RU2112879C1 - Device for measuring level of liquid in gas-lift wells - Google Patents
Device for measuring level of liquid in gas-lift wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2112879C1 RU2112879C1 RU96112612A RU96112612A RU2112879C1 RU 2112879 C1 RU2112879 C1 RU 2112879C1 RU 96112612 A RU96112612 A RU 96112612A RU 96112612 A RU96112612 A RU 96112612A RU 2112879 C1 RU2112879 C1 RU 2112879C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- input
- gas
- output
- amplifier
- compander
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Description
Устройство относится к области контроля уровня жидкости в скважинах акустическим методом и может быть использовано для оперативного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, а также для диагностики скважинного оборудования. The device relates to the field of monitoring the level of fluid in wells by the acoustic method and can be used for on-line measurement of fluid level in gas-lift wells, as well as for diagnosing downhole equipment.
Известно устройство оперативного контроля уровня жидкости в газлифтных скважинах волновым методом [1], содержащее блок датчиков, коммутатор, фильтр, усилитель и регистрирующий узел. A device for the operational control of the liquid level in gas lift wells by the wave method [1], comprising a sensor unit, a switch, a filter, an amplifier and a recording unit.
Недостатком известного устройства является низкая достоверность контроля уровня жидкости в скважине, обусловленная влиянием акустических помех и электромагнитных сетевых наводок на приемный тракт акустических сигналов, а также низкая точность контроля, обусловленная изменением скорости движения лентопротяжного механизма (ЛПМ) за счет влияния температуры окружающей среды и отклонения фактической скорости движения ЛПМ от номинального значения. A disadvantage of the known device is the low reliability of monitoring the level of the fluid in the well, due to the influence of acoustic noise and electromagnetic interference on the receiving path of the acoustic signals, as well as the low accuracy of control due to a change in the speed of the tape drive mechanism (CVL) due to the influence of ambient temperature and the deviation of the actual velocity of the CVL from the nominal value.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является устройство для измерения уровня жидкости в скважине [2], содержащее генератор акустических сигналов, пьезокерамический датчик, лентопротяжный механизм и последовательно соединенные фильтр нижних частот, усилитель и регистрирующий узел, к второму входу которого подключен лентопротяжный механизм, причем калибратор времени подключен к входу усилителя. The closest in technical essence to the present invention is a device for measuring the liquid level in a well [2], comprising an acoustic signal generator, a piezoceramic sensor, a tape drive mechanism and a low-pass filter connected in series, an amplifier and a recording unit, the tape drive mechanism is connected to its second input, moreover, the time calibrator is connected to the input of the amplifier.
Недостатком этого устройства является дополнительная погрешность измерения, обусловленная отклонением фактической скорости звука в затрубном пространстве скважины от расчетного значения, которое определяется по экспериментальной зависимости скорости звука в газовой среде от величины давления. The disadvantage of this device is the additional measurement error due to the deviation of the actual speed of sound in the annulus of the well from the calculated value, which is determined by the experimental dependence of the speed of sound in a gaseous medium on the pressure value.
Указанная экспериментальная зависимость представляет собой усредненную характеристику нефтяного месторождения, а не конкретной скважины, что приводит к снижению точности измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах. The indicated experimental dependence is an average characteristic of an oil field, and not a specific well, which leads to a decrease in the accuracy of measuring the liquid level in gas-lift wells.
Целью изобретения является повышение точности измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах. The aim of the invention is to improve the accuracy of measuring the liquid level in gas-lift wells.
Достигается это тем, что устройство дополнительно снабжено компандером и частотным дискриминатором, выполненным в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот и дифференцирующего звена, причем вход компандера подключен к выходу коммутатора, а выход компандера подключен к входу подавителя сетевых наводок, выход которого дополнительно подключен к входу частотного дискриминатора, а выход частотного дискриминатора подключен к входу усилителя. This is achieved by the fact that the device is additionally equipped with a compander and a frequency discriminator made in the form of a high-pass filter and a differentiating element connected in series, the input of the compander being connected to the output of the switch, and the output of the compander being connected to the input of the network interference suppressor, whose output is additionally connected to the frequency input discriminator, and the output of the frequency discriminator is connected to the input of the amplifier.
Сравнение заявляемого решения с другими техническими решениями показывает следующее. Comparison of the proposed solutions with other technical solutions shows the following.
Компандер и частотный дискриминатор являются известными элементами схемотехнических устройств. Однако применение указанных устройств в соответствии с приведенными функциональными связями позволяет повысить технические возможности устройства при измерении уровня жидкости в газлифтных скважинах. A compander and a frequency discriminator are known elements of circuit devices. However, the use of these devices in accordance with the above functional relationships allows to increase the technical capabilities of the device when measuring the liquid level in gas-lift wells.
В частности, применение компандера позволяет устранить перегрузку усилителя и регистрирующего узла за счет сжатия динамического диапазона сигналов, что дает возможность более точного определения интервала времени между зондирующим и отраженным сигналами и повышает точность измерения. In particular, the use of a compander allows eliminating the overload of the amplifier and the recording unit by compressing the dynamic range of the signals, which makes it possible to more accurately determine the time interval between the probing and reflected signals and increases the measurement accuracy.
Применение частотного дискриминатора, выполненного в виде последовательно соединенных фильтра верхних частот (ФВЧ) и дифференцирующего звена дает возможность прямого измерения фактической скорости звука в газлифтной скважине по интервалу времени между зондирующим и отраженным от мандрели сигналами, так как расстояние от устья скважины до каждой из мандрелей априорно известно. The use of a frequency discriminator made in the form of a series-connected high-pass filter (HPF) and a differentiating element makes it possible to directly measure the actual speed of sound in a gas-lift well by the time interval between the sounding signals and reflected from the mandrel, since the distance from the wellhead to each of the mandrels is a priori it is known.
Мандрель, представляющую собой цилиндр с расширенным сечением по отношению к сечению насосно-компрессорных труб, используют при этом в качестве реперного устройства, что позволяет более точно определить фактическую скорость звука в конкретной газлифтной скважине и повысить точность измерения уровня жидкости в скважине. The mandrel, which is a cylinder with an expanded section relative to the section of the tubing, is used as a reference device, which makes it possible to more accurately determine the actual speed of sound in a particular gas-lift well and to improve the accuracy of measuring the level of liquid in the well.
В результате изложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень". As a result of the above, it can be concluded that the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step".
На чертеже приведена структурная схема устройства для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, содержащего фильтр верхних частот 1, дифференцирующее звено 2, блок датчиков 3, коммутатор 4, компандер 5, подавитель сетевых наводок 6, фильтр нижних частот (ФНЧ) 7, усилитель 8, регистрирующий узел 9, калибратор времени 10 и лентопротяжный механизм 11. The drawing shows a structural diagram of a device for measuring the liquid level in gas lift wells, containing a high-pass filter 1, a differentiating link 2, a sensor unit 3, a switch 4, a compander 5, a suppressor of the network interference 6, a low-pass filter (LPF) 7, an amplifier 8, a recording unit 9, a time calibrator 10, and a tape drive 11.
Конструктивно блок датчиков 3 входит в состав кустового оборудования газлифтных скважин и располагается в блоке телемеханики и автоматики (БТМА). Structurally, the sensor unit 3 is part of the cluster equipment of gas-lift wells and is located in the telemechanics and automation unit (BTMA).
Остальные структурные элементы приведенной на чертеже схемы выполнены в виде вторичного регистрирующего прибора, который подключают к блоку датчиков 3 через разъем и соединительный кабель. The remaining structural elements of the diagram shown in the drawing are made in the form of a secondary recording device, which is connected to the sensor unit 3 through a connector and a connecting cable.
Устройство может работать в широкополосном и узкополосном режиме приема сигналов. В режиме широкополосного приема производится измерение фактической скорости звука в скважине и измерение уровня жидкости в газлифтных скважинах, оборудованных датчиками с более высоким уровнем выходного сигнала, например, фирмы "Rosemaunt" (Франция). При этом устройство работает следующим образом. После подключения вторичного прибора к блоку датчиков 3 с помощью коммутатора 4, выполненного, например, в виде многопозиционного переключателя, производят выбор скважины. При этом датчик давления выбранной скважины будет подключен через коммутирующий узел 4 к входу компандера 5 через разъемы, соединительный кабель и, например, разделительный конденсатор. Компандер 5, представляющий собой устройство для сжатия динамического диапазона сигналов, может быть выполнен, например, в виде Г-образного звена, включающего резистор и два встречно-параллельно соединенных диода. The device can operate in broadband and narrowband signal reception mode. In the broadband reception mode, the actual sound velocity in the borehole is measured and the liquid level is measured in gas-lift wells equipped with sensors with a higher output signal level, for example, Rosemaunt (France). In this case, the device operates as follows. After connecting the secondary device to the sensor unit 3 using the switch 4, made, for example, in the form of a multi-position switch, a well is selected. In this case, the pressure sensor of the selected well will be connected through the switching unit 4 to the input of the compander 5 through connectors, a connecting cable and, for example, a separation capacitor. The compander 5, which is a device for compressing the dynamic range of signals, can be performed, for example, in the form of a L-shaped link including a resistor and two counter-parallel connected diodes.
Для проведения измерения оператор в блоке БТМА производит пуск лентопротяжного механизма 9, например, с помощью кнопки и подает команду оператору в газовом манифольде, например, с помощью устройства связи на включение зондирующего импульса. To carry out the measurement, the operator in the BTMA unit starts the tape drive mechanism 9, for example, using the button and gives the command to the operator in the gas manifold, for example, using the communication device to turn on the probe pulse.
Зондирующий импульс в газовом манифольде создают, например, путем кратковременного стравливания газа из затрубного пространства выбранной скважины при нажатии на рычаг аварийного клапана. При этом в выбранной скважине образуется кратковременный перепад рабочего давления, а в затрубном пространстве формируется упругая акустическая волна, которая распространяется от устья скважины до границы раздела сред "газ-жидкость", отражается от нее и возвращается обратно на устье скважины. В процессе прохождения акустической волны по затрубному пространству она частично отражается от мандрелей, а отраженные сигналы возвращаются на устье скважины. A probe pulse in the gas manifold is created, for example, by briefly bleeding gas from the annulus of a selected well by pressing the emergency valve lever. At the same time, a short-term difference in operating pressure is formed in the selected well, and an elastic acoustic wave is formed in the annulus, which propagates from the wellhead to the gas-liquid interface, is reflected from it, and returns back to the wellhead. During the passage of the acoustic wave through the annulus, it is partially reflected from the mandrels, and the reflected signals return to the wellhead.
Перепады давления в затрубном пространстве скважины, вызванные воздействием зондирующего и отраженных сигналов, преобразуются на выходе датчика давления измеряемой скважины в электрические сигналы, которые через узел коммутации 4 поступают на вход компандера 5, который производит сжатие динамического диапазона входных сигналов до уровня, исключающего перегрузку усилителя 8. С выхода компандера 5 сигналы поступают на вход подавителя сетевых находок 6, который производит локальное подавление основной гармоники промышленной сети. С выхода подавителя сетевых находок 6 сигналы поступают на вход ФВЧ 1, который производит ограничение полосы частот по нижнему диапазону, а с выхода ФВЧ 1 сигналы поступают на вход дифференцирующего звена 2, выполненного, например, в виде RC - цепочки, которое формирует передние фронты сигналов. The pressure drops in the annulus of the well, caused by the action of the sounding and reflected signals, are converted at the output of the pressure sensor of the measured well into electrical signals, which, through the switching unit 4, are fed to the input of the compander 5, which compresses the dynamic range of the input signals to a level that excludes overloading of the amplifier 8 . From the output of the compander 5, the signals are fed to the input of the suppressor network finds 6, which produces local suppression of the main harmonic of the industrial network. From the output of the suppressor of network finds 6, the signals are fed to the input of the high-pass filter 1, which limits the frequency band in the lower range, and from the output of the high-pass filter 1, the signals are fed to the input of the differentiating link 2, made, for example, in the form of an RC-chain that forms the leading edges of the signals .
С выхода дифференцирующего звена 2 сигналы поступают на вход усилителя 8, который усиливает их до необходимого уровня, а с выхода усилителя 8 сигналы поступают на вход регистрирующего узла 9, который производит запись процесса распространения акустической волны в затрубном пространстве скважины, например, в виде эхограммы на термочувствительной бумаге. Запись производят до появления на эхограмме отраженного от границы раздела сред "газ - жидкость" обратного сигнала, после чего запись прекращают путем остановки ЛПМ. From the output of the differentiating link 2, the signals are fed to the input of the amplifier 8, which amplifies them to the required level, and from the output of the amplifier 8, the signals are fed to the input of the recording unit 9, which records the process of propagation of the acoustic wave in the annulus of the well, for example, in the form of an echogram on heat sensitive paper. Recording is done until the return signal is reflected from the interface “gas - liquid” on the echogram, and then recording is stopped by stopping the CVL.
Записанный на эхограмме процесс может содержать также сигналы, образованные частичным отражением акустической волны от мандрелей. Эти сигналы регистрируются на эхограмме в интервале между зондирующим и отраженным от границы раздела "газ - жидкость" сигналами. The process recorded on the echogram can also contain signals formed by the partial reflection of the acoustic wave from the mandrels. These signals are recorded on the echogram in the interval between the probing and reflected from the gas-liquid interface signals.
Отраженные мандрелями сигналы используют для определения фактической скорости звука в исследуемой скважине. Для этого на эхограмме производят дополнительную запись калибровочных сигналов с выхода калибратора времени 10, которые поступают на вход усилителя 8, и с его выхода на регистрирующий узел 9. The signals reflected by the mandrels are used to determine the actual speed of sound in the studied well. To do this, an additional recording of calibration signals is made on the echogram from the output of the time calibrator 10, which are fed to the input of the amplifier 8, and from its output to the recording unit 9.
По калибровочным сигналам, период которых, например, выбран равным 1 с, измеряют скорость движения ЛПМ, которая численно равна длине интервала, записанного на эхограмме за один период калибровочных сигналов. Например, длина интервала между двумя передними фронтами смежных калибровочных сигналов составила 25 мм. В таком случае скорость движения ЛПМ равна 25 мм/с. Using calibration signals, the period of which, for example, is chosen to be 1 s, the velocity of the CVL is measured, which is numerically equal to the length of the interval recorded on the echogram for one period of calibration signals. For example, the length of the interval between two leading edges of adjacent calibration signals was 25 mm. In this case, the speed of the CVL is 25 mm / s.
Фактическую скорость звука в скважине определяют путем измерения интервала, например, между передними фронтами зондирующего и отраженного от мандрели сигналами с учетом скорости движения ЛПМ и расстояния от устья скважины до мандрели. Например, мандрель установлена на расстоянии 600 м от устья скважины, скорость движения ЛПМ равна 25 мм/с, а интервал времени между зондирующим и отраженным от мандрели сигналами составили 75 мм. The actual speed of sound in the well is determined by measuring the interval, for example, between the leading edges of the sounding and reflected from the mandrel signals taking into account the speed of the CVL and the distance from the wellhead to the mandrel. For example, the mandrel was installed at a distance of 600 m from the wellhead, the velocity of the CVL was 25 mm / s, and the time interval between the probing and reflected signals from the mandrel was 75 mm.
В таком случае время, за которое акустическая волна прошла путь от устья скважины до мандрели и обратно составляет 75 мм : 25 м/сек = 3 с, длина пройденного пути равна 600 м•2 = 1200 м, а фактическая скорость звука в скважине составляет 1200 м : 3 с = 400 м/с. In this case, the time during which the acoustic wave traveled from the wellhead to the mandrel and back is 75 mm: 25 m / s = 3 s, the distance traveled is 600 m • 2 = 1200 m, and the actual speed of sound in the well is 1200 m: 3 s = 400 m / s.
Режим узкополосного приема сигналов используют для измерения уровня жидкости в скважинах при интенсивных помехах, создаваемых при работе электрического оборудования в блоке БТМА, при использовании датчиков с низким уровнем выходного сигнала, например, фирмы "ММГ-АМ" (Венгрия), а также в случае снижения чувствительности датчиков, вызванного, например, наличием твердых отложений в подводящих патрубках. The narrow-band signal reception mode is used to measure the fluid level in wells during intense interference caused by the operation of electrical equipment in the BTMA unit, when using sensors with a low output signal level, for example, MMG-AM (Hungary), as well as in the case of a decrease sensitivity of sensors caused, for example, by the presence of solid deposits in the inlet pipes.
Работа устройства в режиме узкополосного приема сигналов аналогична вышеизложенному, за исключением того, что зондирующий сигнал в газовом манифольде формируют, например, для датчиков фирмы "ММГ-АМ" путем поворота рычага шарового крана. The operation of the device in the narrowband signal reception mode is similar to the above, except that the probing signal in the gas manifold is generated, for example, for MMG-AM sensors by turning the ball valve lever.
При этом сигналы с выхода подавителя сетевых наводок 6 поступают на вход фильтра низких частот 7, а с его выхода на вход усилителя 8. In this case, the signals from the output of the suppressor of the network interference 6 are fed to the input of the low-pass filter 7, and from its output to the input of the amplifier 8.
Процесс выделения полезной информации, поступающей на вход фильтра нижних частот 7 в виде смеси информационных сигналов и помех, при этом имеет принципиальное отличие, так как фильтр нижних частот 7 работает в режиме накопления энергии сигнала в выделенном узкополосном диапазоне, то есть осуществляет додетекторное интегрирование полезных сигналов, что обеспечивает высокую помехозащищенность приема. The process of extracting useful information received at the input of the low-pass filter 7 in the form of a mixture of information signals and interference, has a fundamental difference, since the low-pass filter 7 operates in the mode of accumulating signal energy in the selected narrow-band range, that is, it performs pre-detector integration of useful signals , which provides high noise immunity reception.
Для экспериментальных исследований предлагаемого устройства был использован компандер в виде резистивно - диодной цепочки, подавитель сетевых наводок в виде двойного T - образного моста с частотой режекции 50 Гц и глубиной подавления не менее 40 дБ, фильтр нижних частот и фильтр верхних частот, реализованные на активных звеньях по схеме фильтра Бесселя 4-го порядка с применением операционных усилителей серии 544УД1А, дифференцирующее звено в виде Г-образной RC -цепочки, кварцевый калибратор времени на микросхемах серии 176, а также усилитель, регистрирующий узел и лентопротяжный механизм от электрокардиографов ЭК1Т - ОЗМ и ЭК1Т - ОЗМ2. For experimental studies of the proposed device, a compander in the form of a resistive-diode circuit, a suppressor of network interference in the form of a double T-shaped bridge with a notch frequency of 50 Hz and a suppression depth of at least 40 dB, a low-pass filter and a high-pass filter implemented on active links were used according to the fourth-order Bessel filter scheme using 544UD1A series operational amplifiers, a differentiating link in the form of an L-shaped RC chain, a quartz time calibrator on 176 series microcircuits, and an amplifier istriruyuschy unit and the tape drive from the electrocardiographs EK1T - AUR and EK1T - OZM2.
В результате экспериментальных исследований установлено, что устройство позволяет производить измерение уровня жидкости в газлифтных скважинах с более высокой точностью по сравнению с известными устройствами аналогичного назначения за счет исключения погрешности, обусловленной отклонением фактической скорости звука в скважине, которая может достигать 5%. As a result of experimental studies, it was found that the device allows to measure the liquid level in gas lift wells with higher accuracy compared to known devices of a similar purpose by eliminating the error due to the deviation of the actual speed of sound in the well, which can reach 5%.
Устройство позволяет также производить диагностику скважинного оборудования, в частности, контролировать техническое состояние датчиков давления, входящих в состав блока БТМА. Установлено, что при обрыве одного из проводов, подходящих к датчику, термоперо регистрирующего узла непрерывно колеблется с частотой промышленной сети. The device also allows you to diagnose downhole equipment, in particular, to monitor the technical condition of the pressure sensors included in the BTMA unit. It was established that when one of the wires suitable for the sensor is broken, the thermal pen of the recording unit continuously oscillates with the frequency of the industrial network.
При отсутствии питания датчика давления регистрирующее устройство не реагирует ни на зондирующий, ни на ответный сигналы. In the absence of power to the pressure sensor, the recording device does not respond to either the probing or the response signals.
При снижении чувствительности датчика, вызванной наличием твердых отложений в подводящих трубках, зондирующий сигнал записывается с незначительным уровнем, а ответный сигнал отсутствует полностью при максимальном усилении. With a decrease in the sensitivity of the sensor caused by the presence of solid deposits in the supply tubes, the probe signal is recorded with an insignificant level, and the response signal is completely absent at maximum gain.
Установлено также, что при наличии негерметичности в резьбовых соединениях насосно-компрессорных труб или при появлении в них отверстий для случая подачи газа в затрубное пространство, устройство регистрирует дополнительный сигнал, который не соответствует положению мандрелей. При подаче газа в насосно-компрессорную трубу фаза дополнительного сигнала будет сдвинута на 180o по отношению к зондирующему сигналу.It was also established that if there is a leak in the threaded joints of the tubing or when holes appear in them for the case of gas supply to the annulus, the device registers an additional signal that does not correspond to the position of the mandrels. When applying gas to the tubing, the phase of the additional signal will be shifted by 180 o relative to the probing signal.
Устройство может быть также использовано для измерения уровня жидкости и диагностики скважин механизированного фонда. The device can also be used to measure fluid levels and diagnose wells of mechanized stock.
В результате предлагаемое устройство позволяет повысить точность измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах, а также производить диагностику скважинного и кустового оборудования. As a result, the proposed device allows to increase the accuracy of measuring the liquid level in gas lift wells, as well as to diagnose downhole and cluster equipment.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96112612A RU2112879C1 (en) | 1996-06-25 | 1996-06-25 | Device for measuring level of liquid in gas-lift wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96112612A RU2112879C1 (en) | 1996-06-25 | 1996-06-25 | Device for measuring level of liquid in gas-lift wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2112879C1 true RU2112879C1 (en) | 1998-06-10 |
| RU96112612A RU96112612A (en) | 1998-09-27 |
Family
ID=20182285
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96112612A RU2112879C1 (en) | 1996-06-25 | 1996-06-25 | Device for measuring level of liquid in gas-lift wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2112879C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170342C1 (en) * | 2000-12-07 | 2001-07-10 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of exploitation of multipool oil deposit |
| RU2246004C1 (en) * | 2003-10-08 | 2005-02-10 | Федотов Василий Иванович | Device for remote measurements of liquid level in gas-lifting wells |
| RU2282718C1 (en) * | 2005-02-21 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики (ООО "Лозна") | Echo-sounding device for liquid level measurement in well |
| RU2297532C1 (en) * | 2005-08-16 | 2007-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" (ООО ТНПВО "СИАМ") | Method for determining level of liquid in annular space of oil product wells |
| CN102268988A (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-07 | 高占坤 | Method for measuring well depth by using gas in compression well |
| CN103015980A (en) * | 2012-12-11 | 2013-04-03 | 常州大学 | Working fluid level gauge for transmitting and receiving infrasonic waves and method thereof |
| CN103061749A (en) * | 2013-01-25 | 2013-04-24 | 东北大学 | Soft measuring method of dynamic liquid level under sucker rod oil well |
| CN105672920A (en) * | 2016-03-24 | 2016-06-15 | 上海市机械施工集团有限公司 | Gas lift reverse circulation liquid level control device and control method |
-
1996
- 1996-06-25 RU RU96112612A patent/RU2112879C1/en active
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2170342C1 (en) * | 2000-12-07 | 2001-07-10 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of exploitation of multipool oil deposit |
| RU2246004C1 (en) * | 2003-10-08 | 2005-02-10 | Федотов Василий Иванович | Device for remote measurements of liquid level in gas-lifting wells |
| RU2282718C1 (en) * | 2005-02-21 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики (ООО "Лозна") | Echo-sounding device for liquid level measurement in well |
| RU2297532C1 (en) * | 2005-08-16 | 2007-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" (ООО ТНПВО "СИАМ") | Method for determining level of liquid in annular space of oil product wells |
| CN102268988A (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-07 | 高占坤 | Method for measuring well depth by using gas in compression well |
| CN103015980A (en) * | 2012-12-11 | 2013-04-03 | 常州大学 | Working fluid level gauge for transmitting and receiving infrasonic waves and method thereof |
| CN103015980B (en) * | 2012-12-11 | 2016-06-08 | 常州大学 | A kind of infrasonic wave is launched and the producing fluid level instrument received and method thereof |
| CN103061749A (en) * | 2013-01-25 | 2013-04-24 | 东北大学 | Soft measuring method of dynamic liquid level under sucker rod oil well |
| CN103061749B (en) * | 2013-01-25 | 2015-07-15 | 东北大学 | Soft measuring method of dynamic liquid level under sucker rod oil well |
| CN105672920A (en) * | 2016-03-24 | 2016-06-15 | 上海市机械施工集团有限公司 | Gas lift reverse circulation liquid level control device and control method |
| CN105672920B (en) * | 2016-03-24 | 2018-06-26 | 上海市机械施工集团有限公司 | A kind of gas lift reverse circulation leveling device and control method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5154078A (en) | Kick detection during drilling | |
| EP0466229B1 (en) | Method of and apparatus for detecting an influx into a well while drilling | |
| US7042228B2 (en) | Transducer in-situ testing apparatus and method | |
| US7397421B2 (en) | Method for detecting acoustic emission using a microwave Doppler radar detector | |
| US4046220A (en) | Method for distinguishing between single-phase gas and single-phase liquid leaks in well casings | |
| US4289019A (en) | Method and means of passive detection of leaks in buried pipes | |
| CN103308011B (en) | A kind of ultrasonic film thickness measuring instrument and measuring method thereof | |
| CN100504310C (en) | Shock piping diagnostics in industrial processes | |
| US6850462B2 (en) | Memory cement bond logging apparatus and method | |
| RU2112879C1 (en) | Device for measuring level of liquid in gas-lift wells | |
| CN111308287B (en) | A method for ultrasonic localization of partial discharge fault points in traction transformers | |
| CN103292160A (en) | Ultrasonic detection device and method for pipeline leakage | |
| RU2421698C2 (en) | Pressure transducer with acoustic pressure sensor | |
| CN107299832B (en) | A method for measuring dynamic liquid level of oil well with frequency difference infrasound generator | |
| CN109188219A (en) | Built-in GIS shelf depreciation ultrasonic wave and light pulse combined detection system and method | |
| RU2199005C1 (en) | Method of diagnosis of annular space state of oil producing wells and device for method embodiment | |
| RU2097553C1 (en) | Device for controlling operational condition of depth casing pumps | |
| US4193290A (en) | Steam quality acoustic monitoring system and method | |
| JP2533699B2 (en) | Acoustic leak detector | |
| RU2030577C1 (en) | Device for measuring fluid level in well | |
| RU2139451C1 (en) | Device for monitoring technical state of electric centrifugal pumping plant | |
| RU2792427C1 (en) | Diagnosis system for hydraulic fracturing processes and method for its operation | |
| CN115749747B (en) | An adaptive frequency conversion real-time downhole dynamic liquid level monitoring device and method | |
| CN118362959A (en) | Local discharge ultrasonic sensor sensitivity verification method considering field temperature | |
| RU2152510C1 (en) | Acoustic method of test of technical state of electric centrifugal pump plant |