EA021895B1 - Система и способ для измерения уровня жидкости - Google Patents

Система и способ для измерения уровня жидкости Download PDF

Info

Publication number
EA021895B1
EA021895B1 EA201270524A EA201270524A EA021895B1 EA 021895 B1 EA021895 B1 EA 021895B1 EA 201270524 A EA201270524 A EA 201270524A EA 201270524 A EA201270524 A EA 201270524A EA 021895 B1 EA021895 B1 EA 021895B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
wellbore
detector
pulse
electromagnetic
Prior art date
Application number
EA201270524A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270524A1 (ru
Inventor
М. Кларк Томпсон
Чарльз Х. Уэбб
Ричард П. Руббо
II Дэвид Кинг Андерсон
Марк Х. Ямасаки
Митчелл Карл Смитсон
Мануэль Э. Гонзалес
Original Assignee
Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. filed Critical Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк.
Publication of EA201270524A1 publication Critical patent/EA201270524A1/ru
Publication of EA021895B1 publication Critical patent/EA021895B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F23/00—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm
    • G01F23/22—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm by measuring physical variables, other than linear dimensions, pressure or weight, dependent on the level to be measured, e.g. by difference of heat transfer of steam or water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/04—Measuring depth or liquid level
    • E21B47/047—Liquid level
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B49/00—Control, e.g. of pump delivery, or pump pressure of, or safety measures for, machines, pumps, or pumping installations, not otherwise provided for, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B47/00
    • F04B49/06—Control using electricity
    • F04B49/065—Control using electricity and making use of computers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F23/00—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm
    • G01F23/22—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm by measuring physical variables, other than linear dimensions, pressure or weight, dependent on the level to be measured, e.g. by difference of heat transfer of steam or water
    • G01F23/28—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm by measuring physical variables, other than linear dimensions, pressure or weight, dependent on the level to be measured, e.g. by difference of heat transfer of steam or water by measuring the variations of parameters of electromagnetic or acoustic waves applied directly to the liquid or fluent solid material
    • G01F23/284—Electromagnetic waves

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

В изобретении система, способ и устройство могут использоваться для контроля уровней флюидов в буровой скважине. Система включает в себя генератор импульсов для генерирования импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружитель для обнаружения части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, процессор для анализа обнаруживаемых сигналов, чтобы определять уровень поверхности флюида. В осуществлении система включает в себя регулятор насоса для управления работой насоса, расположенного в стволе скважины, на основании уровня поверхности флюида.

Description

В общем настоящее изобретение относится к дистанционному измерению, а более конкретно к измерению уровня жидкости на удаленном месте в буровой скважине.
Предпосылки создания изобретения
При добыче ресурсов может быть полезно контролировать различные условия на местах, удаленных от наблюдателя. В частности, может быть полезно выполнять контроль уровней жидкости в забое или вблизи забоя буровой скважины, которую пробуривают с целью разведки или добычи. Поскольку такие буровые скважины могут продолжаться на несколько миль, не всегда практично создавать системы проводной связи для такого контроля.
Краткое изложение
Аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя устройство для измерения уровня флюида в обсаженном обсадной колонной стволе скважины, включающее в себя генератор импульсов, позиционируемый и способный функционировать для генерации импульсов электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружитель, позиционируемый и способный функционировать для обнаружения части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, процессор, сконфигурированный и приспособленный для приема сигналов с обнаружителя, представляющих обнаруживаемую часть электромагнитного импульса, и для анализа их, чтобы определять уровень поверхности флюида, и регулятор насоса, сконфигурированный и приспособленный для приема информации о расстоянии с процессора и для использования информации о расстоянии для управления работой насоса, расположенного в стволе скважины.
Аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя устройство для измерения уровня флюида в обсаженном обсадной колонной стволе скважины, включающее в себя генератор импульсов, позиционируемый и способный функционировать для генерации импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружитель, позиционируемый и способный функционировать для обнаружения части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, процессор, сконфигурированный и приспособленный для приема сигналов с обнаружителя, представляющих обнаруживаемую часть электромагнитного импульса, и для анализа их, чтобы определять уровень поверхности флюида.
Аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя систему для измерения уровня флюида в стволе скважины, которая включает в себя генератор импульсов, позиционируемый и способный функционировать для генерации импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружитель, позиционируемый и способный функционировать для обнаружения части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, и процессор, сконфигурированный и приспособленный для приема сигнала с обнаружителя, представляющего обнаруживаемую часть электромагнитного импульса, и для анализа его, чтобы определять уровень поверхности флюида.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя систему для измерения уровней двух несмешанных флюидов в стволе скважины, содержащем первый скважинный флюид и второй скважинный флюид, при этом второй скважинный флюид имеет более низкую плотность по сравнению с плотностью первого флюида и диэлектрическую постоянную, которая является известной и, по существу, более низкой, чем диэлектрическая проницаемость первого флюида, и эта система включает в себя генератор импульсов, позиционируемый и способный функционировать для генерации импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюидов, обнаружитель, позиционируемый и способный функционировать для обнаружения соответствующих частей электромагнитного импульса, отраженных от поверхностей флюидов и прошедших по стволу скважины к обнаружителю, и процессор, сконфигурированный и приспособленный для приема сигнала с обнаружителя, представляющего обнаруживаемые части электромагнитного импульса, и для анализа его, чтобы определять уровень поверхности каждого из двух флюидов.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя систему для измерения уровня флюида в стволе скважины, включающую в себя генератор частот, позиционируемый и способный функционировать для создания по меньшей мере двух электромагнитных частотных сигналов для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружитель, позиционируемый и способный функционировать для обнаружения части электромагнитных сигналов, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, и процессор, сконфигурированный и приспособленный для приема сигналов с обнаружителя, представляющих обнаруживаемые части электромагнитных сигналов, и для анализа их, чтобы определять уровень поверхности флюида.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя способ управления насосом, расположенным в обсаженном обсадной колонной стволе скважины, который включает в себя генерацию импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружение части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей
- 1 021895 по стволу скважины к обнаружителю, прием сигнала с обнаружителя, представляющего обнаруживаемую часть электромагнитного импульса, анализ сигнала для определения уровня поверхности флюида и управление работой насоса на основании определяемого уровня поверхности флюида.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя способ измерения уровня флюида в обсаженном обсадной колонной стволе скважине, который включает в себя генерацию импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружение части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида и прошедшей по стволу скважины к обнаружителю, прием сигнала с обнаружителя, представляющего обнаруживаемую часть электромагнитного сигнала, и анализ сигнала для определения уровня поверхности флюида.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя способ измерения уровней двух несмешанных флюидов в стволе скважины, содержащем первый скважинный флюид и второй скважинный флюид, при этом второй скважинный флюид имеет более низкую плотность по сравнению с плотностью первого флюида и диэлектрическую постоянную, которая является известной и, по существу, более низкой, чем диэлектрическая проницаемость первого флюида, включающий в себя генерацию импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюидов, обнаружение соответствующих частей электромагнитного импульса, отраженных от поверхностей флюидов и прошедших по стволу скважины к обнаружителю, прием сигнала с обнаружителя, представляющего обнаруживаемые части электромагнитного импульса, и анализ его для определения уровня поверхности каждого из двух флюидов.
Еще один аспект осуществления настоящего изобретения включает в себя способ измерения уровня флюида в стволе скважины, включающий в себя генерацию по меньшей мере двух электромагнитных сигналов, имеющих соответствующие различные частоты, для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида, обнаружение соответствующих частей электромагнитных сигналов, отраженных от поверхности флюида и прошедших по стволу скважины к обнаружителю, прием сигналов с обнаружителя, представляющих обнаруживаемые части электромагнитных сигналов, и анализ их для определения уровня поверхности флюида.
Аспекты осуществлений настоящего изобретения включают в себя считываемые компьютером среды, кодированные исполняемыми компьютером командами для выполнения любого из изложенных выше способов и/или для управления любой их упомянутых выше систем.
Описание чертежей
Другие признаки, описываемые в этом изобретении, станут более понятными специалистам в данной области техники при чтении нижеследующего подробного описания в сочетании с сопровождающими чертежами, на которых:
фиг. 1 - схематичный вид системы для дистанционного измерения уровня флюида в буровой скважине согласно осуществлению настоящего изобретения;
фиг. 2 - запись, иллюстрирующая эхо-сигнал, отраженный от места в имитированной буровой скважине;
фиг. 3 - блок-схема последовательности действия, иллюстрирующая способ согласно осуществлению настоящего изобретения;
фиг. 4 - схематичный вид системы для дистанционного измерения уровня флюида в буровой скважине, включающей в себя калибровочные маркеры, согласно осуществлению настоящего изобретения;
фиг. 5а - схематичное поперечное сечение линии передачи, предназначенной для использования в осуществлении настоящего изобретения;
фиг. 5Ь - схематичное продольное сечение линии передачи, предназначенной для использования в осуществлении настоящего изобретения.
Подробное описание
На фиг. 1 показан пример устройства 100 для измерения уровня поверхности флюида 102 в буровой скважине 104. В показанном примере буровая скважина 104 продолжается через нефтегазоносный пласт 106. Хотя буровая скважина 104 показана как прямолинейная вертикальная скважина, на практике буровая скважина имеет более сложную геометрию и может иметь любую ориентацию, в том числе ориентацию, изменяющуюся на протяжении длины.
Буровая скважина обсажена полой обсадной колонной 108, выполненной из некоторого количества отрезков, как правило, проводящего материала. Полая обсадная колонна 108 буровой скважины может быть выполнена, например, из стали или другого подходящего материала. При типичном бурении обсадная колонна 108 буровой скважины может быть стандартной обсадной колонной, используемой для обеспечения конструктивной поддержки буровой скважины в условиях обычного бурения и добычи, и нет необходимости в создании какой-либо дополнительной внешней проводящей среды.
Добыча углеводородов облегчается, когда давление в продуктивном пласте 106 больше, чем давление в буровой скважине 104. В этой связи является важным уровень флюида 102, поскольку любой флюид 102, накопленный в буровой скважине 104, который находится на уровне или выше продуктивного пласта 106, будет оказывать давление, противоположное давлению продуктивного пласта 106.
Полезно предусматривать забойный насос 110, который может создавать искусственную подъем- 2 021895 ную силу для облегчения добычи нефти или газа из продуктивного пласта 106. Жидкости из пласта обычно выкачиваются на поверхность по насосно-компрессорным трубам 112, тогда как газ поднимается на поверхность через кольцевую область между насосно-компрессорными трубами 112 и обсадной колонной 108. Обычно для исключения изнашивания таких насосов вследствие работы всухую уровень флюида в буровой скважине не должен падать ниже рабочего положения насоса 110. Таким образом, должен быть баланс между минимизацией уровня флюида для снижения непродуктивного давления в буровой скважине 104 и гарантией, что насосы, имеющиеся в буровой скважине 104, не будут работать всухую.
Примеры забойных насосов, которые используются при таких применениях, включают в себя электрические погружные насосы, эксцентриковые винтовые насосы, штанговые скважинные насосы и другие.
Для облегчения управления насосом, при котором уровень флюида поддерживается низким, но достаточно высоким для исключения выкачивания досуха, полезно выполнять измерение уровня флюида. В осуществлениях такое измерение может выполняться непрерывно и в реальном времени. Измерение уровня флюида может быть полезно согласовывать с потенциально искажающими результаты факторами, такими как соединения в обсадной колонне буровой скважины или вспенивание вблизи поверхности флюида, которые могут быть причиной неточных измерений.
Устройство 100 для измерения уровня флюида включает в себя генератор 120 импульсов. Генератор 120 импульсов сконфигурирован для формирования электромагнитного импульса, который проходит по длине буровой скважины, при этом обсадная колонна действует как волновод. В этом случае насоснокомпрессорные трубы 112 действуют как центральный проводник, а система из обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, по существу, образует коаксиальный кабель.
Генератор 120 импульсов может быть связан с буровой скважиной путем непосредственного закрепления в ней или же может быть электромагнитным способом связан с буровой скважиной.
Генератор 120 импульсов может быть любым устройством, включающим в себя, но без ограничения, электронную структуру для получения электромагнитной энергии и формирования сигнала на основании ее. Примеры подходящих генераторов импульсов включают в себя искровые генераторы, схемный анализатор, такой как блок Боде, или другие устройства, в которых используются быстродействующие переключающие компоненты, такие как лавинные транзисторы или быстродействующие кремниевые управляемые выпрямители (КУВ). Пригодные устройства включают в себя устройства, которые могут создавать ток 10-100 А при напряжении, которое может изменяться со скоростью 30 В/нс или более высокой. В большинстве случаев для этого применения хорошо подходят радиочастотные электромагнитные импульсы, особенно в диапазоне от около 3 до около 100 МГц. Частоту можно выбирать в зависимости от характеристик материала проводящей трубы (например, стали). Использование высоких частот выше определенной точки может ограничиваться глубиной скин-эффекта, а нижний конец доступного частотного диапазона можно выбирать в зависимости от упрощения конструкции генератора импульсов.
Когда импульс проходит по буровой скважине, изменения импеданса приводят к частичным отражениям энергии импульса, и эти отражения могут приниматься на поверхности модулем 122 приемника или обнаружителя устройства 100. Такие изменения импеданса могут быть следствием соединений в обсадной колонне, наличия объектов в буровой скважине или чего-либо подобного. В случае флюида с относительно низкой диэлектрической постоянной, такого как сырая нефть, частичное отражение оставшейся энергии электромагнитного импульса происходит на границе раздела флюидов. В случае флюида с относительно высокой диэлектрической постоянной, такого как смесь, содержащая большую часть воды, близкое к полному отражению оставшейся энергии электромагнитного импульса происходит, когда флюид действует как короткозамкнутая цепь буровой скважины.
Процессор 124 используется для анализа принимаемых сигналов, чтобы определять уровень флюида. Кроме того, процессор 124 можно использовать для управления регулятором 126 насоса, чтобы изменять рабочее состояние насоса 110 на основании измеряемого уровня флюида. Регулятор насоса соединен непосредственно (не показано) или с помощью беспроводной связи с насосом 110. В частности, регулятор 126 насоса может снижать производительность насоса путем регулирования рабочей скорости или хода насоса, если уровень флюида находится вблизи уровня насоса (в пределах нескольких футов или нескольких десятков футов), или он может полностью останавливать насос, если уровень насоса находится выше уровня флюида. Точно так же, если уровень флюида в стволе скважины повышается выше, чем этом необходимо для удержания насоса от работы всухую, регулятор может повышать производительность насоса. Величина превышения уровня насоса, при которой производительность насоса должна повышаться, может выбираться пользователем или может задаваться заранее и закладываться программно в регулятор.
Последовательные измерения можно использовать для определения величины и направления изменения уровня флюида. В этом осуществлении для регулирования производительности насоса можно использовать величину и направление или одно из них.
Таким образом, если уровень флюида изменяется быстро, производительность насоса также можно изменять быстро. Точно так же, если уровень флюида находится вблизи уровня насоса, но повышается,
- 3 021895 регулятор может снижать производительность насоса только на небольшую величину, чтобы поддерживать уровень флюида, а не снижать на большую величину, что может способствовать нежелательному повышению уровня флюида.
На фиг. 2 представлена запись эхо-сигнала из имитированной скважины глубиной 1600 футов (487,68 м), принятого приемником 122. На основании измерения временной задержки между посылкой импульса и приемом эхо-сигнала расстояние вдоль буровой скважины можно вычислить с использованием процессора 124
Э=£хс, (уравнение 1) где ά является суммарным расстоянием до флюида и обратно до обнаружителя на поверхности, то есть удвоенным расстоянием между поверхностью и флюидом; (является временной задержкой и с является скоростью распространения электромагнитной энергии в воздухе.
Верхней кривой на фиг. 2 представлено время нахождения обнаружителя во включенном состоянии. Когда напряжение является высоким (около 3 В), обнаружитель находится во включенном состоянии. Как показано, это соответствует моментам времени между около 1,741 и около 3,241 мкс. В этом примере после обнаружения сигнала обнаружитель выключается, хотя это не требуется. Нижней кривой на фиг. 2 представлен обнаруженный сигнал. Как можно видеть, импульс был зарегистрирован около 3,241 мкс. Как описывалось выше, это время представляет собой удвоенное время распространения сигнала по скважине в одном направлении. Поэтому, как и ожидалось, расстояние от поверхности до флюида составляет около 1600 футов (487,68 м), где один фут (0,3048 м) приблизительно эквивалентен задержке, составляющей 1 нс.
В осуществлении может быть задан порог, чтобы эхо-сигналы ниже порога, которые по всей вероятности представляют, например, соединения обсадной колонны, игнорировались. В одном способе пользователь может задавать такую задержку, чтобы не было эхо-сигналов до окончания временной задержки, после которой станет возможным запуск устройства, в результате чего будет уменьшаться количество ложных отсчетов. На фиг. 2 это соответствует интервалу между 0 и 1,741 мкс. Более продолжительная задержка приводит к более узкому измерительному окну, так что верхняя кривая из фиг. 2 будет иметь форму более узкого прямоугольника, соответствующую, например, одному квадрату сетки. В этом способе пользователь может базировать задержку на основании известной информации, относящуюся к обычному положению уровня флюида, которую можно получать акустическим или гравиметрическим способом.
Описанную систему можно использовать для получения измерений с точностью порядка одного фута (0,3048 м) или около этого (т.е. с точностью 1 нс во временной области). В общем случае точность измерений около 10 футов (3,048 м) является достаточной для обеспечения приемлемого управления насосом.
В другом осуществлении генератор 120 импульсов может быть сконфигурирован для генерации электромагнитных частотных сигналов, или тональных сигналов, а процессор 124 сконфигурирован для анализа отражений в частотной области. В этом осуществлении вводят первый частотный сигнал и измеряют фазу первого отраженного сигнала. Вводят второй частотный сигнал и измеряют фазу второго отраженного сигнала. Фазу первого отраженного сигнала сравнивают с фазой второго отраженного сигнала для вычисления расстояния от генератора тональных сигналов до поверхности флюида. Это можно делать при использовании уравнения 2, приведенного ниже /=—==*-х—χ—, (уравнение 2) ^ε,. χ 2π 2 где 1 - расстояние до поверхности флюида (м);
Со - скорость прохождения электромагнитного сигнала в свободном пространстве (м/с);
εΓ - относительная диэлектрическая постоянная изолирующего материала линии передачи (в этом случае воздуха или метана);
δφ - изменение фазы (радиан); δί - изменение частоты (Гц);
2π - постоянная, используемая для приведения частоты к радианам;
- постоянная, используемая для корректировки того, что каждый из исходного и отраженного сигналов должен последовательно проходить полную длину.
Отрицательный знак используется на основании условия, что вторая частота выбирается более высокой, чем первая частота.
Уравнение 2, приведенное выше, применяют в случае, когда длина волны вводимого сигнала более высокой частоты больше чем или равна 21. В этом осуществлении частота вводимого сигнала более высокой частоты должна быть ^з=с0/[ (гу) 11/21 х21] (уравнение 3)
В еще одном осуществлении могут использоваться вводимые сигналы с частотами выше, чем час-4 021895 тота Г8, определенная в уравнении 3 выше. В этом осуществлении разность частот первого и второго выбираемых вводимых сигналов меньше чем Г8, а длины волн первого и второго выбираемых частотных сигналов находятся в пределах одного и того же целого кратного 21. Анализ фазовой характеристики входного сигнала качающейся частоты является полезным при выборе обоснованных частот пар используемых сигналов.
В одном осуществлении векторный схемный анализатор используется для генерации частотных сигналов или тональных сигналов и для приема и анализа отраженных частотных сигналов.
В другом осуществлении вводимый сигнал подстраивают до частоты, при которой отраженный сигнал находится полностью в фазе с вводимым частотным сигналом или сдвинут по фазе на 180° относительно него. Пиковую амплитуду результирующего полного сигнала в линии передачи используют для идентификации фазовой синхронизации. Пиковый уровень становится максимальным, когда отраженный сигнал находится в фазе, и становится минимальным, когда отраженный сигнал находится в противофазе.
В этом осуществлении первый отраженный частотный сигнал синхронизируют по фазе с первым генерируемым частотным сигналом. Вторую формируемую частоту подстраивают до следующей более высокой или низкой пригодной частоты, чтобы получать второй отраженный сигнал с таким же самым фазовым соотношением, которое было получено относительно первой частоты.
В этом осуществлении разность фаз первой и второй частот составляет δφ=2π радиан. Уравнение 2, приведенное выше, применяют для определения расстояния до поверхности флюида.
Поскольку удельная проводимость углеводородов значительно отличается от удельной проводимости воды, уровень сигнала можно использовать для определения не только присутствия флюида, но и вида. При экспериментальных исследованиях отношение амплитуд эхо-сигнала от поверхности нефти и эхо-сигнала от поверхности воды составляло около 1:1,3. В случае смешанного флюида нефть/вода соотношение нефть/вода в смеси следует определять интерполяцией амплитуды отраженного от смеси сигнала к амплитуде, ожидаемой на той же самой глубине от 100%-ной воды и 100%-ной нефти.
В случае несмешанных флюидов, когда флюид с более низкой плотностью имеет диэлектрическую постоянную, которая значительно ниже, чем диэлектрическая постоянная флюида с более высокой плотностью, как в случае нефти относительно воды, эхо-сигналы получают от границ раздела обоих флюидов.
Когда вводимый сигнал достигает границы раздела газа и нефти, часть сигнала отражается обратно, но значительная часть сигнала продолжает проходить к границе раздела нефть/вода, где оставшаяся часть излученного сигнала отражается обратно. В такой ситуации несмешанных компонентов нефть поверх воды, время между приемом двух отраженных импульсов может быть преобразовано в высоту нефти на основании ожидаемой скорости прохождения сигнала на интервале, занимаемом нефтью. Установлением высоты столбов стоячей нефти и воды в стволе скважины на различных временных интервалах обеспечиваются сравнительные измерения для определения соотношения нефть/вода в пласте при использовании других способов анализа скважины, основанных на корреляции давления в коллекторе и темпа отбора.
На фиг. 3 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ работы согласно осуществлению изобретения. Генератор 120 импульсов используют для генерации (200) импульсов, которые проходят по буровой скважине в направлении забоя. Приемник 122 принимает (202) эхо-сигнал, отраженный от поверхности флюида, который прошел обратно вверх по стволу скважины. Далее процессор 124 анализирует (204) принимаемый сигнал для определения расстояния до поверхности флюида. На основании найденного расстояния регулятор 126 насоса управляет (206), как рассмотрено выше, работой насоса 110.
В осуществлении изменения импеданс намеренно вносят в линию передачи. Как показано на фиг. 4, в конкретном способе маркер 210 помещают в буровую скважину 104 на известную глубину (Д). Второй маркер 212 помещают в буровую скважину 104 на вторую известную глубину (й2). В процессе работы, когда импульс проходит по буровой скважине, каждый из двух маркеров создает частичное отражение проходящего импульса в дополнение к отражению на границе раздела флюидов. Маркеры могут иметь любую конструкцию, которая изменяет импеданс линии передачи. Например, коаксиальный штуцер 214, скребковый рычаг с управляемым сопротивлением или проводящей кольцевой структурой, которая локально снижает диэлектрическое расстояние между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, могут действовать как маркеры. Как отмечалось выше, такие изменения импеданса также могут существовать на соединениях обсадной колонны, глубины которых можно вычислять при сборке обсадной колонны из секций, имеющих стандартную или же известную длину. Конструкцию и состав маркеров следует выбирать из условия создания относительно небольшого эхо-сигнала с тем, чтобы большая часть энергии продолжала распространяться с сохранением достаточной интенсивности для получения отражения на границе раздела флюидов.
- 5 021895
В этом осуществлении можно учитывать неизвестные величины или изменения диэлектрической постоянной среды, через которую проходит электромагнитный импульс. В частности, расстояние до поверхности можно вычислять в соответствии с уравнением 4:
ά=ά2+ ίάζ-άι) / ( Сг-^ι)х , (уравнение 4) где άι является расстоянием до первого маркера; ΐ является временем прихода первого отраженного сигнала; ά2 является расстоянием до второго маркера; ΐ2 является временем прихода второго сигнала; ά является расстоянием до отражающей поверхности и ΐ является временем прихода третьего сигнала.
Как должно быть понятно, с помощью отдельной операции определяют среднюю скорость прохождения на интервале между первым и вторым маркерами. Эту скорость умножают на временной интервал между вторым маркером и границей раздела флюидов, чтобы определять расстояние между вторым маркером и границей раздела флюидов; т.е. в формуле предполагается, что скорость прохождения между первым и вторым маркерами является такой же, как скорость между вторым маркером и границей раздела флюидов. В этой связи использование дополнительных маркеров на дополнительных известных глубинах может дать возможность получать дополнительные статистические данные, чтобы определять, является ли скорость прохождения, по существу, постоянной на протяжении различных интервалов в буровой скважине или для скорости следует использовать более сложное выражение.
В другом осуществлении можно использовать единственный маркер. Подводящий коаксиальный кабель редко имеет такой же импеданс, что и конструкция ствола скважины. Поэтому рассогласование импедансов на соединении между ними используют в качестве первого маркера. В этом случае Д является расстоянием до соединения ниже устья скважины и С является временем отражения на протяжении подводящего кабеля. Промышленный коаксиальный кабель имеет скорость распространения волны, значительно отличающуюся от скорости распространения в конструкции ствола скважины, что является особенно полезным. Кроме того, некоторые конструкции стволов скважин имеют обсадную колонну уменьшенного диаметра на известном расстоянии. Изменение диаметра трубы вызывает изменение импеданса и частичное отражение импульса. Поэтому в некоторых скважинах маркерный элемент создается конструкцией ствола скважины.
В конкретном осуществлении периодически выполняют калибровку скорости и регистрируют статистические данные. Когда регистрируемыми статистическими данными предоставляется картина изменения, эту картину можно использовать в качестве входных данных для вычисления глубины. Точно так же регистрируемые статистические данные можно использовать для вычисления степени неопределенности измерительной системы. Как вариант или в сочетании с изложенными выше способами, скорости дрейфа калибровки можно принимать в качестве индикатора систематических изменений в среде внутри ствола скважины. Например, изменения диэлектрической постоянной могут указывать на изменения температуры или влажности воздуха в буровой скважине. В осуществлении, предназначенном для использования в паронагнетательной скважине, измерения влажности могут давать информацию относительно качества пара (то есть количества воды, присутствующей в жидкой фазе, в зависимости от газовой фазы в паре).
Как отмечалось выше, следует ожидать, что на границе раздела нефть/воздух будет создаваться сигнал относительно низкого уровня вследствие относительно небольшого рассогласования импедансов (то есть диэлектрических постоянных) между воздухом и нефтью по сравнению с воздухом и водой. Поэтому в осуществлении на границу раздела флюидов вводят материал, который повышает отражательную способность границы раздела.
Повышающий отражательную способность материал обычно имеет плотность, выбираемую из условия обеспечения плавания его на поверхности флюида. В этой связи плотность должна быть не только меньше плотности воды, но меньше плотности нефти, которая может плавать на поверхности воды. Например, при удельном весе меньше чем около 0,7 (в безразмерных единицах) будет гарантироваться, что материал будет плавать независимо от присутствия нефти во флюиде. В некоторых осуществлениях материал может плавать в виде относительно тонкого слоя на поверхности флюида.
Кроме того, пригодные для этого применения материалы не должны смешиваться с водой или нефтью для гарантии, что материалы останутся плавающими, а не смешаются с флюидом. Наконец, для получения желаемого повышения отражательной способности материал должен быть проводящим, имеющим несколько более высокую диэлектрическую постоянную, чем сырая нефть, и/или имеющим ферромагнитные свойства. Например, значение 5 (примерно удвоенное значение диэлектрической постоянной для нефти, составляющее 2-3) может быть достаточным для обеспечения этой функциональной возможности.
В этой связи предложен ряд материалов, имеющих указанные выше свойства. Прежде всего, можно использовать твердые тела с низкой плотностью (то есть, где низкая плотность в этом случае означает удельный вес меньше чем 0,7), такие как полимеры или полые стеклянные бусины. Полимеры могут быть в виде таблеток, или хлопьев, или в виде полых бусинок. В любом случае бусинки могут быть полностью полыми или могут быть заключены в капсулы из другого материала для получения желаемых диэлектрических свойств. Например, будут пригодными полые стеклянные микросферы, имеющие нике- 6 021895 левое покрытие (покрытые, например, путем осаждения из паровой фазы).
Как вариант материал может быть жидкостью с низкой плотностью, такой как метанол. Хотя метанол смешивается с водой, в случае, когда известно, что на границе раздела имеется слой нефти, слой нефти может поддерживать разделение между водой и метанолом. Как вариант можно использовать коллоидальную суспензию материала, который удовлетворяет приведенным выше требованиям. Например, этому критерию будет соответствовать коллоидальная суспензия оксида железа в среде с достаточно низкой плотностью.
В одном осуществлении материал вводят и оставляют плавающим на поверхности границы раздела. В варианте осуществления может использоваться повторное введение материала. В связи с этим материал может выпускаться системой подачи, которую можно располагать в буровой скважине и/или на месте, с которого делается возможным нагнетание в буровую скважину.
Выше описана в целом система с использованием обсадной колонны скважины и бурильной колонны в качестве линии передачи отраженного сигнала. В варианте способа сигнал передают с использованием наматываемого на барабан проводника, помещаемого с этой целью в буровую скважину. Такая компоновка может найти применение, например, в необсаженной скважине или в скважине, в которой нарушена проводимость обсадной колонны или в которой бурильная колонна и обсадная колонна находятся во временном или постоянном контакте, в результате чего устанавливается цепь короткого замыкания.
При некоторых обстоятельствах в буровой скважине размещают составные шланги для решения различных задач. В одном примере вводимая водоотливная система включает в себя металлическую трубу, которая используется для создания пути движения флюида, удаляемого из буровой скважины. Как показано на фиг. 5а и 5Ь, один такой составной шланг этого типа включает в себя две трубы 220 из нержавеющей стали для обеспечения пути движения флюида, окруженные изолирующим слоем 222.
Для обеспечения измерения границы раздела флюидов необходимо, чтобы флюид свободно протекал между двумя проводниками. Как показано на фиг. 5а и 5Ь, отдельные участки 224 изоляции удалены, по меньшей мере, в представляющей интерес области на протяжении длины составного шланга; т.е. нет необходимости удалять какие-либо секции на интервалах, где измерения не будут выполняться (например, на начальной длине составного шланга). Удаляемые участки следует располагать таким образом и придавать им такие размеры, чтобы флюид мог свободно втекать в зазор между проводниками и чтобы флюид также мог свободно вытекать, когда уровень флюида падает относительно линии передачи.
Расстояния между отрезками и размер отрезков отчасти зависят от представляющего интерес измерения. Например, для системы управления насосом могут быть подходящими 1-дюймовые (2,54 см) отрезки через каждые 12 дюймов (30,48 см). В других ситуациях может быть полезно иметь отрезки на интервалах около 1 дюйма (2,54 см).
Как должно быть понятно, составной шланг, который выполняет функцию линии передачи в буровой скважине, необязательно должен быть частью водоотливной системы или какого-нибудь конкретного компонента. Наоборот, принцип изобретения применим к любой наматываемой на барабан системе, которую можно вводить в ствол скважины для использования при выполнении работ, или даже к совокупности отдельных линий. В принципе, все, что требуется, так это пара проводников. Пару можно образовывать путем использования двухпроводной линии или однопроводной линии, которая находится во взаимодействии с насосно-компрессорными трубами, обсадной колонной или бурильной колонной для получения второго проводника.
Линии управления, предназначенные для использования совместно со скважинными датчиками давления, системы закачивания химикатов, гидравлические линии управления, заключенный в трубку или заключенный в капсулу проводник, инструментальный провод (ί-провод) или что-либо подобное можно использовать для создания проводника или в качестве самого проводника. Такие линии управления, когда они надлежащим образом изолированы, пригодны для использования в качестве проводника в системе, описанной выше. В осуществлениях линии управления могут быть расположены за пределами насосно-компрессорных труб или могут образовывать часть вставного узла, который устанавливают в насосно-компрессорные трубы.
Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что раскрытые осуществления, описанные в этом изобретении, являются только примерами и что существуют многочисленные варианты. Изобретение ограничено только формулой изобретения, которая охватывает осуществления, описанные в этом изобретении, а также варианты, очевидные для специалистов в данной области техники. Кроме того, следует понимать, что конструктивные признаки или этапы способов, показанные или описанные в любом одном осуществлении, также могут использоваться в других осуществлениях.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система для измерения уровня флюида в стволе скважины, содержащая генератор импульсов для генерации импульса электромагнитной энергии для прохождения в пределах и по стволу скважины к поверхности флюида;
    детектор для обнаружения части электромагнитного импульса, отраженной от поверхности флюида в пределах скважины и прошедшей по стволу и в пределах скважины к обнаружителю;
    процессор для приема сигнала электромагнитного импульса, представляющего обнаруживаемую часть от детектора, и его анализа для определения уровня поверхности флюида.
  2. 2. Система по п.1, дополнительно содержащая регулятор насоса для приема информации о расстоянии от процессора и для использования информации о расстоянии для управления работой насоса, расположенного в стволе скважины.
  3. 3. Система по любому из пп.1, 2, в которой процессор дополнительно выполнен с возможностью анализа сигналов для получения информации, относящейся к количественному отношению воды к углеводороду во флюиде, на основании амплитуды обнаруживаемой части.
  4. 4. Система по любому из пп.1-3, в которой для прохождения импульса по стволу скважины имеется линия передачи, содержащая пару электрических проводников, электрически изолированных друг от друга.
  5. 5. Система по п.4, в которой один из проводников содержит по меньшей мере один скважинный компонент, выбранный из группы, состоящей из скважинной обсадной колонны, насосно-компрессорных труб, бурильной колонны, составного шланга, линии управления, гидравлической линии или заключенного в трубку проводника (ЗТП).
  6. 6. Система по любому из пп.4, 5, в которой линия передачи содержит пару проводящих линий, имеющих изоляцию, при этом изоляция имеет зазоры на выбранных интервалах на протяжении, по меньшей мере, участка длины линии передачи, зазоры выполнены с размерами и конфигурацией, обеспечивающими протекание флюида при расположении ниже уровня поверхности флюида.
  7. 7. Система по любому из пп.1-6, дополнительно содержащая по меньшей мере один маркер, расположенный на заданной глубине, в которой детектор выполнен с возможностью обнаружения дополнительной части электромагнитного импульса, отраженной от маркера, а процессор дополнительно выполнен с возможностью приема дополнительного сигнала от детектора, представляющего обнаруживаемую дополнительную часть электромагнитного импульса, и для анализа принимаемого сигнала и дополнительного принимаемого сигнала в сочетании друг с другом для определения уровня поверхности флюида.
  8. 8. Система по любому из пп.1-7, дополнительно содержащая источник повышающего отражательную способность материала для подачи повышающего отражательную способность материала к поверхности флюида.
  9. 9. Система по п.8, в которой повышающий отражательную способность материал содержит материал, имеющий удельный вес меньше чем около 0,7, который является не смешивающимся с нефтью и который отражает пропорциональную часть электромагнитного импульса в большей степени, чем отражается нефтью.
  10. 10. Система по п.9, в которой повышающий отражательную способность материал содержит множество полых стеклянных микросфер, имеющих никелевое покрытие.
  11. 11. Система для измерения уровней двух несмешанных флюидов в стволе скважины, содержащем первый скважинный флюид и второй скважинный флюид, при этом второй скважинный флюид имеет более низкую плотность по сравнению с плотностью первого флюида и диэлектрическую постоянную, которая является известной и, по существу, более низкой, чем диэлектрическая проницаемость первого флюида, содержащая генератор импульсов для генерации импульса электромагнитной энергии для прохождения по стволу скважины к поверхности флюидов;
    детектор для обнаружения соответствующих частей электромагнитного импульса, отраженных от поверхностей флюидов и прошедших по стволу скважины к обнаружителю;
    процессор для приема сигнала электромагнитного импульса, представляющего обнаруживаемые части от детектора, и его анализа для определения уровня поверхности каждого из двух флюидов.
  12. 12. Система по п.11, в которой для прохождения импульса по стволу скважины имеется линия передачи, содержащая пару электрических проводников, электрически изолированных друг от друга.
  13. 13. Система по п.12, в которой один из проводников содержит по меньшей мере один скважинный компонент, выбранный из группы, состоящей из скважинной обсадной колонны, насосно-компрессорных труб, бурильной колонны, составного шланга, линии управления, гидравлической линии или заключенного в трубку проводника (ЗТП).
  14. 14. Система по любому из пп.12, 13, в которой линия передачи содержит пару проводящих линий, имеющих изоляцию, при этом изоляция имеет зазоры на выбранных интервалах на протяжении, по
    - 8 021895 меньшей мере, участка длины линии передачи, зазоры выполнены с размерами и конфигурацией, обеспечивающей протекание флюида при расположении ниже уровня поверхности флюида.
  15. 15. Система по любому из пп.11-14, дополнительно содержащая по меньшей мере один маркер, расположенный на известной глубине, в которой детектор выполнен с возможностью обнаружения дополнительной части электромагнитного импульса, отраженной от маркера, а процессор дополнительно выполнен с возможностью приема дополнительного сигнала от детектора, представляющего обнаруживаемую дополнительную часть электромагнитного импульса, и для анализа принимаемого сигнала и дополнительного принимаемого сигнала в сочетании друг с другом для определения уровня поверхности флюида.
  16. 16. Способ измерения уровня флюида в стволе скважины, содержащий этапы, на которых генерируют по меньшей мере два электромагнитных сигнала, имеющих соответствующие различные частоты, для прохождения по стволу скважины к поверхности флюида;
    обнаруживают соответствующие части электромагнитных сигналов, отраженные от поверхности флюида и прошедшие по стволу скважины к детектору;
    принимают сигналы из детектора, представляющие обнаруживаемые части электромагнитных сигналов, и анализируют их, чтобы определять уровень поверхности флюида.
EA201270524A 2009-10-05 2010-10-04 Система и способ для измерения уровня жидкости EA021895B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/573,434 US8353677B2 (en) 2009-10-05 2009-10-05 System and method for sensing a liquid level
PCT/US2010/051283 WO2011044023A2 (en) 2009-10-05 2010-10-04 System and method for sensing a liquid level

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270524A1 EA201270524A1 (ru) 2012-09-28
EA021895B1 true EA021895B1 (ru) 2015-09-30

Family

ID=43823321

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270524A EA021895B1 (ru) 2009-10-05 2010-10-04 Система и способ для измерения уровня жидкости

Country Status (11)

Country Link
US (2) US8353677B2 (ru)
EP (1) EP2486232B1 (ru)
CN (1) CN102549236A (ru)
AU (1) AU2010303710B2 (ru)
BR (1) BR112012007697A2 (ru)
CA (1) CA2776579C (ru)
EA (1) EA021895B1 (ru)
IN (1) IN2012DN02976A (ru)
MX (1) MX2012003960A (ru)
WO (1) WO2011044023A2 (ru)
ZA (1) ZA201202459B (ru)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8353677B2 (en) * 2009-10-05 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing a liquid level
US9032565B2 (en) 2009-12-16 2015-05-19 Kohler Co. Touchless faucet assembly and method of operation
US8560268B2 (en) 2010-10-04 2013-10-15 Chevron U.S.A., Inc. System and method for sensing a liquid level
GB201017814D0 (en) 2010-10-21 2010-12-01 Zenith Oilfield Technology Ltd A cable and method
GB201019567D0 (en) 2010-11-19 2010-12-29 Zenith Oilfield Technology Ltd High temperature downhole gauge system
GB2495132B (en) 2011-09-30 2016-06-15 Zenith Oilfield Tech Ltd Fluid determination in a well bore
GB2496863B (en) 2011-11-22 2017-12-27 Zenith Oilfield Tech Limited Distributed two dimensional fluid sensor
AU2013222343B2 (en) * 2012-02-21 2016-10-06 Chevron U.S.A. Inc. System and method for measuring well flow rate
US9201156B2 (en) * 2012-03-29 2015-12-01 Chevron U.S.A. Inc. System and method for measurement incorporating a crystal resonator
WO2014005099A1 (en) * 2012-06-29 2014-01-03 Wellintel, Inc. Well head water level sensor
CN103573598B (zh) * 2012-08-06 2015-11-18 中国石油天然气股份有限公司 一种控制潜水泵的系统和方法
US9920765B2 (en) 2013-01-25 2018-03-20 Charles Wayne Zimmerman System and method for fluid level sensing and control
GB2511739B (en) * 2013-03-11 2018-11-21 Zenith Oilfield Tech Limited Multi-component fluid determination in a well bore
CN103197288B (zh) * 2013-04-12 2014-10-15 中国石油集团钻井工程技术研究院 随钻探层测距雷达及其信号发生器
US10927664B2 (en) * 2013-06-14 2021-02-23 Welldata (Subsurface Surveillance Systems) Ltd Downhole detection
WO2015025216A2 (en) * 2013-08-19 2015-02-26 Total Sa Method for monitoring a well or a reservoir containing a fluid, and apparatus for using the same
CN103452546B (zh) * 2013-09-12 2015-07-01 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种高精度长距离的惯性气压波钻孔测深装置及方法
WO2015042291A1 (en) * 2013-09-20 2015-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Quasioptical waveguides and systems
US20160237814A1 (en) * 2013-10-11 2016-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Estimation of Formation Properties by Analyzing Response to Pressure Changes in a Wellbore
CA2944635A1 (en) 2014-04-03 2015-10-08 Schlumberger Canada Limited State estimation and run life prediction for pumping system
US9784093B2 (en) * 2014-05-08 2017-10-10 WellGauge, Inc. Well water depth monitor
WO2015184414A1 (en) * 2014-05-30 2015-12-03 Tachyus Corporation Fluid volumetric analyzer
CN105675088B (zh) * 2014-11-20 2019-03-22 佛山市顺德区美的电热电器制造有限公司 衣物护理机和液量检测方法
GB201420938D0 (en) 2014-11-25 2015-01-07 Welldata Subsurface Surveillance Systems Ltd Monitoring structures
CN105156095B (zh) * 2015-09-25 2018-01-05 中国石油天然气股份有限公司 一种井下油套管内涂层的单电极电流式检测方法
EP3315784B1 (de) * 2016-10-25 2022-10-12 Grundfos Holding A/S Tauchpumpenaggregat und verfahren zum betreiben eines tauchpumpenaggregates
CN106703747A (zh) * 2016-12-12 2017-05-24 中国石油天然气股份有限公司 一种远程自控数字针阀装置及其方法和应用
EP3638990B1 (en) * 2017-06-14 2022-07-27 Micro Motion, Inc. Minimizing a crest in a multi-tone drive signal in a vibratory meter
NO20220246A1 (en) * 2019-08-28 2022-02-24 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Mud pulse transmission time delay correction
CN111636863B (zh) * 2020-06-01 2023-07-25 神华神东煤炭集团有限责任公司 一种水文地质测量装置
RU2763190C1 (ru) * 2021-04-21 2021-12-28 Акционерное общество «Нижегородский завод 70-летия Победы» Инструмент для измерения высоты подвесок обсадных колонн
CN113175319A (zh) * 2021-05-06 2021-07-27 湖北省地质局武汉水文地质工程地质大队 中深层地热井自动监测系统和方法
CN115825582B (zh) * 2022-11-01 2023-11-03 深圳技术大学 一种便携式微气象电磁参数测试装置

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4621264A (en) * 1983-09-07 1986-11-04 Nippon Steel Corporation Method and apparatus for measuring water level in a well
US4793178A (en) * 1987-04-13 1988-12-27 Xelo, Inc. Method and apparatus for generating data and analyzing the same to determine fluid depth in a well
US6237410B1 (en) * 1996-10-07 2001-05-29 Circa Enterprises Inc. Method for controlling the speed of a pump based on measurement of the fluid depth in a well
US20020053239A1 (en) * 2000-09-12 2002-05-09 Josef Fehrenbach Device and a process for determining the positions of border areas between different mediums
US6480000B1 (en) * 1998-06-18 2002-11-12 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Device and method for measurement of resistivity outside of a wellpipe
US6525540B1 (en) * 1998-06-18 2003-02-25 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Method and device for detection of em waves in a well
US20040046571A1 (en) * 2002-09-09 2004-03-11 Champion James Robert Characterizing substances with multistatic probes

Family Cites Families (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3320579A (en) * 1966-04-11 1967-05-16 Frank R Abbott Compliant variable reluctance electroacoustic transducer
US3562741A (en) * 1967-04-05 1971-02-09 Burroughs Corp Electromagnetic pulse generating system
US4218507A (en) * 1975-01-13 1980-08-19 Graham Magnetics, Inc. Coated particles and process of preparing same
US4023136A (en) * 1975-06-09 1977-05-10 Sperry Rand Corporation Borehole telemetry system
US4135397A (en) * 1977-06-03 1979-01-23 Krake Guss L Level measuring system
US4160970A (en) * 1977-11-25 1979-07-10 Sperry Rand Corporation Electromagnetic wave telemetry system for transmitting downhole parameters to locations thereabove
US4308499A (en) * 1978-05-26 1981-12-29 Kali Und Salz A.G. Method utilizing electromagnetic wave pulses for determining the locations of boundary surfaces of underground mineral deposits
FR2520951A1 (fr) * 1982-02-04 1983-08-05 Commissariat Energie Atomique Generateur d'impulsions electromagnetiques de haute tension
CH673357A5 (ru) * 1987-03-02 1990-02-28 Bbc Brown Boveri & Cie
US4839644A (en) * 1987-06-10 1989-06-13 Schlumberger Technology Corp. System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing
USRE33690E (en) * 1987-08-06 1991-09-17 Oil Well Automation, Inc. Level sensor
NO163578C (no) 1987-10-23 1990-06-20 Saga Petroleum Fremgangsmaate og innretning for overfoering av maaledata fra en oljebroenn til overflaten.
US5150067A (en) * 1990-04-16 1992-09-22 Mcmillan Michael R Electromagnetic pulse generator using an electron beam produced with an electron multiplier
DE69222207T2 (de) * 1991-03-13 1998-03-05 Westinghouse Electric Corp Verfahren zur Feststellung des Verformungmasses in einem Material, in Reaktion auf eine zusammendrückende Kraft
US5355714A (en) * 1992-02-26 1994-10-18 Nippondenso Co., Ltd. Pressure sensor using a pressure responsive magnetic film to vary inductance of a coil
GB9212685D0 (en) * 1992-06-15 1992-07-29 Flight Refueling Ltd Data transfer
WO1994029749A1 (en) * 1993-06-04 1994-12-22 Gas Research Institute, Inc. Method and apparatus for communicating signals from encased borehole
US5467083A (en) * 1993-08-26 1995-11-14 Electric Power Research Institute Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method
US5451873A (en) * 1993-10-05 1995-09-19 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining the in situ larmor frequency of a wellbore NMR tool to compensate for accumulation of magnetic material on the magnet housing of the tool
US5917160A (en) * 1994-08-31 1999-06-29 Exxon Production Research Company Single well system for mapping sources of acoustic energy
US6489772B1 (en) * 1995-01-23 2002-12-03 The Regents Of The University Of California Borehole induction coil transmitter
US5686779A (en) * 1995-03-01 1997-11-11 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army High sensitivity temperature sensor and sensor array
DE69610388T2 (de) * 1995-04-28 2001-03-29 Koninklijke Philips Electronics N.V., Eindhoven Batterieladevorrichtung
US5942991A (en) * 1995-06-06 1999-08-24 Diversified Technologies, Inc. Resonant sensor system and method
USH1744H (en) * 1995-09-21 1998-08-04 Clayton; Stanley R. Wireless remote sensing thermometer
US5852262A (en) * 1995-09-28 1998-12-22 Magnetic Pulse, Inc. Acoustic formation logging tool with improved transmitter
US5751895A (en) * 1996-02-13 1998-05-12 Eor International, Inc. Selective excitation of heating electrodes for oil wells
US6025725A (en) * 1996-12-05 2000-02-15 Massachusetts Institute Of Technology Electrically active resonant structures for wireless monitoring and control
US5821129A (en) * 1997-02-12 1998-10-13 Grimes; Craig A. Magnetochemical sensor and method for remote interrogation
US6234257B1 (en) 1997-06-02 2001-05-22 Schlumberger Technology Corporation Deployable sensor apparatus and method
US6766854B2 (en) * 1997-06-02 2004-07-27 Schlumberger Technology Corporation Well-bore sensor apparatus and method
AU8404398A (en) * 1997-07-18 1999-02-10 Kohler Company Advanced touchless plumbing systems
US6085836A (en) * 1997-10-15 2000-07-11 Burris; Sanford A. Well pump control using multiple sonic level detectors
US6234267B1 (en) * 1998-11-25 2001-05-22 Richard Ellis Foster, Sr. Earth anti-twist apparatus for reactive machines/ saves energy
US6798338B1 (en) * 1999-02-08 2004-09-28 Baker Hughes Incorporated RF communication with downhole equipment
US6393921B1 (en) * 1999-05-13 2002-05-28 University Of Kentucky Research Foundation Magnetoelastic sensing apparatus and method for remote pressure query of an environment
GB2386691B (en) 1999-06-22 2003-12-24 Axon Instr Ltd Ratio tool
US6633236B2 (en) * 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US7114561B2 (en) * 2000-01-24 2006-10-03 Shell Oil Company Wireless communication using well casing
US6670880B1 (en) * 2000-07-19 2003-12-30 Novatek Engineering, Inc. Downhole data transmission system
US6434372B1 (en) * 2001-01-12 2002-08-13 The Regents Of The University Of California Long-range, full-duplex, modulated-reflector cell phone for voice/data transmission
US6640628B2 (en) * 2001-01-19 2003-11-04 Endress + Hauser Gmbh + Co. Kg Level-measuring device
WO2002063341A1 (en) * 2001-02-02 2002-08-15 Dbi Corporation Downhole telemetry and control system
DE10245425A1 (de) 2001-09-28 2003-04-30 Rudolf Thierbach Simultanes geophysikalisches Bohrlochmessverfahren
JP4164290B2 (ja) 2002-05-20 2008-10-15 古野電気株式会社 超音波送受信装置およびスキャニングソナー
GB2396170B (en) * 2002-12-14 2007-06-06 Schlumberger Holdings System and method for wellbore communication
US7084782B2 (en) 2002-12-23 2006-08-01 Halliburton Energy Services, Inc. Drill string telemetry system and method
US7158049B2 (en) * 2003-03-24 2007-01-02 Schlumberger Technology Corporation Wireless communication circuit
GB2399921B (en) * 2003-03-26 2005-12-28 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US7397388B2 (en) * 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
US7234519B2 (en) * 2003-04-08 2007-06-26 Halliburton Energy Services, Inc. Flexible piezoelectric for downhole sensing, actuation and health monitoring
US7168487B2 (en) * 2003-06-02 2007-01-30 Schlumberger Technology Corporation Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore
WO2005049957A2 (en) * 2003-11-18 2005-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. High temperature environment tool system and method
US7256707B2 (en) * 2004-06-18 2007-08-14 Los Alamos National Security, Llc RF transmission line and drill/pipe string switching technology for down-hole telemetry
US7180826B2 (en) * 2004-10-01 2007-02-20 Teledrill Inc. Measurement while drilling bi-directional pulser operating in a near laminar annular flow channel
US7548068B2 (en) * 2004-11-30 2009-06-16 Intelliserv International Holding, Ltd. System for testing properties of a network
GB2421449B (en) * 2004-12-21 2009-06-03 Daniel Stefanini Fluid treatment method and apparatus
US7520158B2 (en) * 2005-05-24 2009-04-21 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy
US7454978B2 (en) * 2005-11-16 2008-11-25 Delphi Technologies, Inc. Versatile strain sensor employing magnetostrictive electrical conductors
US8077053B2 (en) * 2006-03-31 2011-12-13 Chevron U.S.A. Inc. Method and apparatus for sensing a borehole characteristic
US8390471B2 (en) * 2006-09-08 2013-03-05 Chevron U.S.A., Inc. Telemetry apparatus and method for monitoring a borehole
US7863907B2 (en) * 2007-02-06 2011-01-04 Chevron U.S.A. Inc. Temperature and pressure transducer
US7810993B2 (en) * 2007-02-06 2010-10-12 Chevron U.S.A. Inc. Temperature sensor having a rotational response to the environment
US8106791B2 (en) * 2007-04-13 2012-01-31 Chevron U.S.A. Inc. System and method for receiving and decoding electromagnetic transmissions within a well
US7583085B2 (en) * 2007-04-27 2009-09-01 Hall David R Downhole sensor assembly
US9547104B2 (en) * 2007-09-04 2017-01-17 Chevron U.S.A. Inc. Downhole sensor interrogation employing coaxial cable
US7636052B2 (en) * 2007-12-21 2009-12-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole
US8353677B2 (en) 2009-10-05 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing a liquid level

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4621264A (en) * 1983-09-07 1986-11-04 Nippon Steel Corporation Method and apparatus for measuring water level in a well
US4793178A (en) * 1987-04-13 1988-12-27 Xelo, Inc. Method and apparatus for generating data and analyzing the same to determine fluid depth in a well
US6237410B1 (en) * 1996-10-07 2001-05-29 Circa Enterprises Inc. Method for controlling the speed of a pump based on measurement of the fluid depth in a well
US6480000B1 (en) * 1998-06-18 2002-11-12 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Device and method for measurement of resistivity outside of a wellpipe
US6525540B1 (en) * 1998-06-18 2003-02-25 Den Norske Stats Oljeselskap A.S. Method and device for detection of em waves in a well
US20020053239A1 (en) * 2000-09-12 2002-05-09 Josef Fehrenbach Device and a process for determining the positions of border areas between different mediums
US20040046571A1 (en) * 2002-09-09 2004-03-11 Champion James Robert Characterizing substances with multistatic probes

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011044023A2 (en) 2011-04-14
US20110081256A1 (en) 2011-04-07
EA201270524A1 (ru) 2012-09-28
CA2776579C (en) 2018-06-12
AU2010303710A1 (en) 2012-04-19
MX2012003960A (es) 2012-05-08
CA2776579A1 (en) 2011-04-14
WO2011044023A3 (en) 2011-09-29
ZA201202459B (en) 2013-06-26
US8353677B2 (en) 2013-01-15
CN102549236A (zh) 2012-07-04
AU2010303710B2 (en) 2015-07-23
BR112012007697A2 (pt) 2020-09-15
US20130108474A1 (en) 2013-05-02
IN2012DN02976A (ru) 2015-07-31
EP2486232A2 (en) 2012-08-15
US8784068B2 (en) 2014-07-22
EP2486232B1 (en) 2017-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021895B1 (ru) Система и способ для измерения уровня жидкости
AU2012250634B2 (en) System and method for sensing a liquid level
US10415373B2 (en) Submersible pump monitoring
US20160341587A1 (en) Sensing annular flow in a wellbore
CA2452473C (en) System and method for the production of oil from low volume wells
US9194225B2 (en) Systems and methods for sensing a fluid level within a pipe
US10927664B2 (en) Downhole detection
CA2525451C (en) A device for monitoring of oil-water interface
EP3259443A1 (en) Slug flow monitoring and gas measurement
US20220326407A1 (en) Measurement method and apparatus
GB2495132A (en) Fluid mixture determination
RU2610941C1 (ru) Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины
US10047601B2 (en) Moving system

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU