для радаров, в диапазоне от 100 мГц до 10 гГц, как раз подходит для использования в скважине в целях, описанных в настоящем изобретении, если в отличие от того, что указано в данном документе, работа будет проводиться при помощи низкочастотных, а не высокочастотных сигналов, лежащих примерно в диапазоне частот звуковых волн.

Таким образом, наиболее предпочтительно использование описываемого способа в диапазоне частот между 5 и 1000 Гц, предпочтительно между 5 и 100 Гц. В ходе испытаний указанные частоты зарекомендовали себя как наиболее подходящие.

Преимущество способа заключается, кроме этого, в том, что во время измерений не происходит взаимопроникновения рабочей среды установки и окружающего воздуха, так как измерительная головка представляет собой герметичную систему.

Это является существенным преимуществом по сравнению с известным способом, при котором в скважине используется избыточное давление, созданное в результате имплозии, это, однако, ведет к тому, что часть газов в скважине выделяется в окружающий воздух, что по причинам техники безопасности и из экологических соображений может вызвать опасение.

С помощью изобретения можно как при измерении уровня пластовой жидкости, так и при наблюдении за добывающими установками перейти в режим постоянного и автоматически проводящегося контроля. Существует инновационная, созданная полностью на базе электроники комбинированная измерительная система, которая пригодна как для стационарного, так и мобильного использования в местах добычи нефти и газа и может серийно производиться в виде соответствующей установки. Способ и устройство позволяют достигать очень экономичных результатов эксплуатации даже при неблагоприятных внешних условиях.

Повторяемость измерительных процессов для определения уровня пластовой жидкости может быть задана практически с любым интервалом, и в зависимости от внешних требований может быть выбран промежуток времени от нескольких секунд до месяца.

В частности, может быть предусмотрено, что блок анализа будет генерировать электрический сигнал, соответствующий глубине уровня пластовой жидкости. Характеристика данного электрического сигнала будет постоянно сравниваться с сохраненным в памяти блока анализа заданным параметром для глубины уровня пластовой жидкости и более ранними измерениями. Если характеристики уровня пластовой жидкости изменяются в сторону увеличения или уменьшения, то производительность добывающей установки, в частности насоса на скважине, будет автоматически изменяться до тех пор, пока уровень сигнала для глубины уровня пластовой жидкости не достигнет заданной ранее контрольной величины.

Таким образом, с помощью варьирования мощности насоса может быть создана система циркулярного регулирования добычи. При использовании стационарных установок можно осуществлять автоматическое регулирование эксплуатации скважины и без участия персонала.

Подобная система циркулярного регулирования добычи с использованием известных способа и устройства, отвечающих уровню развития техники, не является само собой разумеющейся. Они позволяют определять положение уровня пластовой жидкости в скважине только в ручном режиме, параметры уровня могут быть использованы практически только после их проверки присутствующими на месте пользователями и сравнения ими данных параметров вручную с другими показателями с целью соответствующей корректировки производительности установки для добычи. Описанное в настоящем изобретении определение уровня жидкости в скважине, во-первых, является очень точным и надежным, а вовторых, оно также проводится в полностью автоматическом режиме и не требует присутствия пользователя-оператора, проверяющего и использующего полученные показатели. Получаемое циркулярное регулирование добычи является не только очень надежным и точным, но и кроме этого не требует больших затрат и, следовательно, экономично.

Преимущественное исполнение устройства отличается тем, что предусмотрено устройство дистанционной передачи данных, осуществляющее дистанционную передачу записанных и/или обработанных результатов.

При такой форме исполнения устройства непрерывно учитываемые данные, касающиеся положения уровня пластовой жидкости в скважине, могут привлекаться для синхронизации модели месторождения всего нефтяного или газового поля и тем самым служить для оптимизации управления всеми установками на территории месторождения.

При такой форме исполнения информация по отдельным наблюдениям за соответствующими компонентами процесса добычи может, например, передаваться в центральный диспетчерский пункт. Также можно объединить отдельные местные блоки анализа, блоки контроля за безопасностью и индикации в

- 6 016638 сеть, управляемую из диспетчерского пункта. Тогда в любое время будет также возможен удаленный доступ с целью внесения изменений в параметры, будут визуально отображаться актуальные данные измерений подключенных блоков анализа и отображаться поведение уровня жидкости в скважине, например, в трехмерном виде.

Особенно предпочтительно, если устройство для излучения колебаний оснащено постоянным магнитом и катушкой возбуждения на колеблющейся мембране.

Это представляет собой переворачивание известной конструкции классического излучателя колебаний, например, из обычного громкоговорителя. С помощью такой комбинации из постоянного магнита и диффузора как колебательного блока можно сконструировать прочный и устойчивый к кислотам и щелочам излучатель колебаний. Его конструкция позволяет его эксплуатацию как в качестве аналогового осциллятора (то есть точно следовать кривой электрического сигнала), так и в качестве цифрового осциллятора, который колеблется с частотой возбудителя между двумя крайними точками без остановки в промежуточных положениях.

При проведении экспериментов выяснилась элегантная возможность конструкции устройства, описываемой в настоящем изобретении. Она характеризуется тем, что устройство для излучения колебаний и блок измерения частично обращаются в ходе работы к идентичным элементам.

Дело в том, что возможно скомпоновать устройство для излучения колебаний, которое устроено подобно громкоговорителю, вместе с блоком измерения. Данный блок измерений требует похожих элементов, чтобы воспринимать изменения давления, то есть в конце концов работает в принципе как микрофон или датчик давления. За счет использования идентичных элементов (в частности, идентичной мембраны) можно избежать установки отдельного и очень затратоёмкого датчика, поскольку для работы требуются только определенные свойства данного датчика давления.

Неожиданно выяснилось, что использовать можно также устройства, применяемые в другой связи в качестве акустических излучателей типа сирена. Подобные генераторы для излучения звука сирены обладают мощным излучением и свойствами, которыми обладают также громкоговорители с диффузором. В частности, у них есть и соответствующая мембрана.

Используются соответствующие элементы излучателей типа сирена, а в области мембраны с помощью отверстий достигается, что после произведенной установки может происходить внутреннее выравнивание давления, чтобы заранее предусмотреть случаи возможного скачка давления в скважине, данные скачки не представляют интереса для анализа звуковых колебаний, вместо этого только увеличивают нагрузку на мембрану.

Поэтому только данное отверстие делает возможным применение в качестве высокочувствительного приемника давления.

Как было продемонстрировано в ходе тестов, при одновременном использовании мембраны в качестве элемента блока подачи сигнала или производящего колебания устройства для излучения колебаний, а также блока измерения достигается значительно более высокая чувствительность. Форма и количество регистрируемых отражений эха явно увеличиваются.

Чтобы использовать эти преимущества, в схему включен электронный переключатель. Переключатели должны разграничивать работу между испусканием сигнала и его приемкой и регулировать соответствующую передачу сигнала дальше.

Далее на примере чертежей разъясняется пример модификации изобретения. Они показывают фиг. 1 - схематическое изображение скважины с описанной в изобретении установкой;

фиг. 2 - увеличенное изображение измерительной головки устройства, описанного в изобретении; фиг. 3 - схематическое изображение отражения сигнала при первой модификации устройства и фиг. 4 - схематическое изображение отражения сигнала при второй модификации устройства.

На фиг. 1 изображена скважина 10. Скважина 10 простирается от поверхности земли 11 в глубину и достигает месторождения, например, нефти или сырой нефти. Сырая нефть 12 вместе с другими жидкостями образует смесь, которая отделена от образующихся выше различных газов и газообразных сред 14 пограничным слоем 13. Данными газами являются, кроме прочего, азот, аргон и другие газы, входящие в состав атмосферы, и, кроме того, метан и другие газы, образующиеся выше уровня сырой нефти. Состав изменяется со временем и от глубины скважины 10.

Точное нахождение пограничного слоя 13 между жидкими веществами вместе с сырой нефтью 12 и газообразными средами 14 образует уровень пластовой жидкости. Точное положение уровня пластовой жидкости 13 или же пограничного слоя колеблется с течением времени в зависимости от того, с какой скоростью сырая нефть 12 и другие сопутствующие жидкости поступают в скважину 10 с боков и снизу.

Чтобы перекачать сырую нефть 12 из скважины 10 на поверхность земли 11, предусмотрена установка става обсадных труб. Данный став труб 20, уходящий в скважину 10, состоит из внутренней трубы 21 и внешней трубы 22, концентрически окружающей внутреннюю трубу 21 и одновременно являющейся внешней стенкой става 20. Через внутреннюю трубу 21 сырая нефть 12 качается наверх, в то время как кольцеобразный промежуток между внутренней трубой 21 и внешней трубой 22 служит для выравнивания давления.

- 7 016638

Как внутренняя труба 21, так и внешняя труба 22 става 20 состоят из большого числа отдельных участков, которые один за другим опускаются с поверхности земли 11 в скважину 10 и при этом последовательно соединяются друг с другом с помощью соединений 23. Данные соединения 23 не являются бесстыковыми, а образуют муфты, схематически изображенные на фиг. 1 в увеличенном виде.

Выше уровня земли 11 чисто схематически изображен насос 30, который осуществляет выкачку нефти из скважины. Части установки по добыче находятся, конечно, и в глубине скважины 10 (на чертеже не показаны).

Выкачиваемая на поверхность земли 11 с помощью насоса 30 жидкая среда или сырая нефть 12 через трубопровод 31 транспортируется от скважины для дальнейшего использования.

Устройство 40 в области поверхности земли 11 в верхней части скважины 10 оснащено, помимо прочего, устройством 41 для излучения колебаний. Она испускает вниз, в скважину 10, колебательный сигнал 42, который будет подробно описан ниже. Колебательный сигнал или эталонный сигнал 42 в виде волн давления отражается на границе слоев 13 на уровне нахождения пластовой жидкости, а также от всех соединений труб 23 и движется наверх, таким образом, здесь возникает большое число возвращающихся сигналов или эталонных сигналов 43. Данные возвращающиеся эталонные сигналы 43 принимаются блоком измерений 44 устройства 40. Данный блок измерений 44 является, например, датчиком давления.

В правой части чертежа на фиг. 1 обозначено, что эталонный сигнал 42 генерируется устройством для излучения колебаний 41 с помощью электрического генератора сигналов 51.

Принятые блоком измерения 44 возвращающиеся эталонные сигналы - колебания 43 анализируются в электронном блоке анализа 52. Соответствующие результаты блока анализа 52 сохраняются в блоке памяти 53 и отображаются в блоке визуализации 54 описываемой модификации. Результаты анализа, как это показано, через линии устройства дистанционной передачи 55, например, с помощью радиосвязи, или с помощью сети 1оса1 агеа ие1етогкк, или сети \\абе агеа ие1етогкк могут быть также переданы дальше, чтобы обеспечить одновременный анализ результатов, полученных с нескольких подобных устройств 40, смонтированных на нескольких скважинах 10. Устройство дистанционной передачи 55 также может иметь дистанционное управление, которое позволит осуществлять запросы или вмешательство в управление работой установки.

Кроме того, на фиг. 1 отображен внешний приемник сигнала 56, который может принимать и другие сигналы и направлять их в электронный блок анализа 52. Данные из электронного блока анализа 52, полученные из внешнего приемника сигнала 56 и, в частности, из блока измерения 44, могут применяться для управления работой насоса 30 и, тем самым, оптимизировать скорость добычи сырой нефти 12 из скважины 10.

Электрический генератор сигналов 51 производит низкочастотные электрические сигналы. Эти сигналы направляются в устройство 41 для излучения колебаний, находящееся в устройстве 40 в верхней части скважины 10. Там они с помощью преобразователя колебаний (на чертеже не изображен) преобразуются в эталонный сигнал 42. Данные эталонные сигналы 42 в виде волн давления посылаются вниз в скважину 10 и могут распространяться через газообразные среды 14 в скважине 10, находящиеся в кольцевом пространстве между внутренней трубой 21 и внешней трубой 22.

В местах соединения труб 23 отдельных участков става 20 возникают, как было указано выше, отраженные возвращающиеся сигналы или эталонные сигналы 43. Излученные волны отражаются, кроме этого, от пограничного слоя 13 между газообразной средой 14 и текучей средой или же между твердой и жидкой средой с сырой нефтью 12 в нижней части скважины 10.

Возвращающиеся эталонные сигналы 43 принимаются блоком измерения 44, размещенным в устройстве 40, преобразуются в электрические сигналы и передаются на электронный блок анализа 52. Данный электронный блок анализа 52 на базе исходного сигнала и принятых отраженных эталонных сигналов рассчитывает на основании корреляции частоты и времени количество мест соединений труб 23, расположенных выше уровня пластовой жидкости и пограничного слоя 13, а на основании этого - расстояние между устройством 41 для излучения колебаний и пограничным слоем 13 между средами 12 и 14.

Длина отдельных труб 23, составляющих став, известна или же может быть измерена и в отличие от состава газообразной среды 14 не изменяется со временем. Данная длина отдельных труб может быть введена в блок памяти 53 и будет учитываться при расчетах, проводимых электронным блоком анализа 52.

Электронный генератор сигналов 51 в отличие от существующего уровня техники генерирует сигналы с очень малыми амплитудами. Данные сигналы обладают заранее заданными и постоянными во времени характеристиками. Устройство электронного генератора сигналов 51 может в принципе соответствовать устройству, описанному в заявке И8 6272441 В1. Однако в отличие от указанного известного устройства в данном случае работа проводится с низкочастотными сигналами. Большие или крутые амплитуды не требуются.

Устройство 40 с устройством 41 для излучения колебаний и блок измерения 44 представляют собой замкнутую систему, которая будет рассмотрена более подробно на примере предпочтительной модификации на фиг. 2. Поэтому во время и в промежутке между различными измерениями уровня пластовой жидкости 13 в атмосферу не выделяется рабочая среда, используемая в работе установки.

- 8 016638

Электронный блок анализа 52 в зависимости от полученных им из блока измерений 44 результатов генерирует электрический сигнал, соответствующий текущему положению уровня пластовой жидкости

13. Величина данного электрического сигнала в предпочтительной модификации постоянно сравнивается с известной и заданной в электронном блоке анализа 52 или в подключенном блоке памяти 53 базовой величиной уровня пластовой жидкости. Если измеренный уровень пластовой жидкости 13 растет или падает, мощность насоса 30 автоматически изменяется при помощи управляющего сигнала, пока сигнал, отмечающий уровень пластовой жидкости 13, опять не достигнет заданных параметров.

Текущие характеристики уровня пластовой жидкости 13, рассчитанные блоком анализа 52 исходя из данных блока измерения 44, сохраняются в блоке памяти 53 и при необходимости могут быть переданы через линию устройства дистанционной передачи данных 55 в контролирующие и управляющие процессом добычи системы верхнего уровня.

Из результатов отдельных измерений с подключенных к данной системе верхнего уровня мест добычи с их скважинами 10 можно автоматически создать актуальную трехмерную картину уровня пластовой жидкости 13 на соответствующем месторождении со всеми его многочисленными скважинами 10. Путем дистанционного обращения 55 к отдельным блокам анализа 52 отдельные заданные и сохраненные параметры уровня пластовой жидкости 13 могут быть в любое время изменены для оптимизации объемов добычи на всем месторождении. Таким образом, заданные параметры могут быть изменены по отдельности для каждой скважины 10 в зависимости от полученных новых фактов, влияющих на приоритетность.

Процесс измерения уровня пластовой жидкости 13 в определенной скважине 10 может проводиться через любые промежутки времени, практически без ограничений частоты проводимых измерений.

Наряду с отраженными и возвращающимися звуковыми сигналами 43 блок измерения 44 также принимает колебания, производимые элементами установки по добыче на данном месторождении и на конкретной скважине 10. Данные колебания предоставляют информацию о техническом состоянии движущихся частей установки по добычи, например насоса 30 и его составных частей или подвижных частей буровых штанг трубопровода 20. Принятые колебания постоянно анализируются на месте в блоке анализа 52 и исследуются на предмет наличия существенных отклонений, связанных со временем и частотой, а также фазовым положением. Процесс анализа может включать стандартные методы автоматического машинного контроля (так называемая система контроля и мониторинга, СМ8).

Для машинного контроля блок анализа 52 предлагает подключение упомянутого выше внешнего дополнительного приемника сигналов 56 или группы приемников сигналов. Благодаря данному внешнему приемнику сигналов 56 внутри установки по добыче сырья возможен контроль за такими группами колебаний, которые передаются на блок измерения 44 не напрямую через компоненты установки по добыче или рабочие среды.

Как внезапные, так и постепенно накапливающиеся изменения системы обнаруживаются, записываются в блоке памяти 53, передаются при помощи устройства дистанционной передачи данных 55 и/или визуализируются.

Одновременное измерение уровня пластовой жидкости 13 и рабочих характеристик машин и оборудования приводит к получению значительных преимуществ, поскольку обе величины могут находиться в связи друг с другом и предоставляют, таким образом, возможность получения существенных синергетических эффектов и дополнительной информации для анализа. Так, например, положение уровня пластовой жидкости 13 может быть принято во внимание при анализе колебаний, приходящих из скважины

10.

Наиболее подходящая модификация устройства для одновременного проведения обоих видов измерений осуществляет это только одним датчиком сигналов, то есть только одним устройством 41 для излучения колебаний, и только одним приемником сигналов, то есть только одним блоком измерения 44. Данная модификация изображена на фиг. 2 и показывает подходящий для этого громкоговоритель с диффузором.

В герметичном корпусе 60 над эластичным диффузором 62 центрально устанавливается стержневой магнит или ферромагнитный сердечник 61. На внешней стороне герметичного корпуса 60 установлен импульсный магнит 63, передающий производимые электронным генератором сигнала 51 электрические сигналы на стержневой магнит или ферромагнитный сердечник 61. Электрические сигналы электронного генератора сигнала 51 преобразуются при этом в колебания ферромагнитного сердечника 61. С ферромагнитным сердечником 61 соединена схематично изображенная мембрана 64, которая колеблется вместе с ферромагнитным сердечником 61.

Колебания, как указывалось выше, являются низкочастотными. В частности, они находятся в диапазоне порядка от 5 до 1000 Гц, преимущественно между 5 и 100 Гц. Колебания мембраны 64 передаются на лежащую под мембраной 64 газообразную среду, которая, в свою очередь, связана с газообразной средой 14 в кольцевом пространстве между внутренней трубой 21 и внешней трубой 22 скважины 10 или образует ее верхнюю часть.

Следовательно, электрические сигналы генератора сигналов 51 передаются в виде звуковых волн или волн давления, или же эталонных сигналов 42 на газообразную среду 14 скважины 10 между внут

- 9 016638 ренней трубой 21 и внешней трубой 22. Блок измерения 44 с приемником сигналов находится внутри устройства 40 в корпусе на резьбе. Это изображено на фиг. 2 только схематически. Данные, принятые блоком измерения 44, передаются далее в электронный блок анализа 52, что здесь опять же символизируется стрелкой.

В заключение еще предусмотрен запорный кран 65, позволяющий установку нужного давления и в герметичном корпусе 60, в области, находящейся выше мембраны 64.

Вся конструкция рассчитана таким образом, что при проведении испытаний ее применение было возможно при давлении внутри трубы до 300 бар.

Преимущество представленной и схематически отображенной на фиг. 2 конструкции состоит в том, что не требуется прокладка проводов в герметический корпус 60. Таким образом, размеры корпуса при проектировании могут быть предусмотрены как небольшие.

На фиг. 3 представлено схематическое изображение формы передачи сигнала, подобная которой применяется при использовании измерительной головки и громкоговорителя с диффузором, показанных на фиг. 2.

Изображен блок измерения 44, который работает в качестве приемника сигнала. Он передает свои сигналы дальше на электронный блок анализа 52. Последний оснащен усилителем низких частот 71, который соответствующим образом усиливает сигнал из блока измерения 44 и передает его в блок 72 для анализа эталонного шума и в блок 73 для определения уровня пластовой жидкости. Затем данные из блоков 72 и 73 направляются в блок памяти 53 и в блок визуализации 54, а также в возможные другие элементы системы обработки данных.

Оттуда или напрямую из электронного блока анализа 52 данные передаются в электронный генератор сигналов 51, который, в свою очередь, передает их через второй усилитель низких частот 74 на датчик сигнала или на устройство 41, испускающее колебания.

На фиг. 4 изображена альтернативная модификация установки. В принципе она обладает теми же элементами 41, 44, 51, 52, 53, 54, 71, 72, 73 или 74. Однако некоторые элементы добавлены.

Данная модификация может быть применена с пользой тогда, когда удается использовать одно общее устройство в качестве устройства для излучения колебаний 41 и блока измерения 44, когда они, например, могут использовать одну и ту же мембрану и другие идентичные элементы. В таком случае применяется соответствующая настройка и переключение, чтобы переключать работу на различные цели использования.

Поэтому здесь дополнительно показано и устройство 75 для синхронизации или переключения направления сигнала. С одной стороны, в данное устройство 75 поступают данные из блока измерения 44, с другой стороны, оно передает данные электронного генератора сигналов 51 в устройство для излучения колебаний 41. Оно отвечает за то, что мембрана может быть использована соответственно или как элемент передающего, или как элемент приемного устройства.

Дополнительно устройство 75 может также напрямую воздействовать на другие элементы или получать от них информацию и данные и предоставляет тем самым возможность для их еще более прямой и содержательной обработки.

Вместо двух полностью разделенных маршрутов сигналов, как показано на фиг. 3, теперь ветвь, производящая сигнал, и ветвь, обрабатывающая сигнал, сводятся в межблочное соединение через электронный переключатель в виде устройства 75. Данное устройство 75 обладает собственным интеллектом. В зависимости от параметров, установленных в генераторе сигналов 51, которые устанавливаются в зависимости от строения скважины 10 и максимально возможной конечной глубиной уровня пластовой жидкости 13, устройство 75 должно в нужный момент отключить ветвь пересылки сигнала и активировать ветвь, отвечающую за прием сигнала.

Из-за различия в установленных параметрах данный процесс может занимать различное время. Однако существует возможность проводить его фазами точно во время передающего сигнала.

Подобные переключатели существуют в области радиолокационной техники, но могут быть модифицированы и для области низких частот в соответствии с настоящим изобретением.

Анализ эталонного шума может также проходить в то время, когда активизировано измерение уровня пластовой жидкости. Только во время отправки возбуждающего сигнала анализ эталонного шума прерывается на короткое время.

В модификации, изображенной на фиг. 4, измерение уровня пластовой жидкости возможно с использованием только одного комбинированного датчика.

Список условных обозначений

- скважина,

- поверхность земли,

- сырая нефть,

- пограничный слой или уровень пластовой жидкости,

- газообразная среда,

- став обсадных труб,

- внутренняя труба,

- 10 016638

- внешняя труба,

- места соединений труб,

- насос,

- трубопровод,

- устройство,

- устройство для излучения колебаний,

- эталонный сигнал или волны давления,

- возвращающийся эталонный сигнал или волны давления,

- блок измерения,

- электронный генератор сигналов,

- электронный блок анализа,

- блок памяти,

- блок визуализации (дисплей),

- устройство дистанционной передачи данных,

- внешний приемник сигнала,

- герметичный корпус,

- ферромагнитный сердечник,

- диффузор,

- импульсный магнит,

- мембрана,

- запорный кран,

- усилитель низких частот,

- блок анализа эталонного шума,

- блок определения уровня пластовой жидкости,

- второй усилитель низких частот,

- устройство.

Claims (16)

1. Способ определения уровня пластовой жидкости (13) в скважине (10) при глубинном бурении, при котором на поверхности земли (11) создают акустический сигнал, создающий волны давления, которые направляют в глубину скважины (10) и которые отражаются, как минимум, от уровня пластовой жидкости (13), принимают на поверхности земли (11) выходящие из скважины (10) волны давления и измеряют время пробега с момента создания акустического сигнала, анализируют принятые и измеренные волны давления и на основании соответствующего времени пробега делают вывод об уровне пластовой жидкости (13), отличающийся тем, что в качестве акустического сигнала создают эталонный сигнал (42) с заданным, изменяющимся во времени спектром частот, из принятых на поверхности земли (11) из скважины (10) волн давления при анализе отфильтровывают колебания (43), которые коррелируют по спектру частот и его изменению во времени с эталонным сигналом (42), и делают вывод о положении уровня пластовой жидкости из времени пробега колебаний (43), коррелирующих с эталонным сигналом (42) и отфильтрованных из принятых волн давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что из колебаний (43), коррелирующих с эталонным сигналом (42) и являющихся частью всех принятых сигналов, и из времени пробега, прошедшего с момента создания эталонного сигнала (42), делают вывод о количестве частично отражающих волны мест соединений труб (23) става обсадных труб (20) между поверхностью земли (11) и уровнем пластовой жидкости (13).

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что из принятых на поверхности земли (11) сигналов из скважины (10) отфильтровывают колебательные сигналы, которые не коррелируют с эталонным сигналом (42), и из отфильтрованных колебательных сигналов, которые не коррелируют с эталонным сигналом (42), делают вывод о других процессах, протекающих в скважине (10).

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что на поверхности земли (11) при проведении анализа учитывают сохраненные характеристики групп колебаний, относящихся к предполагаемым колебательным сигналам заданных рабочих процессов, происходящих в скважине (10).

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что на поверхности земли (11) на основании анализа принятых колебательных сигналов, не соответствующих ни колебаниям, коррелирующим с эталонным сигналом (42), ни сохраненным характеристикам групп колебаний, относящимся к предполагаемым колебательным сигналам рабочих процессов, делают вывод о возможных происшедших или намечающихся поломках в скважине (10).

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что создают низкочастотный эталонный сигнал.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что создают эталонный сигнал с частотой в диапазоне между

- 11 016638

5 и 1000 Гц.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что создают эталонный сигнал с частотой в диапазоне между 5 и 100 Гц.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что создание эталонного сигнала (42) осуществляют автоматически постоянно, или через регулярные промежутки времени, или через заданные промежутки времени и проводят соответствующие измерения и анализ.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что с учетом вычисленного показателя уровня пластовой жидкости (13) и заданной для уровня пластовой жидкости величины и/или ранее вычисленных величин уровня пластовой жидкости (13) генерируют управляющий сигнал для регулирования мощности установки по добыче на скважине (10).

11. Устройство для осуществления способа по любому из пп.1-10, содержащее размещенное на поверхности земли (11) устройство (41) для излучения колебаний, предназначенное для излучения эталонного сигнала (42) с заданным, изменяемым во времени спектром частот, и направления его в скважину (10), блок измерения (44) для приемки выходящих из скважины (10) сигналов, электронный блок анализа (52), предназначенный для анализа принятых блоком измерения (44) сигналов и выполненный таким образом, что определяет колебания (43), коррелирующие с направленными эталонными сигналами (42), и из времени пробега этих коррелирующих колебаний делает вывод о положении уровня пластовой жидкости (13).

12. Устройство по п.11, отличающееся тем, что снабжено электронным генератором сигналов (51), предназначенным для генерирования и передачи на устройство (41) для излучения колебаний эталонных сигналов, которые в устройстве (41) для излучения колебаний преобразуются в группы колебаний.

13. Устройство по п.11, отличающееся тем, что электронный блок анализа (52) соединен с блоком памяти (53), предназначенным для сохранения результатов анализа и/или данных, касающихся произведенных колебаний, содержащих предполагаемые группы колебаний, относящиеся к рабочим процессам и/или к возможным нарушениям в работе.

14. Устройство по п.11, отличающееся тем, что оно снабжено устройством дистанционной передачи данных (55), предназначенным для дистанционной передачи полученных и/или обработанных данных.

15. Устройство по п.11, отличающееся тем, что устройство (41) для излучения колебаний оснащено постоянным магнитом и катушкой возбуждения на колеблющейся мембране.

16. Устройство по п.11, отличающееся тем, что устройство (41) для излучения колебаний и блок измерения (44) выполнены таким образом, что, по меньшей мере, частично задействуют при работе одни и те же элементы.