Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине



Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине
Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине

 


Владельцы патента RU 2447280:

Общество с ограниченной ответственностью Томское научно-производственное и внедренческое общество "СИАМ" (RU)

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Техническим результатом является повышение точности определения уровня жидкости в скважине. Для этого формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровня скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Широко известны способы определения уровня жидкости в скважине путем генерации акустического импульса на устье скважины, измерения времени отражения этого сигнала и определения средней скорости звука в скважине. Оценка уровня жидкости на основании измеренного времени прихода эхосигнала требует определения скорости звука в нефтяном газе. Однако на современном этапе развития эхометрирования определение скорости звука в межтрубном газе представляет определенные трудности.

Известен способ определения уровня жидкости в скважине [1], включающий генерацию акустического импульса на устье скважины, преобразование отраженных акустических сигналов в электрические, их усиление, фильтрацию и запись на самопишущем приборе, определение уровня жидкости произведением времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости, измеренного по графику акустического сигнала, на скорость звука, взятую из табличных данных в зависимости от давления и свойств газа в затрубном пространстве, и делением этого произведения на два, и дальнейшее определение квадратного корня амплитуды сигнала после его фильтрации с последующей записью на самопишущем приборе.

Недостатком данного способа является невысокая точность диагностики состояния межтрубного пространства, что неизбежно приводит к погрешности в определении уровня жидкости в скважине.

Известен способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве нефтяных добывающих скважин [2], включающий генерацию импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости, определение уровня жидкости произведением времени прохождения звука от устья скважины до уровня жидкости на известную скорость звука в нефтяном газе скважины и делением этого произведения на два.

Недостатком данного способа также является малая точность диагностики состояния межтрубного пространства, связанная с тем, что в указанном способе не учитывается неоднородность газа в межтрубном пространстве и изменение скорости звука по стволу скважины, что приводит к погрешности определения уровня жидкости.

Известны способы определения уровня жидкости по результатам диагностики межтрубного пространства нефтяных скважин, в частности [3], основанные на измерении скорости звука в межтрубном газе, при которых используются реперы, в качестве которых принимают соединительные муфты насосно-компрессорных труб (далее, НКТ).

Промысловая оценка скорости звука по муфтам НКТ повышает точность измерения уровня жидкости, однако такой подход требует соблюдения определенной технологии измерения и обработки результатов этих измерений на совокупности скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ диагностики состояния межтрубного пространства нефтяных добывающих скважин [4], 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, выявления наличия нештатных неоднородностей и их положения по отношению к известному положению штатных неоднородностей по стволу скважины, определение скорости звука в газе межтрубного пространства, а диагностику состояния межтрубного пространства осуществляют с учетом уровня жидкости в скважине, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей.

Указанный способ предполагает вычисление скорости звука как отношение длины НКТ и разницы времени отражения зондирующего сигнала от соседних муфт данной НКТ. В силу этого метрологически этот способ недостаточно точен, так, погрешность вычислений по данному способу составляет около 1%.

Задачей настоящего изобретения является создание способа определения уровня жидкости в нефтяной скважине по результатам диагностики состояния межтрубного пространства, в котором используют метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, с построением графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности,

Технический результат - повышение точности определения уровня жидкости в скважине за счет повышения достоверности диагностики состояния межтрубного пространства.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма, f - частота, Гц;

w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ, осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты fm(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;

а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости в соответствии с выражением

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;

v(t) - зависимость скорости звука от времени.

Целесообразно графическое представление спектра выполнять в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

Предпочтительно значение модуля спектра отображать насыщенностью одного определенного цвета.

Рационально отображать значение модуля спектра на двумерном графике различными цветами видимого спектра.

Существенными отличиями заявляемого изобретения является то, что эхограмму s(t), полученную после аналого-цифрового преобразования акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье с использованием оконной функции w(t), затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы, и скорость звука с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, а далее проводят анализ соответствия полученного профиля скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы.

Анализом может заниматься специально обученный интерпретатор.

Указанные существенные отличия позволяют повысить точность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

На фиг.1 приведен пример с эхосигналом, полученным в реальных условиях на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области).

На фиг.2 изображено окно Ханна w(t) шириной 1 с.

На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0.

На фиг.5 представлен график зависимости fm от времени.

На фиг.6 приведен график зависимости скорости звука v(t) от времени.

На фиг.7 представлен пример спектрограммы, на которой скорость звука постоянна по всему телу скважины.

На фиг.8 приведен пример спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора.

На фиг.9 приведен пример, в котором скорость звука не определяется от устья до середины скважины.

На фиг.10 схематически представлена структурная схема для реализации способа.

Способ диагностики состояния межтрубного пространства для определения уровня жидкости в нефтяной скважине может быть реализован с помощью представленного на фиг.10 устройства для его реализации.

Устройство содержит формирователь 1 электрического сигнала (ФЭС), который состоит из излучателя 1.1 зондирующего акустического сигнала, акустически связанного с датчиком 1.2. Излучатель 1.1 зондирующего акустического сигнала может быть выполнен в виде выпускного клапана и штуцера при наличии избыточного давления в скважине, либо в виде шаровой насадки с баллоном избыточного давления при отсутствии давления в скважине. Датчик 1.2 может быть реализован в виде приемника акустического сигнала и преобразователя акустического сигнала в электрический, выполненного на основе пьезокерамики.

К выходу ФЭС 1, формирующего электрический сигнал из акустического эхосигнала в межтрубном пространстве нефтяной добывающей скважины подключен аналого-цифровой преобразователь 2 (АЦП) 2, к выходу которого подключено первое 3 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 1), блок перемножения (БП) 4, блок управления (БУпр) 5, выход которого соединен со входом блока перемножения 4. Аналого-цифровой преобразователь 2 может быть реализован на микросхеме МАХ 189 АЕ РР, блок перемножения 4 может быть реализован на умножителе К525ПСЗ, а блок управления 5 может быть выполнен на основе микропроцессора 1821 ВМ 85.

Устройство содержит также долговременное запоминающее устройство (ДЗУ) 6, в котором хранятся коэффициенты весового окна, выход которого подключен к блоку управления 5, блок 7 быстрого преобразования Фурье (БПФ) 7, вход которого соединен с блоком перемножения. Выход блока 7 быстрого преобразования Фурье соединен с масштабирующим усилителем (МУ) 8, к выходу которого подключено второе 9 оперативное запоминающее устройство (ОЗУ 2), соединенное с персональным компьютером (ПК) 10.

Долговременное запоминающее устройство 6 может быть реализовано на микросхеме SRM 20100 LMT.

Блок быстрого преобразования Фурье 7 может быть реализован на сигнальном процессоре ADSP 2105.

Масштабирующий усилитель 8 может быть реализован на операционном усилителе К544УД2.

Блок управления 5 после запуска, инициируемого оператором, формирует запускающий импульс, который на короткое время открывает электромагнитный клапан излучателя 1.1. В результате из-за избыточного давления в скважине некоторый объем затрубного газа выходит в атмосферу, что позволяет сформировать акустический импульс, распространяющийся вдоль ствола скважины, который отражаясь от акустических неоднородностей тракта, порождает эхосигнал. Акустический эхосигнал принимается и преобразуется в электрический эхосигнал с помощью датчика 1.2, а далее оцифровывается с помощью аналого-цифрового преобразователя АЦП 2 и запоминается в первом 3 оперативном запоминающем устройстве (ОЗУ 1). По истечении времени записи эхосигнала блок управления выбирает отсчеты из ОЗУ 1 и отсчеты значений окна Ханна, хранящиеся в ДЗУ, и направляет их в блок перемножения.

Эхограмму s(τ), полученную после аналого-цифрового преобразования АЦП 2 акустического эхосигнала, подвергают преобразованию Фурье блоком 7 БПФ с использованием оконной функции w(τ):

затем определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном положении участка эхограммы (МУ):

Значения fm(t) записываются в ОЗУ 2.

Затем определяют с помощью персонального компьютера скорость звука по формуле:

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы.

Далее проводят анализ соответствия полученного профиля зависимости скорости звука от времени и трехмерной поверхности спектрограммы. Для более точного анализа может быть привлечен специально обученный интерпретатор. В этом случае значение функции спектра целесообразно отображать на двумерном графике, по осям которого отложены значения частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ, а значение функции спектра отображают тем или иным способом, к примеру, точками соответствующего размера или формы. Рационально для удобства анализа спектрограммы отображать значение функции спектра насыщенностью одного определенного цвета. Поскольку человеческий глаз особенно чувствителен к изменению цветовой гаммы, в наиболее предпочтительном варианте для удобства анализа спектрограммы значение функции спектра отображают на двумерном графике различными цветами спектра. Типичный пример такой спектрограммы представлен на фиг.7, из которой следует, что скорость звука постоянна по всему телу скважины и составляет 357 м/с. Как правило, в таком случае полученный по формуле (3) профиль скорости звука соответствует профилю скорости звука, наблюдаемому интерпретатором на спектрограмме, и для определения уровня жидкости в скважине производят дискретное интегрирование функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

В том случае, если профиль скорости звука, вычисленный по формуле (3), не соответствует, по мнению интерпретатора, профилю, наблюдаемому на спектрограмме, а также в том случае, если определение профиля скорости звука по формуле (3) представляет трудности ввиду отсутствия явно выраженных максимальных значений модуля спектра, определяемых по формуле (4), ответственность за выбор профиля скорости звука ложится на интерпретатора. При этом интерпретатор наносит на поле спектрограммы специальным маркером точки в тех местах, где, по его мнению, проходит профиль скорости звука. Эти точки автоматически соединяются программно. Дальнейшее дискретное интегрирование проводится по формуле, аналогичной (2), с той разницей, что оно проводится не по точкам, соответствующим штатным неоднородностям, а по точкам-маркерам, нанесенным интерпретатором на поле спектрограммы.

Реализация заявляемого способа может быть проиллюстрирована следующим конкретным примером его использования.

В качестве примера реализации данного способа далее представлен анализ эхосигнала, полученного на скважине 0913 (куст 035) Советского месторождения (г.Стрежевой Томской области) (см. фиг.1).

Для преобразования Фурье этого эхосигнала в качестве оконной функции использовалась функция Ханна, приведенная на фиг.2.

Мгновенный спектр получали путем преобразования Фурье участков эхосигнала, попадающих в окно w(t):

Переменную t изменяли с периодом дискретизации сигнала 0.001 с. Таким образом, получается 7000 функций S(f,t) (диапазон перемещения окна w(t) шириной 1 с составляет 0…7 с). На фиг.3 представлен модуль мгновенного спектра в момент t=0.

Поскольку переменная t менялась с периодом дискретизации сигнала 0.001 с, для различных моментов времени t потребовалось провести анализ 7000 таких мгновенных спектров.

Далее, для данного мгновенного спектра по формуле (4) были найдены значения частоты, для которых модуль спектра имел максимальное значение. При этом диапазон допустимых частот был задан исходя из ожидаемых значений скорости звука в нефтяной скважине и составил 10…25 Гц.

Впоследствии определялись значения частоты, для которых модуль спектра S(f,t) имеет максимальное значение в допустимом диапазоне частот.

На фиг.4 представлен график функции S(f,t) в момент t=0 в указанном диапазоне. Из фиг.4 видно, что в момент t=0 fm=22.75 Гц. Таким способом, в результате анализа 7000 зависимостей мгновенного модуля спектра было получено 7000 значений fm, соответствующих различным моментам времени. В результате была получена зависимость fm от времени, представленная на фиг.5.

Далее определялась зависимость скорости звука v(t) (фиг.6) от времени:

v(t)=2fm(t)r(t),

где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхосигнала 6. Уровень жидкости L в скважине находили путем дискретного интегрирования функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости

где N - количество штатных неоднородностей, находящихся над уровнем жидкости, Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала. Анализ соответствия полученного профиля скорости звука спектрограмме, проведенный интерпретатором, дал положительный результат и показал тем самым возможность определения уровня жидкости L в скважине дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости по формуле (2). При этом значение временного промежутка между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала Т было определено по Фиг.1 и составило Т=6.28 с.

Вычисление уровня жидкости в рассматриваемой скважине по формуле (3) дало результат L=1 114.70 м.

В качестве примеров спектрограмм, требующих анализа со стороны интерпретатора, приведены спектрограммы на фиг.8, 9. При этом на фиг.8 линия на уровне 430 м/с постоянна и ее интенсивность не уменьшается. Это выглядит неправдоподобно, так как сигнал от муфт со временем должен затухать. Можно заметить, что на уровне 350 м/с имеется слабый сигнал скорости звука. В этом случае интерпретатор нанесет маркером несколько точек, сшивающих профили скорости 430 м/с и 350 м/с в один профиль. На фиг.9 скорость звука (343 м/с) определяется только от устья до середины скважины. Очевидно, после перехода колонны создался акустический фильтр и сигнал от муфт отсутствует. В этом случае интерпретатором было сделано предположение о том, что в этой скважине скорость звука неизменна и равна 343 м/с.

Относительная погрешность измерения глубины способа-прототипа может быть представлена в соответствии с [5, С.191].

где Δv - абсолютная погрешность измерения скорости, ΔT - абсолютная погрешность измерения времени от зондирующего до отраженного импульса. Последняя величина равна времени дискретизации эхосигнала.

Метод определения скорости звука, основанный на измерении средней длины НКТ и среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ, определяется выражением

где L - средняя длина НКТ, TL - среднего временного интервала между отражениями от муфт НКТ. При этом абсолютная погрешность измерения скорости [5]

где ΔL - абсолютная погрешность определения средней длины НКТ.

На основании изложенного, относительная погрешность способа по прототипу, принимая, что погрешность определения средней длины НКТ равна 0.01 м, средняя длина НКТ равна 9 м, средний временной интервал между отражениями от муфт НКТ равен 0.055 с, время дискретизации эхосигнала равно 0.001 с, скорость звука равна 330 м/с, время от зондирующего до отраженного импульса равно 5 с, получается равной 0.97%. Это означает, что величина уровня жидкости, например, 1650 м определяется с абсолютной погрешностью 15.95 м.

В заявляемом способе, основанном на измерении средней длины НКТ и частоты следования отражений от муфт НКТ, скорость звука определяется выражением

v=2 Lf,

где f - частота следования отражений от муфт НКТ, L - средняя длина НКТ. Тогда абсолютная погрешность измерения скорости [5]

Δv=2(ΔLf+ΔfL),

где Δf - абсолютная погрешность определения частоты следования отражений от муфт НКТ.

Частота гармоники вычисляется по формуле

где n - номер отсчета частоты, Тинт - продолжительность временного интервала частотного анализа сигнала. Абсолютная погрешность определения частоты [5]

Временной интервал частотного анализа сигнала можно увеличивать до тех пор, когда величиной Δf можно будет пренебречь. На практике Тинт искусственно увеличивают, добавляя к измеренной реализации нули [6, С.65]. В практически используемых системах измерения Тинт делают в 2-5 раз шире исходной области определения эхосигнала. Таким образом, рассматривая достижение максимальной точности измерений, величину Δf можно положить равной 0. Тогда

Δv=2ΔLf.

Относительная погрешность заявляемого способа при тех же самых исходных величинах, что и в способе прототипе, с учетом того, что частота следования отражений от муфт НКТ равна 17.86 Гц, получается равной 0.064%. Это означает, что величина уровня жидкости 1650 м определяется в заявляемом способе с абсолютной погрешностью, равной 1.06 м.

Заявляемый способ позволяет существенно повысить достоверность диагностики состояния межтрубного пространства, что обеспечивает повышение точности определения уровня жидкости в скважине.

Литература

1. Патент РФ №2095564, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/00, опубл. 10.11.1997 г.

2. Патент РФ №2297532, МПК 6 Е21В 47/04, G01F 23/296, опубл. 20.04.2007 г.

3. Налимов Г.П., Гаусс П.О. Оборудование и технология контроля уровня жидкости для исследования скважин. - М. Нефтяное хозяйство, 2004, №4, С.78.

4. Патент RU №2199005, опубл. 20.02.2007.

5. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов. - М.: Наука, 1980. - 976 с.

6. Марпл-мл. СЛ. Цифровой спектральный анализ и его приложения. - М.: Мир, 1990. - 584 с.

1. Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине, включающий формирование импульсного акустического сигнала на устье скважины в межтрубном пространстве, прием отраженного от жидкости акустического эхосигнала и преобразование его в электрический сигнал s(t), определение времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей, определение уровня жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, отличающийся тем, что электрический сигнал s(t) подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с формулой

где s(τ) - эхограмма;
f - частота, Гц;
w(τ) - функция окна, определяющая текущий участок эхограммы в момент времени τ;
осуществляют построение графического изображения спектрограммы S(f,t) в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства, определяют значения частоты fm(t), при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы, определяют зависимость скорости звука от времени v(t) с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле
v(t)=2fm(t)·r(t),
где r(t) - расстояние между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы, м;
а уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости:

где Т - временной промежуток между посылкой зондирующего импульса и приемом отраженного от уровня жидкости сигнала, с;
v(t) - зависимость скорости звука от времени, м/с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что графическое представление спектра выполняют в виде двумерного графика, оси которого соответствуют значениям частоты f и времени измерения мгновенного спектра τ.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают насыщенностью одного определенного цвета.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что значение модуля спектра отображают на двумерном графике различными цветами видимого спектра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике контроля и измерения положения уровня жидких сред в резервуарах и может быть использовано в химической, нефтеперерабатывающей и газовой промышленности.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения уровня жидкости в горизонтальных трубопроводах на атомных электростанциях, тепловых станциях и прочих промышленных объектах.

Изобретение относится к измерительным устройствам и предназначено для контроля уровня жидких или сыпучих веществ в емкости. .

Изобретение относится к технике контроля уровня и наличия жидкости в технологических резервуарах и трубопроводах различных производств и может найти применение в металлургической, химической, нефтеперерабатывающей, водоподготовки и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к исследованию газо- и нефтедобывающих скважин и может быть использовано для контроля уровня жидкости в скважине в процессе ее эксплуатации. .

Изобретение относится к устройствам для определения параметров среды. .

Изобретение относится к устройству для определения и/или контроля, по меньшей мере, одного физического или химического параметра процесса среды. .

Изобретение относится к полевому прибору (1) для контроля и/или определения параметра процесса среды, причем параметр процесса представляет собой преимущественно уровень, вязкость или плотность среды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов и скважин и обнаружения сквозных повреждений элементов конструкции скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к геофизическим устройствам для исследования скважины, и может быть использовано для исследования добывающих скважин под действующим устройством механизированной добычи без остановки оборудования.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано в действующих нефтяных скважинах для проведения геофизических исследований. .

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для проведения комплекса геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, эксплуатируемых горизонтальным стволом.

Изобретение относится к электрическим машинам и предназначено для питания скважинного прибора. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для обеспечения измерений плотности преимущественно буровых и тампонажных растворов, используемых в процессе строительства скважин.
Изобретение относится к области контроля за эксплуатацией нефтепромысловых скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. .
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к выявлению углеводородсодержащих пластов в бурящихся, эксплуатационных и другого назначения скважинах
Наверх