RU167958U1 - Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons - Google Patents
Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU167958U1 RU167958U1 RU2016136027U RU2016136027U RU167958U1 RU 167958 U1 RU167958 U1 RU 167958U1 RU 2016136027 U RU2016136027 U RU 2016136027U RU 2016136027 U RU2016136027 U RU 2016136027U RU 167958 U1 RU167958 U1 RU 167958U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- output
- analog
- input
- temperature
- digital converter
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электропогружных насосов (УЭПН) для контроля текущих параметров добычи и характеристик погружных электродвигателей (ПЭД) при добыче высоковязких углеводородов с использованием термических методов. Обеспечивает повышение надежности, рабочего ресурса, достоверности измерительной информации аппаратуры, осуществляющей мониторинг основных параметров при добыче высоковязких углеводородов. Сущность полезной модели: скважинное высокотемпературное телеметрическое устройство, содержащее измерительный преобразователь давления рабочей среды, измерительный преобразователь температуры рабочей среды, аналого-цифровой преобразователь. Кроме измерения параметров среды имеется измерительный преобразователь температуры технологического оборудования, формирователь тестового сигнала, аналоговый мультиплексор, логический модуль, модулятор, модуль электропитания и сигнальная линия. Каждый выход измерительного преобразователя и выход формирователя тестового сигнала соединен с соответствующим аналоговым входом аналогового мультиплексора, а его выход подключен к сигнальному входу аналого-цифрового преобразователя, выход которого подан на вход логического модуля, первый выход которого соединен с управляющим входом аналого-цифрового преобразователя, второй выход с управляющим входом аналогового мультиплексора, а третий выход подключен к модулятору, выход которого подан на сигнальную линию, к которой подключен также модуль электропитания. Сигнальная линия, связывающая устройство с наземнымThe utility model relates to the oil and gas industry and can be used in borehole installations of electric submersible pumps (UEPN) to control the current production parameters and characteristics of submersible electric motors (SEM) in the production of high-viscosity hydrocarbons using thermal methods. Provides increased reliability, working resource, reliability of the measuring information of the equipment that monitors the main parameters in the production of highly viscous hydrocarbons. The essence of the utility model: a borehole high-temperature telemetry device containing a measuring pressure transducer of a working medium, a measuring transducer of temperature of a working medium, an analog-to-digital converter. In addition to measuring environmental parameters, there is a temperature measuring transducer of technological equipment, a test signal shaper, an analog multiplexer, a logic module, a modulator, a power supply module, and a signal line. Each output of the measuring transducer and the output of the test signal generator is connected to the corresponding analog input of the analog multiplexer, and its output is connected to the signal input of the analog-to-digital converter, the output of which is fed to the input of the logic module, the first output of which is connected to the control input of the analog-to-digital converter, the second the output with the control input of the analog multiplexer, and the third output is connected to the modulator, the output of which is fed to the signal line to which it is connected same power supply module. Signal line connecting the device to the ground
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электропогружных насосов (УЭПН) для контроля текущих параметров добычи и характеристик погружных электродвигателей (ПЭД).The utility model relates to the oil and gas industry and can be used in borehole installations of electric submersible pumps (UEPN) to control the current production parameters and characteristics of submersible electric motors (SEM).
В современной практике при добыче высоковязких углеводородов широкое распространение получили тепловые методы воздействия на пласт. Это обусловлено рядом факторов, как отмечается в [Антониади Д.Г. и др. - Настольная книга по термическим методам добычи нефти. // Краснодар: «Советская Кубань», 2000. - 464 с] тепловое воздействие в нефтепластовой среде оказывает влияние на все ее компоненты. Существенно уменьшается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность, ослабляются структурно-механические свойства, снижаются толщины граничных слоев, улучшаются условия для капиллярной пропитки, влияют другие факторы, что в конечном итоге существенно повышает нефтеотдачу.In modern practice, when producing highly viscous hydrocarbons, thermal methods of stimulating the formation are widespread. This is due to several factors, as noted in [Antoniadi D.G. et al. - Handbook on thermal methods of oil production. // Krasnodar: “Sovetskaya Kuban”, 2000. - 464 s] the thermal effect in the oil-based medium affects all its components. The viscosity of oil is significantly reduced, its mobility is increased, structural and mechanical properties are weakened, the thickness of the boundary layers is reduced, the conditions for capillary impregnation are improved, other factors influence, which ultimately significantly improves oil recovery.
Вместе с тем, сложность технологического процесса диктует необходимость мониторинга его ключевых параметров. В настоящее время неотъемлемой частью оборудования для откачки пластового флюида являются скважинные телеметрические системы (ТМС), которые позволяют контролировать параметры добычи и состояние погружного оборудования. Однако задача создания ТМС для систем, добывающих высоковязкие углеводороды, является специфической. Эта специфика заключается в том, что выполнение требований для ТМС, которые выдвигает отрасль, необходимо обеспечить в условиях весьма высоких рабочих температур, доходящих до +200°C и выше.At the same time, the complexity of the technological process dictates the need to monitor its key parameters. Currently, downhole telemetry systems (TMS) are an integral part of the equipment for pumping formation fluid, which allow monitoring the production parameters and the condition of submersible equipment. However, the task of creating TMS for systems producing highly viscous hydrocarbons is a specific one. This specificity lies in the fact that the fulfillment of the requirements for TMS, which is put forward by the industry, must be ensured in conditions of very high operating temperatures, reaching up to + 200 ° C and above.
Известны погружные телеметрические системы, которые позволяют контролировать, в частности, температуру и давление на приеме насоса, уровень вибрации в зоне подвески УЭЦН. На основании этих измерений на поверхности управляют режимами погружного оборудования [Феофилактов С.В. «Высокоточные системы погружной телеметрии для проведения гидродинамических исследований» // Инженерная практика, №09, 2010 г.с.с. 18-20]. Известно большое разнообразие ТМС, скважинная аппаратура которых подключается к нулевой точке звезды статорной обмотки (Y0) погружного электродвигателя и к корпусу ТМС, гальванически связанному с заземленной колонной труб [Патент РФ №60620 U1 E21B 47/00, опубликован 27.01.2007 г.]. Также известны другие решения, например [Патент US №4631536 E21B 47/00, опубликован 23.12.86 г.], где информационный сигнал формируется на входе фазных обмоток ПЭД. Общим и существенным недостатком этих систем является наличие гальванической связи ТМС со статорной обмоткой ПЭД. Эта связь является причиной существенных перенапряжений, возникающих в ТМС, которые приходится компенсировать за счет существенного усложнения аппаратуры, что негативно отражается на ее надежности и ресурсе.Submersible telemetry systems are known which make it possible to control, in particular, the temperature and pressure at the pump inlet, the vibration level in the suspension zone of the ESP. Based on these measurements, submersible equipment modes are controlled on the surface [Feofilaktov S.V. "High-precision immersion telemetry systems for hydrodynamic research" // Engineering practice, No. 09, 2010 18-20]. There is a wide variety of TMS, the downhole equipment of which is connected to the zero point of the stator winding star (Y 0 ) of the submersible motor and to the TMS housing galvanically connected to the grounded pipe string [RF Patent No. 60620 U1 E21B 47/00, published January 27, 2007] . Other solutions are also known, for example [US Patent No. 4631536 E21B 47/00, published December 23, 86], where an information signal is generated at the input of the phase windings of the SEM. A common and significant drawback of these systems is the presence of a galvanic connection between the TMS and the stator winding of the PED. This connection is the cause of significant overvoltages arising in the TMS, which have to be compensated for by a significant complication of the equipment, which negatively affects its reliability and resource.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является система контроля состояния погружного электродвигателя [Патент РФ №45871, МПК H02H 7/08 опубликован 27.05.2005 г.], которая содержит датчики давления, температуры и вибрации, станцию управления, источник напряжения постоянного тока, процессор, усилитель мощности, трансформатор, устройство сопряжения с силовой линией, узел токоввода, выполненный из изоляционной колодки с контактными гильзами. Контактные гильзы соединены проводами первого типа с обмоткой статора электродвигателя. Датчик давления состоит из последовательно соединенных элементов - тензопреобразователя давления, усилителя напряжения датчика давления и аналого-цифрового преобразователя датчика давления. Датчик температуры состоит из последовательно соединенных элементов - чувствительного элемента датчика температуры, усилителя напряжения датчика температуры и аналого-цифрового преобразователя датчика температуры. Станция управления соединена с первичной обмоткой трансформатора. Вторичная обмотка трансформатора посредством силовой линии соединена с узлом токоввода. Выход устройства сопряжения соединен со входом источника напряжения постоянного тока. Первый выход источника напряжения постоянного тока соединен с усилителем мощности, второй - с тензопреобразователем давления, третий - соответственно с усилителями напряжения и аналого-цифровыми преобразователями датчиков давления и температуры, чувствительным элементом датчика температуры, процессором и датчиком вибрации. Выход усилителя мощности соединен со входом устройства сопряжения. Аналого-цифровой преобразователь датчика давления интегрирован в процессор. Выход аналого-цифрового преобразователя датчика температуры соединен с процессором. Выходы датчика вибрации подключены ко входам процессора. Выход процессора через усилитель мощности соединен со входом устройства сопряжения. Устройство сопряжения проводом второго типа соединено с узлом токоввода. Вторичная обмотка трансформатора проводом третьего типа соединена со станцией управления.Closest to the proposed utility model is a system for monitoring the condition of a submersible electric motor [RF Patent No. 45871, IPC
Недостатком данного технического решения является также наличие гальванической связи с обмоткой ПЭД. Наличие этой связи обуславливает возникновение перенапряжений и наличие мощных электромагнитных помех в широком диапазоне частот, особенно при работе с промышленными преобразователями частоты. Все это обуславливает существенное усложнение аппаратных средств, особенно в скважинном блоке ТМС, и, как следствие, приводит к снижению надежности, уменьшает время наработки на отказ.The disadvantage of this technical solution is the presence of galvanic connection with the winding of the SEM. The presence of this connection causes the occurrence of overvoltages and the presence of powerful electromagnetic interference in a wide frequency range, especially when working with industrial frequency converters. All this leads to a significant complication of hardware, especially in the TMS borehole unit, and, as a result, leads to a decrease in reliability, reduces the time between failures.
Все эти факторы в условиях воздействия высоких температур создают негативный мультипликативный эффект, т.к. на технические средства одновременно воздействуют два экстремальных фактора - высокие перенапряжения и температура. Серьезным препятствием для решения задачи по созданию эффективной ТМС является весьма ограниченный перечень материалов, комплектующих электро-радио элементов, пригодных к применению в данных условиях, их высокая стоимость и труднодоступность.All these factors under the influence of high temperatures create a negative multiplier effect, because two extreme factors simultaneously affect technical equipment - high overvoltage and temperature. A serious obstacle to solving the problem of creating an effective TMS is a very limited list of materials that complete electro-radio elements suitable for use in these conditions, their high cost and inaccessibility.
Техническим результатом предлагаемой полезной модели является повышение надежности, рабочего ресурса, достоверности измерительной информации аппаратуры, обеспечивающей мониторинг основных параметров при добыче высоковязких углеводородов.The technical result of the proposed utility model is to increase the reliability, working life, reliability of the measurement information of the equipment, which provides monitoring of the main parameters in the production of high-viscosity hydrocarbons.
Указанный результат достигается скважинным высокотемпературным телеметрическим устройством, содержащим измерительный преобразователь давления рабочей среды, измерительный преобразователь температуры рабочей среды, аналого-цифровой преобразователь. Кроме измерения параметров среды имеется измерительный преобразователь температуры технологического оборудования, формирователь тестового сигнала, аналоговый мультиплексор, логический модуль, модулятор, модуль электропитания и сигнальная линия. Каждый выход измерительного преобразователя и выход формирователя тестового сигнала соединен с соответствующим аналоговым входом аналогового мультиплексора, а его выход подключен к сигнальному входу аналого-цифрового преобразователя, выход которого подан на вход логического модуля, первый выход которого соединен с управляющим входом аналого-цифрового преобразователя, второй выход с управляющим входом аналогового мультиплексора, а третий выход подключен к модулятору, выход которого подан на сигнальную линию, к которой подключен также модуль электропитания.The specified result is achieved by a downhole high-temperature telemetry device containing a measuring transducer of the pressure of the working medium, a measuring transducer of the temperature of the working medium, an analog-to-digital converter. In addition to measuring environmental parameters, there is a temperature measuring transducer of technological equipment, a test signal shaper, an analog multiplexer, a logic module, a modulator, a power supply module, and a signal line. Each output of the measuring transducer and the output of the test signal generator is connected to the corresponding analog input of the analog multiplexer, and its output is connected to the signal input of the analog-to-digital converter, the output of which is fed to the input of the logic module, the first output of which is connected to the control input of the analog-to-digital converter, the second the output with the control input of the analog multiplexer, and the third output is connected to the modulator, the output of which is fed to the signal line to which it is connected same power supply module.
Согласно заявляемой полезной модели сигнальная линия, связывающая устройство с наземным оборудованием, может быть одно или двухпроводной с обратной цепью по корпусу эксплуатационной колонны и может быть конструктивно включена в состав силового кабеля, питающего установку электропогружного насоса, либо выполнена в виде отдельного кабеля.According to the claimed utility model, the signal line connecting the device with ground equipment can be one or two-wire with a reverse circuit along the casing of the production casing and can be structurally included in the power cable supplying the installation of an electric submersible pump, or made in the form of a separate cable.
Согласно заявляемой полезной модели дистанционное электропитание модулей и узлов скважинного высокотемпературного телеметрического устройства и передача информационных сигналов осуществляется по раздельным проводам или осуществляется по одному общему проводу.According to the claimed utility model, the remote power supply of the modules and components of the borehole high-temperature telemetry device and the transmission of information signals is carried out via separate wires or via one common wire.
Достижение указанного результата обеспечивают следующие технические подходы:The achievement of the specified result is provided by the following technical approaches:
- исключение второго негативного фактора - перенапряжений и минимизация помех, действующих на устройство;- elimination of the second negative factor - overvoltage and minimization of interference acting on the device;
- минимизация аппаратных средств на основе простых алгоритмов работы;- minimization of hardware based on simple operation algorithms;
- обеспечение достоверности измерительной информации при ее передаче на основе информационной и временной избыточности.- ensuring the reliability of measurement information during its transmission on the basis of information and time redundancy.
Заявленное техническое решение иллюстрируют схемы, представленные на фиг. 1 и фиг. 2.The claimed technical solution is illustrated by the circuit shown in FIG. 1 and FIG. 2.
На фиг. 1 изображена структурная схема скважинного высокотемпературного телеметрического устройства для контроля добычи высоковязких углеводородов. Здесь показаны: измерительные преобразователи (ИП) - давления 1, температуры среды - 2, температуры технологического оборудования - 3; формирователь тестовых сигналов - 4; аналоговый мультиплексор - 5; аналого-цифровой преобразователь (АЦП) - 6; логический модуль - 7; модулятор - 8; модуль электропитания - 9; сигнальная линия - 10. ИП 1 преобразует давление, ИП 2 - температуру скважинного флюида в зоне УЭПН в электрический сигнал. ИП 3 формирует электрический сигнал, пропорциональный температуре технологического оборудования, чаще всего температуре статорной обмотки ПЭД. В качестве формирователя 4 используется известный тестовый сигнал. Измерительные преобразователи 1…3 и формирователь 4 подключены своими выходами каждый к соответствующему входу мультиплексора 5, который последовательно, по команде модуля 7, подключает их к информационному входу АЦП 6. По команде модуля 7 АЦП 6 кодирует аналоговую информацию и последовательным кодом через информационный выход подает на информационный вход модуля 7, где осуществляется преобразование последовательного кода АЦП 6 в вид, адаптированный для передачи по линии 10. Модулятор 8 обеспечивает передачу кода с выхода модуля 7 в линию 10 с необходимым усилением. Модуль 9 преобразует электрический ток дистанционного питания, поступающий по линии 10, в электроэнергию с параметрами, необходимыми для функционирования модулей и узлов устройства. Передача энергии и сигналов осуществляется по отдельным проводам или по общему проводу.In FIG. 1 shows a block diagram of a borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons. Here are shown: measuring transducers (IP) -
Конструктивно узлы и модули скважинного высокотемпературного телеметрического устройства для контроля добычи высоковязких углеводородов расположены в едином баростойком корпусе, устанавливаемом в основании ПЭД, либо в другом месте, в зависимости от конструкции УЭПН.Structurally, the nodes and modules of the borehole high-temperature telemetric device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons are located in a single pressure-resistant housing installed in the base of the SEM, or in another place, depending on the design of the electric power transformer.
Техническая реализация узлов и модулей заявляемой полезной модели известна, в частности, на фиг. 2 представлен пример структурной схемы логического модуля 7. Здесь: 11 - задающий генератор; 12 - двоичный счетчик; 13 - дешифратор; 14 - сумматор по модулю 2. Как видно из представленной схемы, модуль 7 представляет собой простой цифровой автомат, в котором генератор 11 формирует длительность цикла, счетчик 12 формирует номер текущего цикла, а дешифратор 13 по номеру цикла формирует набор управляющих команд. Сумматор 14 по коду АЦП 6 и тактовому сигналу передачи формирует код М2 [Шевкопляс Б.В. Микропроцессорные структуры. Инженерные решения: Справочник. // М.: Радио и связь, 1990. - 512 с]. В качестве модулятора 8 можно использовать транзистор с балластной нагрузкой.The technical implementation of the nodes and modules of the claimed utility model is known, in particular, in FIG. 2 shows an example of a block diagram of
Как видно из представленных схем, исключение воздействия высоких перенапряжений и помех, выбор простого алгоритма измерений и передачи данных позволил минимизировать и упростить схемотехнические решения. Цифровая часть не содержит программируемой логики (контроллер в прототипе) и может быть выполнена с использованием доступных специализированных высокотемпературных (до 220°C и выше) микросхем малой и средней степени интеграции, транзисторов, диодов. Для аналоговой части также доступна специализированная высокотемпературная элементная база.As can be seen from the presented schemes, the exclusion of the effects of high overvoltages and interference, the choice of a simple measurement and data transmission algorithm made it possible to minimize and simplify circuitry solutions. The digital part does not contain programmable logic (the controller in the prototype) and can be performed using available specialized high-temperature (up to 220 ° C and above) microcircuits of small and medium degree of integration, transistors, diodes. For the analog part, a specialized high-temperature element base is also available.
Обеспечение достоверности измерительной информации обусловлено минимизацией электромагнитных помех, а также использованием информационной и временной избыточности при использовании отдельной сигнальной линии. Поясним это положение подробнее. Известно, что скорости протекания термогидродинамических процессов в скважинном пространстве невелики (максимально - секундные интервалы), с другой стороны, известно из теории связи, в соответствии с формулой Шеннона:Ensuring the reliability of the measurement information is due to the minimization of electromagnetic interference, as well as the use of information and time redundancy when using a separate signal line. Let us explain this position in more detail. It is known that the rates of thermohydrodynamic processes in the borehole space are small (maximum - second intervals), on the other hand, it is known from communication theory, in accordance with the Shannon formula:
где V - скорость передачи информации;where V is the information transfer rate;
Δω - полоса пропускания канала;Δω is the channel bandwidth;
Nс - мощность полезного сигнала;N with - the power of the useful signal;
Nш - мощность шума;N W - noise power;
γ - коэффициент, зависящий от формы информационных импульсов.γ is a coefficient depending on the shape of the information impulses.
Оценка скорости передачи, в соответствии с этой формулой, составляет величину более 20 кбит/с., при объеме телеметрического кадра (4 измерительных параметра по 16 бит) порядка 64 бит, получение данных возможно со скважины более 300 кадров в секунду. Очевидно, что имея такую информационную и временную избыточность при наличии большого количества методов обработки данных, обеспечить высокий уровень достоверности при передаче данных и их последующей интерпретации не вызовет затруднений.Estimation of the transmission speed, in accordance with this formula, is more than 20 kbit / s., With a telemetric frame (4 measurement parameters of 16 bits each) of the order of 64 bits, data can be obtained from the well over 300 frames per second. Obviously, having such informational and temporal redundancy in the presence of a large number of data processing methods, it will not cause difficulties to ensure a high level of reliability in the transmission of data and their subsequent interpretation.
Таким образом, предложенная полезная модель способна эффективно решить задачу мониторинга основных параметров технологического процесса, использующего тепловые методы при добыче высоковязких углеводородов.Thus, the proposed utility model is able to effectively solve the problem of monitoring the main parameters of the technological process using thermal methods in the production of highly viscous hydrocarbons.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016136027U RU167958U1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016136027U RU167958U1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU167958U1 true RU167958U1 (en) | 2017-01-13 |
Family
ID=58451487
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016136027U RU167958U1 (en) | 2016-09-06 | 2016-09-06 | Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU167958U1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4087781A (en) * | 1974-07-01 | 1978-05-02 | Raytheon Company | Electromagnetic lithosphere telemetry system |
| RU2255408C2 (en) * | 2003-06-17 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Алнас-Электроника" | Submersible electric motor |
| US7573397B2 (en) * | 2006-04-21 | 2009-08-11 | Mostar Directional Technologies Inc | System and method for downhole telemetry |
| RU2432446C2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-10-27 | Интеллисерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Systems and procedure for facilitation of connection in borehole of well |
| RU111190U1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-12-10 | Владимир Анатольевич Иванов | OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE |
-
2016
- 2016-09-06 RU RU2016136027U patent/RU167958U1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4087781A (en) * | 1974-07-01 | 1978-05-02 | Raytheon Company | Electromagnetic lithosphere telemetry system |
| RU2255408C2 (en) * | 2003-06-17 | 2005-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Алнас-Электроника" | Submersible electric motor |
| RU2432446C2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-10-27 | Интеллисерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Systems and procedure for facilitation of connection in borehole of well |
| US7573397B2 (en) * | 2006-04-21 | 2009-08-11 | Mostar Directional Technologies Inc | System and method for downhole telemetry |
| RU111190U1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-12-10 | Владимир Анатольевич Иванов | OIL PRODUCING WELL WITH ARTIFICIAL INTELLIGENCE |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2325032C1 (en) | Data transmission and power supply system for well application | |
| EP2951441B1 (en) | Telemetry equipment for multiphase electric motor systems | |
| US9858810B2 (en) | Arrangement and method for controlling and/or monitoring a subsea device | |
| US11339648B2 (en) | Systems and methods for wireless communication in a well | |
| RU178244U1 (en) | Downhole measuring device of an electric submersible pump installation | |
| US20180347319A1 (en) | Self-powered wellbore motor | |
| WO2015065930A1 (en) | Power cable based multi-sensor unit signal transmission | |
| US20160259086A1 (en) | Ground Fault Tolerant Data Communication System For A Downhole Instrument | |
| RU2700426C2 (en) | System and method of monitoring submersible electrical pumping system status in real time | |
| US10221679B2 (en) | Reducing common mode noise with respect to telemetry equipment used for monitoring downhole parameters | |
| US20150211526A1 (en) | Wireless Sensor System for Electric Submersible Pump | |
| RU167958U1 (en) | Borehole high-temperature telemetry device for monitoring the production of high-viscosity hydrocarbons | |
| RU2487994C2 (en) | Raw hydrocarbons production control system | |
| AU2013206688A1 (en) | Thermal transferring method and structural device utilizing thermal energy body performing vibration displacement to fluid | |
| RU188077U1 (en) | Measuring device of an electric submersible pump installation | |
| RU144124U1 (en) | SUBMERSIBLE UNIT | |
| EA024092B1 (en) | Telemetric information transmission system | |
| RU2538013C1 (en) | Telemetry system of operated well | |
| US20240084804A1 (en) | Measurement node, monitoring network, master electronic board, dielectric oil contamination detection sensor, and monitoring system of a scp | |
| RU2691245C1 (en) | Downhole measuring device cooling method | |
| CN106230547A (en) | The method and system that based on extensional vibration underground power supply used and data are transmitted | |
| WO2011163375A1 (en) | Modular downhole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet-connect | |
| RU2624624C2 (en) | Device for submersible telemetry | |
| RU2536596C1 (en) | Power supply and bottomhole information transmission unit | |
| CN218376442U (en) | Dipole sound insulator capable of realizing arbitrary rotation angle and logging instrument |