RU2068495C1 - Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам - Google Patents
Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам Download PDFInfo
- Publication number
- RU2068495C1 RU2068495C1 SU5049090A RU2068495C1 RU 2068495 C1 RU2068495 C1 RU 2068495C1 SU 5049090 A SU5049090 A SU 5049090A RU 2068495 C1 RU2068495 C1 RU 2068495C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- resonator
- see
- tubing
- frequency
- tuned
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Назначение: изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для автоматического управления работой высокодебитных нефтяных скважин, эксплуатирующихся в режиме периодической откачки. Сущность изобретения: на внешней поверхности насосно-компрессорных труб размещают последовательно друг за другом над погружным электронасосом, которым генерируют спектр шума, первый резонатор и второй резонатор, поглощающие постоянно две полосы частот звуковых колебаний из внутренней полости насосно-компрессорных труб. На заданном расстоянии друг от друга размещают резонатор нижнего динамического уровня и резонатор верхнего динамического уровня, поглощающие две полосы частот звуковых колебаний из затрубного пространства. Первый резонатор и резонатор нижнего динамического уровня настраивают на одинаковые низкие резонансные частоты. Второй резонатор и резонатор верхнего динамического уровня настраивают на одинаковые высокие резонансные частоты. Управление погружным электронасосом для периодической откачки жидкости из скважины осуществляют по информации, получаемой от резонатора нижнего динамического уровня и резонатора верхнего динамического уровня при погружении их из жидкой среды в газовую. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для автоматического управления работой высокодебитных нефтяных скважин, эксплуатирующихся в режиме периодической откачки жидкости.
Существуют способы автоматической периодической откачки жидкости в эксплуатационной скважине, основанные, например, на измерении столба жидкости в скважине над электронасосом манометрическим элементом, а передача информации осуществляется широтно-импульсной модуляцией высокочастотного тока измерительного генератора, установленного на поверхности путем изменения сопротивления, подключенного в цепь токоподвода [1]
Недостаток указанного способа заключается в том, что частоту генератора регулируют и устанавливают на каждой скважине по максимальному изменению тока, в зависимости от длины кабеля и параметров сети, причем эта частота меняется в пределах от 6 до 15 кГц. Кроме того, точность измерения давления столба жидкости над электронасосом меняется от плотности, которая зависит от содержания газового фактора, а элементы телеметрической системы ненадежны и сложны по конструкции.
Недостаток указанного способа заключается в том, что частоту генератора регулируют и устанавливают на каждой скважине по максимальному изменению тока, в зависимости от длины кабеля и параметров сети, причем эта частота меняется в пределах от 6 до 15 кГц. Кроме того, точность измерения давления столба жидкости над электронасосом меняется от плотности, которая зависит от содержания газового фактора, а элементы телеметрической системы ненадежны и сложны по конструкции.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению и взятым за прототип является способ модуляции шума на образовании зоны подавления помех путем совмещения щелевых перфораций резонансных камер с щелевой перфорацией трубы, встраиваемой в вал турбины и расширения кратковременно объема проходного сечения для движущейся по каналу трубы промывочной жидкости, причем амплитуда колебаний упругих волн до волновой паузы уменьшается благодаря изменению плотности звуковой энергии на данном участке бурильной трубы [2]
Недостаток способа заключается в том, что четыре резонатора расположены на трубе (внутри бурильной трубы) последовательно друг за другом и в момент модуляции шума, распространяющегося по внутренней полости трубы (причем внутренняя полость все время заполнена жидкостью), формируются волновые паузы (на одной и той же частоте) пропорционально частоте вращения вала турбины механическим путем (совмещают щелевые перфорации резонансных камер с щелевой перфорацией трубы, встраиваемой в вал турбины), т.е. невозможно получение информации об изменении динамического уровня жидкости в связи с постоянным заполнением полости трубы жидкостью.
Недостаток способа заключается в том, что четыре резонатора расположены на трубе (внутри бурильной трубы) последовательно друг за другом и в момент модуляции шума, распространяющегося по внутренней полости трубы (причем внутренняя полость все время заполнена жидкостью), формируются волновые паузы (на одной и той же частоте) пропорционально частоте вращения вала турбины механическим путем (совмещают щелевые перфорации резонансных камер с щелевой перфорацией трубы, встраиваемой в вал турбины), т.е. невозможно получение информации об изменении динамического уровня жидкости в связи с постоянным заполнением полости трубы жидкостью.
В связи с этим данный способ не может быть использован для периодической откачки жидкости в эксплуатационной скважине, т.к. при эксплуатации скважины в затрубном пространстве находится газ и меняется динамический уровень жидкости.
Сущность изобретения состоит в обеспечении обнаружения наличия газа над динамическим уровнем жидкости в затрубном пространстве по поглощенной частоте в спектре шума, генерируемым погружным электронасосом, за счет разности скоростей звука в жидкости и в газе. Спектр шума генерируют погружным электронасосом, а модуляцию спектра шума осуществляют резонаторами, расположенными попарно, при этом одну пару резонаторов, располагают над электронаосом и настраивают на две частоты f1 и f2 поглощения звуковых колебаний из внутренней полости насосно-компрессорных труб, а вторую пару резонаторов устанавливают над первой парой, на заданном расстоянии друг от друга и настраивают на две частоты f1, и f2 поглощения звуковых колебаний в виде волновых пауз из затрубного пространства насосно-компрессорных труб, причем, нижние резонаторы каждой пары настраивают на частоту поглощения f1, а верхние на частоту f2, формируют резонаторами акустические метки в виде импульсов поглощенной и появившейся частот, определяют по ним динамический уровень жидкости в затрубном пространстве и при динамическом уровне жидкости выше расположения верхней пары резонаторов осуществляют периодическую откачку жидкости.
Физическая сущность явления поглощения частоты звука четвертьволновым резонатором.
Четвертьволновой резонатор представляет собой боковое ответвление трубчатого сечения с закрытым концом. При частоте, когда на длине трубы укладывается четверть длины волны заглушаемого звука, звуковая волна, попадая в ответвление, отражается от закрытого конца назад в трубопровод, но уже с противоположной фазой по отношению к падающей волне. Интерференция двух волн одной частоты, но противоположных по фазе вызывает затухание колебательного процесса. Резонансная частота, при которой наблюдается максимальная эффективность настроенной трубы определяется соотношением (3)
где f резонансная частота, Гц;
n натуральный ряд чисел;
l длина отростка, м;
c скорость звука, м/с.
где f резонансная частота, Гц;
n натуральный ряд чисел;
l длина отростка, м;
c скорость звука, м/с.
Приближенная величина затухания без учета концевой поправки рассчитывается по формуле
где F2/F1 отношение площади сечения резонатора к площади трубопровода;
K = 2πf/c волновое число.
где F2/F1 отношение площади сечения резонатора к площади трубопровода;
K = 2πf/c волновое число.
Это свойство четвертьволнового резонатора, т.е. поглощать энергию заданной частоты, можно использовать для формирования акустической метки, например, при нахождении резонатора в жидкости, в которой распространяются волны от источника шума, в спектре шума формируется акустическая метка в виде импульса поглощенной частоты, а когда резонатор находится в воздухе, то акустическая метка становится в виде импульса появившейся частоты.
Следовательно, если расположить для четвертьволновых резонатора на насосно-компрессорных трубах (НКТ) на заданном расстоянии друг от друга, условно обозначив один из них РНДУ (резонатор нижнего динамического уровня), например, настроенного на низкую частоту поглощения f1 200 Гц, а другой РВДУ (резонатор верхнего динамического уровня), например, настроенного на высокую частоту поглощения f2 300 Гц и перемещать уровень жидкости в скважине между двумя резонаторами, то акустические метки, формируемые резонаторами, можно использовать как сигнал для управления погружным электронасосом для автоматической периодической откачки жидкости в эксплуатационной скважине.
Источником звука в скважине является погружной электронасос. Уровень звука в потоке транспортируемой жидкости в диапазоне 100-700 Гц составляет 120 дБ [4]
Для увеличения помехозащищенности сигнала, формируемого РНДУ и РВДУ необходимо разместить над погружным электронасосом последовательно друг за другом резонатор первый (РП), настроенный на частоту поглощения f1 200 Гц, и резонатор второй (РВ), настроенный на частоту поглощения f2 300 Гц, а поглощение этих частот произвести из внутренней полости НКТ, т.е. из потока транспортируемой жидкости.
Для увеличения помехозащищенности сигнала, формируемого РНДУ и РВДУ необходимо разместить над погружным электронасосом последовательно друг за другом резонатор первый (РП), настроенный на частоту поглощения f1 200 Гц, и резонатор второй (РВ), настроенный на частоту поглощения f2 300 Гц, а поглощение этих частот произвести из внутренней полости НКТ, т.е. из потока транспортируемой жидкости.
Исходные данные для расчета геометрических размеров резонаторов и их эффективности:
внутренний диаметр обсадной трубы 168 мм;
внешний диаметр НКТ 73 мм;
резонансная частота РН и РНДУ 200 Гц;
резонансная частота РВ и РВДУ 300 Гц.
внутренний диаметр обсадной трубы 168 мм;
внешний диаметр НКТ 73 мм;
резонансная частота РН и РНДУ 200 Гц;
резонансная частота РВ и РВДУ 300 Гц.
Расчетные данные:
длина РП и РНДУ 1,88 м;
длина РВ и РВДУ 1,25 м;
уровень поглощения ΔL резонаторами 31,8 дБ.
длина РП и РНДУ 1,88 м;
длина РВ и РВДУ 1,25 м;
уровень поглощения ΔL резонаторами 31,8 дБ.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа автоматической периодической откачки жидкости в эксплуатационной скважине; на фиг. 2 изображен резонатор, поглощающий звук из полости НКТ; на фиг. 3 изображен резонатор, поглощающий звук из затрубного пространства; на фиг. 4 показаны спектрограммы, поясняющие операции, реализующие способ.
Схема реализации способа (см. фиг. 1) содержит: 1 обсадную колонну; 2 - погружной электронасос (электронасос является генератором звуковой вибрации, генерируемый упругие волны в затрубное пространство, т.е. в кольцевую полость между обсадной колонной 1 (см. фиг. 1) и НКТ 3 (см. фиг. 1) и во внутреннюю полость НКТ, т. е. в поток транспортируемой жидкости; 3 насосно-компрессорные трубы (НКТ); 4 резонатор первый (РП), (РП выполнен в виде змеевика (см. фиг. 2), у которого закрытый торец 18 (см. фиг. 2) выше открытого торца 19 (см. фиг. 2). Такое положение торцов не позволяет твердым частицам скапливаться внутри полости резонатора. РП настроен на частоту f1 200 Гц, поглощающий полосу частот из внутренней полости 20 (см. фиг. 2) НКТ 3 (см. фиг. 2), в которую генерирует спектр шума погружной электронасос); 5 - резонатор второй (РВ), (РВ выполнен в виде змеевика, аналогичен РП 4, см. фиг. 2). РВ настроен на частоту f2 300 Гц, поглощающий полосу частот из внутренней полости НКТ (аналогичен РП 4, см. фиг. 2); 6 резонатор нижнего динамического уровня (РНДУ), (РНДУ выполнен в виде змеевика (см. фиг. 3), у которого торец 18 (см. фиг. 3) расположен выше открытого торца 19 (см. фиг, 3). Такое положение торцов не позволяет твердым частицам скапливаться во внутренней полости резонатора. РНДУ настроен на частоту f1 200 Гц, поглощающий полосу частот из затрубного пространства, т.е. из кольцевой полости, образованной обсадной колонной 1 (см. фиг. 1) и НКТ 3 (см. фиг. 1), в которую генерирует спектр звуковых волн погружной электронасос 2 (см. фиг. 1); 7 жидкость, заполняющая затрубное пространство; 8 резонатор верхнего динамического уровня (РВДУ), (РВДУ выполнен в виде змеевика (аналогичен РНДУ, см. фиг. 3). РВДУ настроен на частоту f2 300 Гц, поглощающий полосу частот из затрубного пространства (аналогичен РНДУ); 9 граница динамического уровня, т.е. граница между жидкой и газовой средой (см. фиг. 1); 10 газовая среда в затрубном пространстве над жидкостью (см. фиг. 1); 11 приемник (например, приемник выполнен в виде пьезоакселерометра 1ПА-9); 12 усилитель; 13 полосовой фильтр РФ-300 (фильтр настроен на частоту f 300 Гц и условно обозначен ПФ-300). На ПФ-300 поступает информация о динамическом уровне от РВДУ 8 (с.фиг. 1), настроенного на частоту поглощения f2 300 Гц); 14 - полосовой фильтр ПФ-200 (фильтр настроен на частоту f1 200 Гц и условно обозначен ПФ-200. На ПФ-200 поступает информация о динамическом уровне от РНДУ 6 (см. фиг. 1), настроенного на частоту поглощения f1 200 Гц); 15 логическая схема И; 16 ключ; 17 блок управления погружным электронасосом; 18 закрытый торец трубы-резонатора; 19 открытый торец трубы-резонатора; 20 внутренняя полость НКТ; 21 отверстие (предназначенное для выхода газа из полости резонатора при погружении его в жидкость).
Пример осуществления способа.
Операция первая. Размещают на НКТ 3 (см. фиг. 1) погружной электронасос 2 (см. фиг. 1) генератор звука, генерирующий частотный спектр упругих колебаний (см. фиг. 4.а) во внутреннюю полость 20 (см. фиг. 2) НКТ 3 (см. фиг. 1) и в затрубное пространство, т.е. в пространство между НКТ 3 (см. фиг. 1) и обсадной колонной 1 (см. фиг. 1).
Операция вторая. Размещают на НКТ 3 (см. фиг. 1) над погружным электронасосом 2 (см. фиг. 1) первый резонатор (РП) 4 (см. фиг. 1) для постоянного поглощения частоты f1 200 Гц из транспортируемой жидкости, протекающей по внутренней полости 20 (см. фиг. 2) НКТ 3 (см. фиг. 2).
Операция третья. Размещают на НКТ 3 (см. фиг. 1) над первым резонатором (РП) 4 (см. фиг. 1) второй резонатор (РВ) 5 (см. фиг. 2). В конструктивном исполнении ПР 4 и ПВ 5 идентичны, лишь с той разницей, что один из них РП 4 (см. фиг. 1) имеет длину 1,88 м, а другой РВ 5 (см. фиг. 1) 1,25 м для постоянного поглощения частоты f2 300 Гц из трансформируемой жидкости, протекающей по внутренней полости 20 (см. фиг. 2) НКТ 3 (см. фиг. 2).
Операция четвертая. Размещают на НКТ 3 (см. фиг. 1), например, на расстоянии Н 152 м от погружного электронасоса 2 (см. фиг. 1) резонатор нижнего динамического уровня (РНДУ) 6 (см. фиг. 1) Для максимального поглощения энергии звука РНДУ 6 (см. фиг. 1) устанавливают в пучность звуковой волны, т.е. на заданном расстоянии от излучателя, определяемое по формуле
где n натуральный ряд чисел; λ длина волны, м: при n 40 - расстояние Н равно 152 м.
где n натуральный ряд чисел; λ длина волны, м: при n 40 - расстояние Н равно 152 м.
Операция пятая. Размещают на НКТ 3 (см. фиг. 1), например, на расстоянии Н 451 м от погружного электронасоса 2 (см. фиг. 1) резонатор верхнего динамического уровня (РВДУ) 8 (см. фиг. 1). Для максимального поглощения энергии звука РВДУ 8 (см. фиг. 1) устанавливают в пучности звуковой волны. Смотри операцию 4. При n 180 расстояние Н равно 451 м.
Операция шестая. Если при спуске колонны НКТ 3 (см. фиг. 1) в скважину оказалось, что уровень жидкости 9 (см. фиг. 1) выше РВДУ 8 (см. фиг. 1), то РНДУ 6(см. фиг.1) поглотит из спектра шума (см. фиг. 4.а) погружного электронасоса 2 (см. фиг. 1) частоту f1 200 Гц (см. фиг. 4.в), а РВДУ 8 (см. фиг. 1) поглотит частоту f2 300 Гц (см. фиг. 4.в).
Операция седьмая. Информация от РНДУ 6 (см. фиг. 1) в виде акустической метки поглощенной частоты f1 200 Гц (см. фиг. 4.в) в спектре шума - принимается приемником 11 (см. фиг. 1), усиливается усилителем 12 (см. фиг. 1) и поступает на полосовой фильтр 14 (см. фиг. 1), выходное напряжение которого (при отсутствии частоты f1 200 Гц в спектре шума) отрицательное - подается на первый вход логического элемента И 15 (см. фиг. 1) и электронный ключ 16 (см. фиг. 1). При отрицательном входном напряжении электронный ключ закрыт.
Операция восьмая. Информация от РВДУ (см. фиг. 1) в виде акустической метки поглощенной частоты f2 300 Гц (см. фиг. 4.в) в спектре шума - принимается приемником 11 (см. фиг. 1), усиливается усилителем 12 (см. фиг. 1) и поступает на полосовой фильтр 13 (см. фиг. 1), выходное напряжение которого (при отсутствии частоты f2 300 Гц в спектре шума) отрицательное напряжение подается на второй вход логического элемента И 15 (см. фиг. 1).
Операция девятая. При одновременном поступлении двух отрицательных напряжений с полосовых фильтров на оба входа логического элемента И 15 (см. фиг. 1), на выходе появляется положительное напряжение, которое поступает в блок управления 17 (см. фиг. 1) и включает погружной электронасос 2 (см. фиг. 1).
Операция десятая. После включения погружного электронасоса 2 (см. фиг. 1) уровень жидкости 9 (см. фиг. 1) в затрубном пространстве начинает опускаться. При снижении уровня жидкости 9 (см. фиг. 1) ниже РВДУ 8 (см. фиг. 1), у резонатора изменяется резонансная частота (нахождение резонатора в воздухе, в котором скорость звука С 330 м/с, собственная частота, согласно расчетной формуле (1) изменяется до величины f 44 Гц) и в спектре шума появляется частота f2 300 Гц (см. фиг. 4.б), которая через приемник 11 (см. фиг. 1), усилитель 12 (см. фиг. 1), полосовой фильтр 13 (см. фиг. 1) положительным потенциалом поступит на логический элемент И 15 (см. фиг. 1).
Операция одиннадцатая. При снижении уровня жидкости 9 (см. фиг. 1) ниже РНДУ (см. фиг. 1), изменится резонансная частота у резонатора (нахождение резонатора в воздухе, в котором скорость звука С 330 м/с, собственная частота, согласно расчетной формуле (1) изменяется до величины f 66 Гц) и в спектре шума появится частота f1 200 Гц (см. фиг. 4.а), которая через приемник 11 (см. фиг. 1), усилитель 12 (см. фиг. 1), полосовой фильтр 14 (см. фиг. 1) положительным потенциалом поступит на логический элемент 15 (см. фиг. 1) и электронный ключ 16 (см. фиг. 1). На выходе логического элемента 15 (см. фиг. 1) появится отрицательный потенциал, а на выходе электронного ключа 16 (см. фиг. 1) появится положительный потенциал, который в блоке управления 17 (см. фиг. 1) отключит погружной электронасос 2 (см. фиг. 1) и переведет его в режим периодического включения, например, на одну минуту через пятнадцать минут, для генерирования спектра упругих колебаний с целью проверки нахождения РНДУ 6 (см. фиг. 1) и РВДУ 8 (см. фиг. 1) в жидкой среде 7 (см. фиг. 1).
Операция двенадцатая. Если во время режима периодической проверки блоком управления 17 (см. фиг. 1) зафиксируются две поглощающие частоты f1 200 Гц (см. фиг. 4.в) от РНДУ 6 (см. фиг. 1) и f2 300 Гц (см. фиг. 4.в) от РВДУ 8 (см. фиг. 1) полосовым фильтром 14 (см. фиг. 1), настроенного на частоту f1 200 Гц и полосовым фильтром 13 (см. фиг. 1), настроенного на частоту f2 300 Гц, то цикл автоматической откачки жидкости 7 (см. фиг. 1) в скважине повторится (см. операции с 7 до 11).
Использование данного изобретения позволяет защитить погружной электронасос от срыва подачи, а при дополнительной установке резонаторов между РНДУ и РВДУ или выше РВДУ, настроенных на разные частоты, можно в широких пределах регулировать динамический уровень в скважине, а также увеличить межремонтный период работы скважины и оборудования и, следовательно, увеличить дополнительную добычу нефти.
Источники информации:
1. Грачев Ю.В. Варламов В.П. Автоматический контроль в скважине при бурении и эксплуатации. М. Недра, 1968. 328 с.
1. Грачев Ю.В. Варламов В.П. Автоматический контроль в скважине при бурении и эксплуатации. М. Недра, 1968. 328 с.
2. Авторское свидетельство СССР N 1154454, МКИ Е 21 В 47/12, 1985 г. Прототип.
3. Борьба с шумом/Под ред. Е.Я.Юдина, М. Стройздат, 1964, 707 с.
4. Справочник по технической акустике: Пер. с нем./Под ред. М.Хекла и Х. А.Мюллера, Л. Судостроение, 1980 г. 440 с.
5. Борьба с шумом на производстве. Справочник Е.Я.Юдин, Л.А.Борисов, И. В. Горенштейн и др./Под общ. ред. Е.Я.Юдина, М. Машиностроение, 1985 г. 440 с.
Claims (1)
- Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам, включающий генерирование спектра шума и его модулирование с образованием волновых пауз посредством установленных последовательно резонаторов, каждый из которых настроен на свою частоту, отличающийся тем, что спектр шума генерируют погружным электронасосом, а модуляцию спектра шума осуществляют резонаторами, расположенными попарно, при этом одну пару резонаторов, располагают над электронасосом и настраивают на две частоты f1 и f2 поглощения звуковых колебаний из внутренней полости насосно-компрессорных труб, а вторую пару резонаторов устанавливают над первой парой на заданном расстоянии друг от друга и настраивают на две частоты f1 и f2 поглощения звуковых колебаний в виде волновых пауз из затрубного пространства насосно-компрессорных труб, причем нижние резонаторы каждой пары настраивают на частоту поглощения f1, а верхние - на частоту f2, формируют резонаторами акустические метки в виде импульсов поглощенной и появившейся частот, определяют по ним динамический уровень жидкости в затрубном пространстве и при динамическом уровне жидкости выше расположения верхней пары резонаторов осуществляют периодическую откачку жидкости.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5049090 RU2068495C1 (ru) | 1992-06-24 | 1992-06-24 | Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5049090 RU2068495C1 (ru) | 1992-06-24 | 1992-06-24 | Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2068495C1 true RU2068495C1 (ru) | 1996-10-27 |
Family
ID=21607694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5049090 RU2068495C1 (ru) | 1992-06-24 | 1992-06-24 | Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2068495C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2479715C1 (ru) * | 2011-08-26 | 2013-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом |
| RU2499128C2 (ru) * | 2011-12-21 | 2013-11-20 | Юрий Александрович Савиных | Устройство для предотвращения попадания частиц механической примеси в электроцентробежный насос |
| CN107143323A (zh) * | 2017-05-11 | 2017-09-08 | 重庆科技学院 | 基于welch多段平均功率谱法的油井动液面检测方法 |
-
1992
- 1992-06-24 RU SU5049090 patent/RU2068495C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважине при бурении и эксплуатации. - М.: Недра, 1968, с. 328. Авторское свидетельство СССР N 1154454, кл. E 21 B 47/12, 1985. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2479715C1 (ru) * | 2011-08-26 | 2013-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом |
| RU2499128C2 (ru) * | 2011-12-21 | 2013-11-20 | Юрий Александрович Савиных | Устройство для предотвращения попадания частиц механической примеси в электроцентробежный насос |
| CN107143323A (zh) * | 2017-05-11 | 2017-09-08 | 重庆科技学院 | 基于welch多段平均功率谱法的油井动液面检测方法 |
| CN107143323B (zh) * | 2017-05-11 | 2020-06-26 | 重庆科技学院 | 基于welch多段平均功率谱法的油井动液面检测方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4532812A (en) | Parametric acoustic flow meter | |
| CA2436966C (en) | Method and apparatus for treating a wellbore with vibratory waves to remove particles therefrom | |
| GB2392762A (en) | Mud pump noise attenuation in a borehole telemetry system | |
| WO2018021949A1 (ru) | Способ ультразвуковой интенсификации добычи нефти и устройство для его осуществления | |
| RU2505675C1 (ru) | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи | |
| WO2014178747A1 (ru) | Устройство для очистки водяных скважин | |
| RU2068495C1 (ru) | Способ модуляции шума в затрубном пространстве эксплуатационной скважины при периодической откачке жидкости погружным электронасосом по насосно-компрессорным трубам | |
| US3908454A (en) | Method and apparatus for logging flow characteristics of a well | |
| RU2140519C1 (ru) | Устройство для акустического воздействия на нефтегазоносный пласт | |
| RU2655494C1 (ru) | Способ управления погружным электронасосом при периодической откачке жидкости из скважины | |
| RU2291961C2 (ru) | Акустическая телеметрическая система контроля числа оборотов вала турбобура | |
| RU2738501C1 (ru) | Устройство для очистки скважинного фильтра | |
| RU2333351C1 (ru) | Способ контроля осевой нагрузки на долото по кпд бурения | |
| RU2479715C1 (ru) | Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом | |
| RU2653205C2 (ru) | Способ и устройство струйного комбинированного параметрического излучателя для генерирования и модуляции волн давления в стволе нагнетательной скважины | |
| RU2456438C2 (ru) | Способ увеличения амплитуды волнового воздействия на продуктивные пласты | |
| SU1640396A1 (ru) | Способ передачи информации при турбинном бурении скважин | |
| RU2044878C1 (ru) | Телеметрическая система для контроля числа оборотов вала турбобура | |
| SU812907A1 (ru) | Устройство дл бурени скважин | |
| Muzipov et al. | Sound vibration modulator to control turbodrill operation | |
| RU2038471C1 (ru) | Акустический датчик для контроля числа оборотов вала турбобура | |
| SU1606694A1 (ru) | Модул тор звуковой вибрации при турбинном бурении | |
| RU2637008C2 (ru) | Способ и устройство струйного сотового параметрического излучателя для генерирования и модуляции волн давления в стволе нагнетательной скважины | |
| Muzipov et al. | Formation flow rate control method in multi-layer production | |
| SU1758222A2 (ru) | Способ передачи информации при турбинном бурении скважин |