RU2199005C1 - Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2199005C1 RU2199005C1 RU2001121589A RU2001121589A RU2199005C1 RU 2199005 C1 RU2199005 C1 RU 2199005C1 RU 2001121589 A RU2001121589 A RU 2001121589A RU 2001121589 A RU2001121589 A RU 2001121589A RU 2199005 C1 RU2199005 C1 RU 2199005C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- annular space
- signal
- output
- input
- annulus
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к скважинной добыче полезных ископаемых, а именно к методам анализа состояния нефтяных скважин путем диагностики газовой среды межтрубного пространства (МП) добывающих скважин по длине скважины, и может быть использовано для определения скорости звуковых колебаний, уточнения определения уровня нефти в скважинах, обнаружения утечек, парафиновых пробок и других дефектов в виде нештатных неоднородностей, а также для анализа нефтяных фракций вдоль профиля скважины. Техническим результатом изобретения является обеспечение диагностики состояния газовой среды МП нефтяных добывающих скважин вдоль их профиля при компоновке колонны НКТ из труб переменной длины, а также диагностики распределения скорости звука в газовой среде по длине скважины. Для этого осуществляют формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в МП и прием зондирующего импульсного акустического сигнала и его отражений от всех неоднородностей МП в виде эхосигнала s(t). После преобразования этого эхосигнала выявляют наличие и положение нештатных неоднородностей по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины и определяют скорость звука в газе МП. Дополнительно определяют характеристики зондирующего сигнала s0(t) с учетом всех его отражений по приведенным формулам. Затем определяют импульсную характеристику МП h(t), представляющую собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в МП по приведенной зависимости. Определяют временные интервалы между проявлениями отражений соседних штатных неоднородностей на импульсной характеристике МП добывающей скважины h(t). Определяют распределение скорости звука по стволу добывающей скважины. Диагностику состояния МП проводят по глубине залегания жидкости в МП, по пространственному положению участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, учитывая изменения распределения скорости звука и по положению нештатных пространственных неоднородностей. Приведена также конструкция устройства для реализации способа. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 10 ил., 6 табл.
Description
Изобретения относятся к скважинной добыче полезных ископаемых, а именно к методам анализа состояния нефтяных скважин путем диагностики газовой среды межтрубного пространства добывающих скважин по длине скважины, и могут быть использованы для определения скорости звуковых колебаний, уточнения определения уровня нефти в скважинах, обнаружения утечек, парафиновых пробок и других дефектов в виде нештатных неоднородностей трубопровода, а также для анализа нефтяных фракций вдоль профиля скважины.
Известны способ определения уровня жидкости в скважине и устройство для его осуществления [патент РФ 02115892, МПК 6: G 01 F 23/296, Е 21 В 47/04, опубл. 20.07.98 г.]. Способ предусматривает излучение акустического зондирующего импульса и регистрацию сигналов, отраженных от муфтовых соединений труб и от поверхности жидкости в скважине. При этом муфты выполняют функцию фиксированных отражателей-реперов. Глубина расположения любой из муфт определяется согласно паспорту скважины по известной длине плечей буровых труб, находящихся выше данного муфтового соединения.
Указанный акустический уровнемер содержит последовательно соединенные генератор импульсов, усилитель, коммутатор и обратимый акустический преобразователь, который располагают на обвязке фонтанной арматуры скважины. Коммутатор через фильтр нижних частот соединен с блоком сравнения. Выходы блока сравнения соединены с регистрирующим блоком и микропроцессором. Микропроцессор соединен с генератором импульсов, фильтром нижних частот и блоком сравнения.
Эти известные способ и устройство имеют ограниченное применение, так как не дают полного представления о состоянии скважины.
Известен способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтедобывающей скважины [А.Л. Подио, Дж. МакКой, Диетер Бекер, Вичита Фоллс "SHE 24060 Комплексная система исследования работы скважина/Западное Региональное Заседание Общества инженеров-нефтяников, 1982 г. (см. приложение к описанию)] , выбранный в качестве прототипа, включающий формирование импульсного акустического зондирующего сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, контроль отраженного от всех неоднородностей межтрубного пространства эхосигнала как временную зависимость амплитуды акустического сигнала на устье скважины, преобразование (фильтрацию) эхосигнала узкополосным фильтром, настроенным на известные временные/частотные свойства контролируемых регулярных пространственных неоднородностей межтрубного пространства в виде соединительных муфт в подвеске насосно-компрессорных труб (НКТ), определение времени прохождения звуковой волны до конца газового участка по времени прихода отражения звуковой волны от уровня жидкости в межтрубном пространстве на графике эхосигнала, определение среднего количества отражений от муфт НКТ в единицу времени как численного значения частоты преобразованного сигнала, расчет протяженности газового участка в межтрубном пространстве по установленному времени прохождения звуковой волной данного участка, среднему количеству муфт НКТ, приходящихся на единицу времени, а также известной средней длине НКТ, расчет средней скорости звуковой волны в межтрубном пространстве по полученному времени прохождения звуковой волной газового участка и по протяженности этого участка, оценку наличия неоднородности, отличной от муфты НКТ по нарушению регулярности проявлений отражений на преобразованном сигнале, а также определение ее пространственного положения по количеству предшествующих ей муфт и известной длине НКТ.
Способ не позволяет определять распределение скорости звука по длине скважины и проводить диагностику в скважинах с переменной длиной труб, так как при преобразовании сигнала используется узкополосная фильтрация, подавляющая сигналы от всех отражателей разложенных нерегулярно или с частотой, существенно отличной от частоты фильтра.
Известно устройство для диагностики состояния межтрубного пространства нефтедобывающей скважины [А.Л. Подио, Дж.Н. МакКой, Диетер Бекер, Вичита Фоллс "SHE 24060 Комплексная система исследования работы скважин "/3ападное Региональное Заседание Общества инженеров-нефтяников, 1982 г. (см приложение к описанию)] , выбранное в качестве прототипа, которое содержит излучатель зондирующего акустического сигнала, датчик акустического сигнала, соединенный с устройством цифровой обработки сигнала, которые обеспечивают получение эхограммы межтрубного пространства добывающей скважины, ее узкополосную фильтрацию, определение основной частоты фильтрованного сигнала. Это устройство обеспечивает диагностику добывающей скважины в виде оценки средней скорости звуковой волны в газе межтрубного пространства, оценки глубины уровня жидкости и положения неоднородностей в этом пространстве.
Устройство не позволяет определять распределение скорости звука по длине скважины и проводить диагностику в скважинах с переменной длиной труб НКТ, так как при преобразовании сигнала используется узкополосная фильтрация, подавляющая сигналы от всех отражателей, разложенных нерегулярно или с частотой, существенно отличной от частоты фильтра.
Задачей, на решение которой направлены заявляемые изобретения, является разработка способа и устройства, позволяющих проводить диагностику (по эхограмме) состояния газовой среды межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин вдоль их профиля при компоновке колонны НКТ из труб переменной длины, дополнительно диагностируя распределение скорости звука в газовой среде по длине скважины.
Для решения поставленной задачи способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин так же, как и в прототипе, включает формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием зондирующего импульсного акустического сигнала и его отражений от всех неоднородностей межтрубного пространства в виде эхосигнала s(t), преобразование этого эхосигнала, выявление наличия и положения нештатных неоднородностей по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины, определение скорости звука в газе межтрубного пространства. В отличие от прототипа определяют характеристики зондирующего сигнала s0(t) с учетом всех его отражений по формуле
S0(t) = s(t)[σ(t-t )-σ(t-t -t )],
где t - время, с;
ts 0 - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
t - ширина временного окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts 0 и t выбирают, исходя из критерия
где
- модуль комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства;
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ωo - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с;
затем определяют импульсную характеристику межтрубного пространства h(f), представляющую собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве, следующим образом:
где F-1 - оператор обратного преобразования Фурье,
- комплексный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексно-сопряженный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексный Фурье-спектр эхосигнала;
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации;
определяют временные интервалы между проявлениями отражений соседних штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства добывающей скважины h(t), определяют распределение скорости звука по стволу добывающей скважины, а диагностику состояния межтрубного пространства проводят по глубине залегания жидкости в межтрубном пространстве, по пространственному положению участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, учитывая изменения распределения скорости звука и по положению нештатных пространственных неоднородностей.
S0(t) = s(t)[σ(t-t
где t - время, с;
ts 0 - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
t
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts 0 и t
где
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ωo - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с;
затем определяют импульсную характеристику межтрубного пространства h(f), представляющую собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве, следующим образом:
где F-1 - оператор обратного преобразования Фурье,
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации;
определяют временные интервалы между проявлениями отражений соседних штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства добывающей скважины h(t), определяют распределение скорости звука по стволу добывающей скважины, а диагностику состояния межтрубного пространства проводят по глубине залегания жидкости в межтрубном пространстве, по пространственному положению участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, учитывая изменения распределения скорости звука и по положению нештатных пространственных неоднородностей.
Распределение скорости звука νi по стволу добывающей скважины определяют по формуле
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней;
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала, с,
li - длина i-го интервала.
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней;
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала, с,
li - длина i-го интервала.
Глубину залегания жидкости в межтрубном пространстве z определяют по формуле
где М - количество проявлений отражений штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства.
где М - количество проявлений отражений штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства.
Устройство для диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин содержит так же, как в прототипе, формирователь электрического сигнала, состоящий из соединенных друг с другом излучателя зондирующего акустического сигнала и датчика акустического сигнала, подключенного к входу аналого-цифрового преобразователя и персональный компьютер.
В отличие от прототипа устройство дополнительно снабжено соединенным с выходом аналого-цифрового преобразователя оперативным запоминающим устройством, блоком выделения зондирующего сигнала, блоком управления, блоком определения импульсной характеристики межтрубного пространства и блоком формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве, выход которого подключен к персональному компьютеру, а вход соединен с выходом блока определения импульсной характеристики межтрубного пространства, первый вход которого соединен с выходом оперативного запоминающего устройства и с первым входом блока выделения зондирующего сигнала, а второй вход соединен с выходом блока выделения зондирующего сигнала, второй вход которого соединен с первым выходом блока управления, второй выход которого соединен с входом излучателя зондирующего акустического сигнала формирователя электрического сигнала. При этом блок определения импульсной характеристики межтрубного пространства выполнен в виде последовательно соединенных первого блока быстрого преобразования Фурье, блока перемножения и оперативного запоминающего устройства, последовательно соединенных второго блока быстрого преобразования Фурье и блока деления, выход которого подключен к второму входу блока перемножения, выход которого через полосовой фильтр подключен к первому входу компаратора, ко второму входу которого подключен выход аналогового запоминающего устройства, к входу которого и к второму входу оперативного запоминающего устройства подключен выход компаратора. Выход оперативного запоминающего устройства подключен к входу третьего блока быстрого преобразования Фурье, выход которого является выходом блока определения импульсной характеристики межтрубного пространства, первым и вторым входами которого являются соответственно входы первого и второго блока быстрого преобразования Фурье.
Оптимальная форма выполнения блока выделения зондирующего сигнала представляет собой последовательно соединенные между собой управляемый генератор прямоугольных импульсов и блок перемножения, выход которого является выходом блока выделения зондирующего сигнала, а его вход является первым входом блока выделения зондирующего сигнала, вторым входом которого является управляемый вход генератора прямоугольных импульсов.
Оптимальная форма выполнения блока формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве представляет собой последовательно соединенные преобразователь частота - напряжение, блок деления и масштабирующий усилитель, выход которого является выходом блока формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве, входом которого является вход преобразователя частота - напряжение.
Заявляемые изобретения решают одну и ту же задачу и объединены общим изобретательским замыслом.
За счет использования предлагаемой конструкции устройства диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин, позволяющей контролировать отраженный эхосигнал s(t) в полосе частот, перекрывающей частотный диапазон передаточной характеристики межтрубного пространства, появилась возможность проводить диагностику состояния газовой среды межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин.
При использовании предлагаемых изобретений по сравнению с прототипом можно определить скорость звуковых колебаний при компоновке колонны НКТ из труб переменной длины, уточнить уровень нефти в скважинах на основе определенной скорости звуковых колебаний, обнаружить утечки, парафиновые пробки и другие дефекты в виде нештатных неоднородностей, проводить анализ нефтяных фракций вдоль профиля скважины.
В отличие от прототипа, в котором сигнал от датчика подвергается полосовой фильтрации, заявляемые решения опираются на обработку сигнала от датчика во всей полосе его частот.
На фиг.1 представлена схема устройства для диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин.
На фиг.2-5 представлены эпюры 1, 2, 3, 4 сигналов с выходов блоков устройства.
На фиг.6 показана эпюра 5 - фрагмент импульсной характеристики межтрубного пространства скважины, соответствующий участку с однородными акустическими свойствами.
На фиг.7 приведена эпюра 6 - фрагмент импульсной характеристики, которая соответствует тому участку скважины, где акустические свойства среды отличаются от соответствующих свойств в среднем по глубине скважины.
На фиг.8 показана эпюра 7 - фрагмент импульсной характеристики, соответствующий участку скважины, на котором содержатся нештатные пространственные неоднородности.
На фиг.9 представлена эпюра 8 - распределение скорости звука вдоль скважины.
На фиг.10 приведены результаты сравнения измерений.
В табл. 1 представлен эхосигнал s(t), полученный во время диагностики скважины 1781 куста 186 на Советском месторождении (г. Стрежевой).
В табл.2 представлен зондирующий сигнал s0(t).
В табл. 3 показана импульсная характеристика межтрубного пространства h(t).
В табл.4 приведены результаты расчета 
В табл.5 приведены значения
f(ω), которые используются для вычисления H(ω), показанной в табл.4.
В табл.5 приведены значения
В табл.6 представлена зависимость распределения скорости звука от номера НКТ.
В предложенном способе скорость звука в нефтяных скважинах определяется по времени прохождения акустической волны пространства между соседними муфтами. Трубопровод нефтяной скважины образуется соединением насосно-компрессорных труб (НКТ) в единую магистраль. Это соединение обеспечивается соединительными муфтами. Продольный акустический импеданс трубопровода оказывается непостоянным. При распространении акустической волны вдоль магистрали точки изменения импеданса становятся генераторами отраженной волны. Время возникновения отраженных волн может быть зафиксировано, что дает возможность определять скорость звука вдоль трубопровода с дискретностью в одну НКТ. Для обеспечения точности измерения времени возникновения отраженных волн от муфт зондирующая волна должна иметь достаточно широкий частотный спектр. Поэтому в качестве зондирующего используется короткий акустический импульс. Акустический импульс в газовой среде подвержен сильной волновой дисперсии, которая препятствует измерениям отражений от муфт, удаленных даже на несколько сотен метров. Это делает невозможным прямые измерения времени возникновения отражений и ставит задачу восстановления моментов отражения падающей волны. Задача восстановления отражений от муфт решена на основе непараметрической модели распространения акустической волны вдоль тракта межтрубного пространства нефтяной скважины
s(t) = ∫h(t-τ)s0(t)dτ,
где s(t) - эхосигнал;
s0(t) - зондирующий сигнал;
h(t) - импульсная характеристика межтрубного пространства нефтяной скважины.
s(t) = ∫h(t-τ)s0(t)dτ,
где s(t) - эхосигнал;
s0(t) - зондирующий сигнал;
h(t) - импульсная характеристика межтрубного пространства нефтяной скважины.
Импульсная характеристика пропорциональна производной по координате распространения импульса от функции акустического импеданса затрубного пространства, поэтому на импульсной характеристике фиксируется временное положение муфт. Задача определения импульсной характеристики по результатам опытных измерений s(t) и s0(t) рассматривается как задача непараметрической идентификации модели.
Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин реализован с помощью представленного на фиг.1 устройства для его осуществления, которое содержит формирователь 1 электрического сигнала (ФЭС) из акустического эхосигнала в межтрубном пространстве нефтяной добывающей скважины, подключенный к нему аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП), к выходу которого подключено первое оперативное запоминающее устройство 3 (ОЗУ 1), блок выделения 4 зондирующего сигнала (БВЗС), блок управления 5 (Бупр), подключенный выходами к формирователю 1 и к блоку выделения 4, блок определения 6 импульсной характеристики тракта межтрубного пространства (БОИХ), несущий информацию о временном положении муфт, блок формирования 7 функции распределения скорости звука (БФФРС) в межтрубном пространстве на основе полученной импульсной характеристики межтрубного пространства, выходом подключенный к персональному компьютеру 8 (ПК).
Формирователь 1 электрического сигнала состоит из излучателя 1.1 зондирующего акустического сигнала, акустически связанного с датчиком 1.2.
Излучатель 1.1 зондирующего акустического сигнала представляет собой выпускной клапан и штуцер при наличии избыточного давления в скважине либо шаровую насадку с баллоном избыточного давления при отсутствии давления в скважине.
Датчик 1.2 может быть реализован на основе приемника акустического сигнала и преобразователя акустического сигнала в электрический, выполненного на основе пьезокерамики.
Аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) может быть реализован на микросхеме МАХ 189 АЕ PP.
Первое оперативное запоминающее устройство 3 (ОЗУ 1) может быть реализовано на микросхеме SRM 20100 LMT.
Блок выделения 4 (БВЗС) состоит из управляемого генератора 4.1 прямоугольных импульсов (УГПИ), входом управления подключенного к блоку управления 5, и первого блока перемножения 4.2 (БП 1), который подсоединен входами к выходу управляемого генератора 4.1 прямоугольных импульсов (УГПИ) и к выходу первого оперативного запоминающего устройства 3 (ОЗУ 1).
Управляемый генератор 4.1 прямоугольных импульсов (УГПИ) может быть реализован на микропроцессоре 1821 ВМ 85.
Первый блок перемножения 4.2 (БП 1) может быть реализован на умножителе К525ПС3.
Блок управления 5 (Бупр) выполнен на основе микропроцессора 1821 ВМ 85.
Блок определения 6 импульсной характеристики тракта межтрубного пространства (БОИХ) содержит первый 6.1 и второй 6.2 блоки быстрого преобразования Фурье (БПФ 1, 2), соединенные входами соответственно с первым оперативным запоминающим устройством 3 (ОЗУ 1) и блоком выделения 4 (БВЗС), второй блок перемножения 6.3 (БП 2), входы которого соединены с блоками преобразования Фурье: 6.1 (БПФ 1) и 6.2 (БПФ 2) через блок деления 6.4 (БД 1), а также второе оперативное запоминающее устройство 6.5 (ОЗУ 2), информационным входом подключенное к выходу второго блока перемножения 6.3 (БП 2), и компаратор 6.6, одним входом подключенный к выходу второго блока перемножения 6.3 (БП 2) через полосовой фильтр 6.7 (ПФ), а другим к выходу аналогового запоминающего устройства 6.8 (АЗУ), входом подключенного к выходу компаратора 6.6, а выходом к входу второго оперативного запоминающего устройства 6.5 (ОЗУ 2), а также третий блок быстрого преобразования Фурье 6.9 (БПФ 3), входом подключенный к выходу второго оперативного запоминающего устройства 6.5 (ОЗУ 2). Выход третьего блока преобразования Фурье 6.9 (БПФ 3) соединен с входом блока 7 формирования функции распределения скорости звука (БФФРС).
Выход первого блока перемножения 4.2 (БП 1) связан с входом второго блока быстрого преобразования Фурье 6.2 (БПФ 2).
Первый 6.1 и второй 6.2 блоки быстрого преобразования Фурье (БПФ 1, 2) могут быть реализованы на сигнальном процессоре ADSP 2105.
Второй блок перемножения 6.3 (БП 2) может быть реализован аналогично первому блоку перемножения 4.2 (БП 1).
Блок деления 6.4 (БД 1) может быть реализован на умножителе К525ПСЗ и операционных усилителях К544УД2.
Второе оперативное запоминающее устройство 6.5 (ОЗУ 2) реализовано аналогично первому ОЗУ 1.
Компаратор 6.6 реализован на микросхеме К552СА2.
Полосовой фильтр 6.7 (ПФ) представляет собой активный фильтр, реализованный на RC- и операционных усилителях К544УД2.
Аналоговое запоминающее устройство 6.8 (АЗУ) может быть реализовано на конденсаторе.
Третий блок быстрого преобразования Фурье 6.9 (БПФ 3) выполнен аналогично первому 6.1.
Блок формирования 7 функции распределения скорости звука (БФФРС) в межтрубном пространстве на основе полученной импульсной характеристики межтрубного пространства содержит последовательно соединенные подключенный к выходу третьего блока быстрого преобразования Фурье 6.9 (БПФ 3) преобразователь 7.1 частота - напряжение (ПЧН), второй блок деления 7.2 (БД 2), масштабирующий усилитель 7.3 (МУ), выход которого соединен с персональным компьютером 8 (ПК).
Преобразователь 7.1 частота - напряжение (ПЧН) может быть выполнен на микросхеме IC 555.
Второй блок деления 7.2 (БД 2) может быть реализован на умножителе К525ПСЗ и операционных усилителях К544УД2.
Масштабирующий усилитель 7.3 (МУ) может быть реализован на операционном усилителе К544УД2.
Устройство для диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин может быть реализовано на универсальной ЭВМ типа IBM PC.
Заявляемое устройство работает следующим образом.
Блок управления 5 (Бупр) генерирует два управляющих сигнала:
1. Управляющий сигнал для включения излучателя 1.1.
1. Управляющий сигнал для включения излучателя 1.1.
2. Управляющий сигнал для управляемого генератора прямоугольных импульсов 4.1 (УГПИ) с параметрами Δt и t0: Δt - длительность импульса, Δt = nΔ, где n = 1...N, N - размерность оцифрованного эхосигнала, Δ - время дискретизации сигнала; to- задержка переднего фронта импульса относительно момента времени генерации управляющего сигнала для включения излучателя 1.1, t0 = mΔ, где m = 0...N-Δt-1.
Алгоритм изменения параметров управляющего сигнала для управляемого генератора прямоугольных импульсов 4.1 (УГПИ):
1. Передача управляющего сигнала для включения излучателя 1.1
2. Δt=0
3. Δt=Δt+1
4. t0=-1
5. t0=t0+1
6. Передача параметров управляющего сигнала (Δt и t0) для управляемого генератора прямоугольных импульсов 4.1 (УГПИ)
7. Если t0≤(N-Δt-1)Δ, то перейти к п.4, в противном случае перейти к п. 8
8. Если Δt≤NΔ, то перейти к п.3, в противном случае перейти к п.9
9. Конец
Излучатель 1.1 по сигналу с блока управления 5 (Бупр) посылает в тракт скважины короткий акустический импульс. Отражаясь от акустических неоднородностей этого тракта, излученный импульс порождает эхосигнал.
1. Передача управляющего сигнала для включения излучателя 1.1
2. Δt=0
3. Δt=Δt+1
4. t0=-1
5. t0=t0+1
6. Передача параметров управляющего сигнала (Δt и t0) для управляемого генератора прямоугольных импульсов 4.1 (УГПИ)
7. Если t0≤(N-Δt-1)Δ, то перейти к п.4, в противном случае перейти к п. 8
8. Если Δt≤NΔ, то перейти к п.3, в противном случае перейти к п.9
9. Конец
Излучатель 1.1 по сигналу с блока управления 5 (Бупр) посылает в тракт скважины короткий акустический импульс. Отражаясь от акустических неоднородностей этого тракта, излученный импульс порождает эхосигнал.
В качестве исходных данных для примера использован эхосигнал, полученный при обследовании скважины 1930 (куст 163, данные от 29.03.00 г.), Цех добычи нефти и газа 2 (ЦДНГ-2), Советское месторождение (г. Стрежевой). Этот эхосигнал представлен на фиг.2 эпюра 1.
Акустический эхосигнал принимается и преобразуется в электрический эхосигнал s(t) (фиг.2, эпюра 1) с помощью датчика 1.2 (фиг.1), оцифровывается с помощью аналого-цифрового преобразователя 2 (АЦП), затем запоминается в первом оперативном запоминающем устройстве 3 (ОЗУ 1).
Обработку принятого эхосигнала ведут в полосе частот от 5 - 20000 Гц. Такая ширина полосы частот позволяет перекрыть частотный диапазон характеристики межтрубного пространства.
Выделение из запомненного цифрового эхосигнала s(t) зондирующего сигнала s0(t), сформировавшегося в межтрубном пространстве (фиг.3, эпюра 2), осуществляется путем перемножения первым блоком перемножения 4.2 (БП 1) реализации эхосигнала, находящегося в первом оперативном запоминающем устройстве 3 (ОЗУ 1), и единичного прямоугольного импульса, длительность и положение которого относительно начала реализации эхосигнала задается блоком управления 5 (Бупр). Блок управления 5 (Бупр) изменяет начало импульса от начала реализации эхосигнала до окончания этой реализации.
При этом определяют характеристики зондирующего сигнала so(t) с учетом всех его отражений по формуле
s0(t) = s(t)[σ(t-t )-σ(t-t -t )],
где t - время, с;
ts o - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал so(t), с;
t - ширина временного окна, содержащего зондирующий сигнал so(t), с;
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts o и t выбирают, исходя из критерия
где
- модуль комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства;
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ω0 - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с.
s0(t) = s(t)[σ(t-t
где t - время, с;
ts o - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал so(t), с;
t
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts o и t
где
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ω0 - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с.
Вариант выделения зондирующего сигнала, дающий наибольшее значение передаточной характеристики межтрубного пространства (фиг. 3, эпюра 2), представлен на фиг.4 , эпюра 3.
Передаточная характеристика межтрубного пространства, полученная при варианте выделения зондирующего сигнала фиг.4, представлена на фиг.5, эпюра 4.
Длительность импульса изменяется от 0 до ширины реализации эхосигнала. Таким образом, происходит генерация всех возможных прямоугольных импульсов, могущих разместиться на отчетах реализации эхосигнала.
С помощью блока определения 6 (БОИХ) определяется импульсная характеристика межтрубного пространства h(t), представляющая собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве, методом непараметрической идентификации модели акустического зондирования следующим образом (получается путем обращения свертки эхосигнала и выделенного зондирующего сигнала - этим решается обратная задача распространения акустической волны):
где F -1 - оператор обратного преобразования Фурье,
- комплексный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексно-сопряженный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексный Фурье-спектр эхосигнала;
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации.
где F -1 - оператор обратного преобразования Фурье,
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации.
Запомненная с помощью первого оперативного запоминающего устройства 3 (ОЗУ 1) реализация эхосигнала и полученные с помощью блока выделения 4 (БВЗС) зондирующего сигнала подвергаются быстрому преобразованию Фурье с помощью первого и второго блоков преобразования Фурье 6.1, 6.2 (БПФ 1, 2). Затем с помощью второго блока перемножения 6.3 (БП 2) и блока деления 6.4 (БД 1) производят деление частотного спектра эхосигнала и частотного спектра зондирующего сигнала. Каждая из реализаций деления (фиг.4, эпюра 3) фильтруется полосовым фильтром 6.7 (ПФ) и поступает на компаратор 6.6. Если компаратор 6.6 срабатывает, то входной для компаратора 6.6 сигнал запоминается в аналоговом запоминающем устройстве 6.8 (АЗУ) и используется в качестве сигнала уровня для следующих сигналов. При срабатывании компаратора 6.6 на второе оперативное запоминающее устройство 6.5 (ОЗУ 2) поступает сигнал записи, по которому в нем записывается реализация деления частотного спектра эхосигнала и частотного спектра текущего варианта зондирующего сигнала. В итоге во втором оперативном запоминающем устройстве 6.5 (ОЗУ 2) оказывается та реализация деления спектров, которая определяет максимальное значение сигнала на выходе полосового фильтра 6.7 (ПФ).
После полного перебора вариантов деления спектров оптимальная по уровню сигнала на выходе полосового фильтра 6.7 (ПФ) реализация деления спектров, запомненная во втором запоминающем устройстве 6.5 (ОЗУ 1), подвергается быстрому преобразованию Фурье в третьем блоке быстрого преобразования Фурье 6.9 (БПФ 3). На выходе блока 6.9 (БПФ 3) сигнал (фиг.5, эпюра 4) представляет собой решение задачи непараметрической идентификации тракта нефтяной скважины. Этот сигнал содержит отражения от муфт в виде коротких импульсов.
Для иллюстрации диагностики состояния газовой среды межтрубного пространства добывающей скважины ниже приведены измерения на конкретных скважинах.
На фиг. 6 (эпюра 5) показан фрагмент импульсной характеристики межтрубного пространства скважины 2550, куст 205 Советского месторождения (г. Стрежевой), соответствующий участку с однородными акустическими свойствами. Для таких участков характерно регулярное положение пиков импульсной характеристики. Этот случай демонстрирует возможность уточнения уровня нефти в скважине.
На фиг.7 (эпюра 6) приведен фрагмент импульсной характеристики, которая соответствует тому участку скважины 1919, куст 176 Советского месторождения (г. Стрежевой), где акустические свойства среды отличаются от соответствующих свойств в среднем по глубине скважины. Такая ситуация характеризуется плавным изменением частоты следования пиков импульсной характеристики среды. Скорость звука на таких участках существенно отличается от скорости звука в среднем по глубине скважины. Этот случай может свидетельствовать о наличии нескольких газонефтяных фракций в межтрубном пространстве.
На фиг. 8 (эпюра 7) показан фрагмент импульсной характеристики, соответствующий участку скважины 1867, куст 186 Советского месторождения (г. Стрежевой), на котором содержатся нештатные пространственные неоднородности. На таких участках импульсная характеристика имеет локальные нарушения регулярности следования пиков. Этот случай демонстрирует обнаружение нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве.
Затем сигнал поступает в блок формирования 7 функции распределения скорости звука (БФФРС).
Распределение скорости звука по стволу скважины и положение нештатных пространственных неоднородностей оценивают по априорным данным о пространственной структуре межтрубного пространства
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней,
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала,
li - длина i-го интервала.
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней,
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала,
li - длина i-го интервала.
Для этого преобразователь 7.1 частота - напряжение (ПЧН) формирует непрерывный сигнал, значение которого тем выше, чем выше частота следования импульсов отражений от муфт. Значения полученного сигнала пропорциональны времени прохождения акустической волны от одной муфты до другой. С помощью второго блока деления 7.2 (БД 2) формируется сигнал от деления единицы на сигнал с выхода преобразователя 7.1 частота - напряжение (ПЧН). После масштабирования в масштабирующем усилителе 7.3 (МУ) формируется сигнал (фиг.9, эпюра 8), значения которого равны абсолютной скорости в тракте нефтяной скважины. Распределение этой скорости вдоль скважины представляется на устройстве отображения, например распределение скорости звука по стволу скважины на фиг.9 (эпюра 8).
Распределение скорости в межтрубном пространстве используется для уточненного определения глубины залегания жидкости z
где М - количество проявлений отражений штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства.
где М - количество проявлений отражений штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства.
Пример конкретного выполнения способа диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин.
На Советском месторождении (г. Стрежевой) в цехе добычи нефти и газа 2 во время диагностики скважины 1781 куста 186 был получен эхосигнал s(t), представленный в табл.1.
Зондирующий сигнал в соответствии с формулой
s0(t) = s(t)[σ(t-t )-σ(t-t -t )],
получен в виде, представленном в таблице 2.
s0(t) = s(t)[σ(t-t
получен в виде, представленном в таблице 2.
Поскольку ts изменяется от 0,01 до 0,41 с, tΔ также изменяется от 0,01 до 0,41 с, ω изменяется от 0 до 51 рад/с, при этом формула
дает результат 674 относительных единиц, который наблюдается при значениях параметров ts 0=0,005 с, t = 0,011 c и ω0 = 112 рад/с.
Импульсная характеристика межтрубного пространства, которая определяется формулой
получена в виде, представленном в табл.3.
дает результат 674 относительных единиц, который наблюдается при значениях параметров ts 0=0,005 с, t
Импульсная характеристика межтрубного пространства, которая определяется формулой
получена в виде, представленном в табл.3.
Формула
дает результаты, приведенные в табл.4, для вычисления которой в табл.5 показаны значения
f(ω).
дает результаты, приведенные в табл.4, для вычисления которой в табл.5 показаны значения
Принимая длину НКТ li постоянной и равной 9 м, получаем зависимость временных интервалов Ti от номера НКТ. Используя формулу
находим зависимость скорости звука от номера НКТ в виде, представленном в табл.6.
находим зависимость скорости звука от номера НКТ в виде, представленном в табл.6.
Участки межтрубного пространства, на которых скорость звука ниже средней, имеют пониженную акустическую плотность, а участки, на которых скорость звука выше средней, имеют повышенную акустическую плотность.
По формуле
где с учетом того, что М = 6, находим уточненное значение глубины залегания жидкости: z = 54 м.
где с учетом того, что М = 6, находим уточненное значение глубины залегания жидкости: z = 54 м.
На фиг.10 приведены результаты сравнения результатов измерений длин НКТ с фактическими величинами, которые получены при измерении НКТ линейкой (для первых 9-ти НКТ) в предположении, что скорость звука в межтрубном пространстве постоянна и равна 350 м/с.
Эти измерения показывают, что заявляемые способ и устройство действительно локализуют с приемлемой точностью штатные неоднородности (соединительные муфты) в межтрубном пространстве, что подтверждает адекватность проводимой диагностики реальному состоянию газовой среды в межтрубном пространстве добывающих скважин.
Таким образом, предлагаемые способ и устройство для диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин позволяют оперативно проводить диагностику газовой среды межтрубного пространства добывающих скважин по длине скважины, позволяют определять утечки, парафиновые пробки, другие дефекты в виде нештатных неоднородностей.
Claims (6)
1. Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин, включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием зондирующего импульсного акустического сигнала и его отражений от всех неоднородностей межтрубного пространства в виде эхосигнала s(t), преобразование этого эхосигнала, выявление наличия и положения нештатных неоднородностей по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины, определение скорости звука в газе межтрубного пространства, отличающийся тем, что определяют характеристики зондирующего сигнала s0(t) с учетом всех его отражений по формулам
S0(t) = s(t)[σ(t-t )-σ(t-t -t )],
где t - время, с;
ts o - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
t - ширина временного окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts o и t выбирают, исходя из критерия:
где
- модуль комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства;
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ωo - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с,
затем определяют импульсную характеристику межтрубного пространства h(t), представляющую собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве, следующим образом:
где F-1 - оператор обратного преобразования Фурье,
где
- комплексный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексно-сопряженный Фурье-спектр зондирующего сигнала;
- комплексный Фурье-спектр эхо-сигнала;
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации,
определяют временные интервалы между проявлениями отражений соседних штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства добывающей скважины h(t), определяют распределение скорости звука по стволу добывающей скважины, а диагностику состояния межтрубного пространства проводят по глубине залегания жидкости в межтрубном пространстве, по пространственному положению участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, учитывая изменения распределения скорости звука и по положению нештатных пространственных неоднородностей.
S0(t) = s(t)[σ(t-t
где t - время, с;
ts o - временное положение начала окна, содержащего зондирующий сигнал s0(t), с;
t
σ(t) - ступенчатая функция Хэвисайда;
при этом величины ts o и t
где
ω - циклическая частота, рад/с;
ts - временное положение начала окна, с;
tΔ - ширина временного окна, с;
ωo - циклическая частота, на которой наблюдается максимальное значение модуля комплексной передаточной характеристики межтрубного пространства, рад/с,
затем определяют импульсную характеристику межтрубного пространства h(t), представляющую собой временное распределение штатных и нештатных неоднородностей в межтрубном пространстве, следующим образом:
где F-1 - оператор обратного преобразования Фурье,
где
f(ω) - функция Тихоновской регуляризации,
определяют временные интервалы между проявлениями отражений соседних штатных неоднородностей на импульсной характеристике межтрубного пространства добывающей скважины h(t), определяют распределение скорости звука по стволу добывающей скважины, а диагностику состояния межтрубного пространства проводят по глубине залегания жидкости в межтрубном пространстве, по пространственному положению участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, учитывая изменения распределения скорости звука и по положению нештатных пространственных неоднородностей.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что распределение скорости звука νi по стволу добывающей скважины определяют по формуле
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней;
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала, с;
li - длина i-го интервала.
где i - номер интервала между соседними штатными неоднородностями начиная с верхней;
Тi - время прохождения импульса вдоль i-го интервала, с;
li - длина i-го интервала.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что глубину залегания жидкости в межтрубном пространстве z определяют по формуле
где М - общее количество штатных неоднородностей .
где М - общее количество штатных неоднородностей .
4. Устройство для диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин, содержащее формирователь электрического сигнала, состоящий из соединенных друг с другом излучателя зондирующего акустического сигнала и датчика акустического сигнала, подключенного к входу аналого-цифрового преобразователя и персональный компьютер, отличающееся тем, что оно снабжено соединенным с выходом аналого-цифрового преобразователя оперативным запоминающим устройством, блоком выделения зондирующего сигнала, блоком управления, блоком определения импульсной характеристики межтрубного пространства и блоком формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве, выход которого подключен к персональному компьютеру, а вход соединен с выходом блока определения импульсной характеристики межтрубного пространства, первый вход которого соединен с выходом оперативного запоминающего устройства и с первым входом блока выделения зондирующего сигнала, а второй вход соединен с выходом блока выделения зондирующего сигнала, второй вход которого соединен с первым выходом блока управления, второй выход которого соединен с входом излучателя зондирующего акустического сигнала формирователя электрического сигнала, при этом блок определения импульсной характеристики межтрубного пространства выполнен в виде последовательно соединенных первого блока быстрого преобразования Фурье, блока перемножения и оперативного запоминающего устройства, последовательно соединенных второго блока быстрого преобразования Фурье и блока деления, выход которого подключен к второму входу блока перемножения, выход которого через полосовой фильтр подключен к первому входу компаратора, ко второму входу которого подключен выход аналогового запоминающего устройства, к входу которого и к второму входу оперативного запоминающего устройства подключен выход компаратора, а выход оперативного запоминающего устройства подключен к входу третьего блока быстрого преобразования Фурье, выход которого является выходом блока определения импульсной характеристики межтрубного пространства, первым и вторым входами которого являются соответственно входы первого и второго быстрого преобразования Фурье.
5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что блок выделения зондирующего сигнала состоит из последовательно соединенных между собой управляемого генератора прямоугольных импульсов и блока перемножения, выход которого является выходом блока выделения зондирующего сигнала, а его вход является первым входом блока выделения зондирующего сигнала, вторым входом которого является управляемый вход генератора прямоугольных импульсов.
6. Устройство по п.4, отличающееся тем, что блок формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве состоит из последовательно соединенных преобразователя частота-напряжение, блока деления и масштабирующего усилителя, выход которого является выходом блока формирования функции распределения скорости звука в межтрубном пространстве, входом которого является вход преобразователя частота-напряжение.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001121589A RU2199005C1 (ru) | 2001-07-31 | 2001-07-31 | Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001121589A RU2199005C1 (ru) | 2001-07-31 | 2001-07-31 | Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2199005C1 true RU2199005C1 (ru) | 2003-02-20 |
Family
ID=20252265
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001121589A RU2199005C1 (ru) | 2001-07-31 | 2001-07-31 | Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2199005C1 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447280C1 (ru) * | 2010-08-19 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" | Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине |
| RU2474684C1 (ru) * | 2011-08-11 | 2013-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Система для контроля искривления ствола вертикальной скважины |
| RU2476668C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2013-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Способ контроля искривления ствола скважины |
| CN103032061A (zh) * | 2012-12-14 | 2013-04-10 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 油管密封质量的井口检测方法 |
| CN103321634A (zh) * | 2013-06-25 | 2013-09-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用液面法计算地层压力的方法 |
| RU2562628C1 (ru) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения динамического уровня жидкости в скважине |
| RU2571321C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Оренбургский государственный университет" | Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины |
| WO2021020986A1 (en) * | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Schlumberger Canada Limited | A method of determining depths of wellbore reflectors |
| CN113792628A (zh) * | 2021-08-30 | 2021-12-14 | 荆州市明德科技有限公司 | 一种基于hht的波形智能自动分析方法 |
-
2001
- 2001-07-31 RU RU2001121589A patent/RU2199005C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ИТЕНБЕРГ С.С. и др. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982, с.209-221. * |
| ПОДИО А.Л. и др. SHE 24064 - Комплексная система исследования работы скважин. Западное Региональное Заседание Общества инженеров-нефтянников, 1992, с.1-10. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447280C1 (ru) * | 2010-08-19 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" | Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине |
| RU2476668C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2013-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Способ контроля искривления ствола скважины |
| RU2474684C1 (ru) * | 2011-08-11 | 2013-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Система для контроля искривления ствола вертикальной скважины |
| CN103032061A (zh) * | 2012-12-14 | 2013-04-10 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 油管密封质量的井口检测方法 |
| CN103032061B (zh) * | 2012-12-14 | 2015-08-19 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 油管密封质量的井口检测方法 |
| CN103321634A (zh) * | 2013-06-25 | 2013-09-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用液面法计算地层压力的方法 |
| RU2562628C1 (ru) * | 2014-08-13 | 2015-09-10 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ определения динамического уровня жидкости в скважине |
| RU2571321C1 (ru) * | 2014-08-21 | 2015-12-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Оренбургский государственный университет" | Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины |
| WO2021020986A1 (en) * | 2019-07-31 | 2021-02-04 | Schlumberger Canada Limited | A method of determining depths of wellbore reflectors |
| CN113792628A (zh) * | 2021-08-30 | 2021-12-14 | 荆州市明德科技有限公司 | 一种基于hht的波形智能自动分析方法 |
| CN113792628B (zh) * | 2021-08-30 | 2024-04-12 | 荆州市明德科技有限公司 | 一种基于hht的波形智能自动分析方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Li et al. | Leak location in gas pipelines using cross-time–frequency spectrum of leakage-induced acoustic vibrations | |
| US4289019A (en) | Method and means of passive detection of leaks in buried pipes | |
| US9714854B2 (en) | Multiphase in situ flow sensing with ultrasonic tomography and vortex shedding | |
| CN104747912B (zh) | 流体输送管道泄漏声发射时频定位方法 | |
| Pal et al. | Detecting & locating leaks in water distribution polyethylene pipes | |
| KR101876730B1 (ko) | 상수도 누수탐지 감시 시스템 | |
| US7095676B2 (en) | Assessing a solids deposit in an oilfield pipe | |
| Davoodi et al. | Gas leak locating in steel pipe using wavelet transform and cross-correlation method | |
| WO1992002833A1 (en) | A method for deconvolution of non-ideal frequency response of pipe structures to acoustic signals | |
| CN110469782B (zh) | 一种基于自适应滤波器的管道泄漏定位装置 | |
| CN108037410B (zh) | 一种基于可控响应功率的局部放电超声波定位方法与装置 | |
| CN107060739B (zh) | 一种存储式油井动液面监测系统及方法 | |
| CN106643982B (zh) | 一种基于声波共振频率的液位测量方法 | |
| CN103954890A (zh) | 换流变压器直流局部放电检测装置及方法 | |
| WO2016112147A1 (en) | Gauge length optimization in distributed vibration sensing | |
| RU2199005C1 (ru) | Способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин и устройство для его осуществления | |
| CN109958432B (zh) | 利用超声回波测井评价固井ⅱ界面胶结质量方法和装置 | |
| CN108416282B (zh) | 一种基于油管接箍的井下动液面回波信号声速提取方法 | |
| CN112857698B (zh) | 一种基于声表面波检测墙体渗漏的方法 | |
| CN108252708A (zh) | 一种油井动液面识别方法 | |
| CN106383173B (zh) | 一种水泥声阻抗计算方法和装置 | |
| Wang et al. | Research on comprehensive and effective acoustic signal processing methods for caculating downhole liquid level depth | |
| CN103033154B (zh) | 一种用于提高超声检测时间分辨率的自回归谱分析方法 | |
| KR101826917B1 (ko) | 다중 채널 초음파를 이용한 장거리 배관 진단 방법 | |
| CN109541607B (zh) | 多相流段塞流及混状流液膜厚度分布式超声测量装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170801 |