Обнаружение положения плунжера в скважине



Обнаружение положения плунжера в скважине
Обнаружение положения плунжера в скважине
Обнаружение положения плунжера в скважине
Обнаружение положения плунжера в скважине
Обнаружение положения плунжера в скважине
Обнаружение положения плунжера в скважине

 


Владельцы патента RU 2608661:

РОУЗМАУНТ ИНК. (US)

Изобретение относится к обнаружению положения плунжера при его перемещении вдоль скважины. Система 182 для идентификации местоположения плунжера 110, который перемещается вдоль скважины 100, включает источник звуковых волн, который переносится в скважине, выполненный с возможностью передачи акустического сигнала, когда плунжер 110 достигает места обнаружения в скважине 100. Акустический приемник 184 устанавливается на устье 116 скважины 100 и выполняется с возможностью приема акустического сигнала. Проводником акустического сигнала является колонна насосно-компрессорных труб. Электронная схема обработки данных обрабатывает принятый акустический сигнал и создает на выходе индикацию достижения плунжером места обнаружения. Позволяет продлить жизненный цикл скважины. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[1] Настоящее изобретение относится к плунжерам, относящимся к типу, который используетcя для удаления жидкости из скважины добычи природного газа или т.п. Более конкретно изобретение относится к обнаружению положения плунжера при его перемещении вдоль скважины.

[2] Для добычи газа и жидкостей в недрах земли применяются глубокие скважины. Например, такие скважины применяют для добычи природного газа из подземных газовых карманов. Скважина содержит длинную трубу, которая устанавливается в стволе, пробуренном в горную породу. Когда скважина достигает кармана природного газа, газ можно извлекать на поверхность.

[3] С увеличением возраста скважины добычи природного газа жидкость, например вода, собирается на забое скважины. Данная вода замедляет проход и впоследствии препятствует проходу природного газа к поверхности. По одной методике для продления жизненного цикла скважины применяют систему плунжерного лифта для удаления жидкости с забоя скважины. Положением плунжера в скважине управляют с помощью открытия и закрытия клапана на устье скважины. Когда клапан закрывается, поток газа, выходящего из скважины, останавливается и плунжер падает, проходя через воду на забой скважины. Когда плунжер достигает забоя скважины, клапан может открываться, при этом давление в скважине толкает плунжер к поверхности. При подъеме плунжер поднимает любую жидкость над собой на поверхность, при этом большую часть жидкости из скважины удаляется.

[4] Для эксплуатации плунжера с приемлемой эффективностью требуется идентифицировать момент, когда плунжер достигает забоя скважины. Для определения момента, когда плунжер достигает забоя скважины, применяют разные методики, например, одна такая методика описана в патенте U.S. Patent No. 7963326, выдан 21 июня 2011 г., под названием "Method and Apparatus for Utilizing Pressure Signature in Conjunction with Fall Time as Indicator in Oil and Gas Wells", на имя Giacomino.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[5] Система для идентификации местоположения плунжера, который перемещается вдоль скважины, включает в себя источник звуковых волн, который переносится в скважине, выполненный с возможностью передачи акустического сигнала, когда плунжер достигает места обнаружения в скважине. Акустический приемник устанавливается на устье скважины, и выполненная с возможностью приема акустического сигнала электронная схема обработки данных обрабатывает принимаемый акустический сигнал и создает на выходе индикацию достижения плунжером места обнаружения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[6] На фиг. 1 показана упрощенная схема скважины, в которой применяется система для идентификации местоположения плунжера согласно настоящему изобретению.

[7] На фиг. 2 в сечении забоя скважины фиг. 1 показан источник звуковых волн согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.

[8] На фиг. 3 в сечении забоя скважины фиг. 1 показан источник звуковых волн согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

[9] На фиг. 4 показана упрощенная схема электронных блоков, применяемых для обнаружения акустического сигнала, генерируемого источником звуковых волн.

[10] На фиг. 5 показан график зависимости амплитуды от времени акустического сигнала, генерируемого плунжером в скважине.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[11] Настоящим изобретением создана система для идентификации местоположения плунжера при его перемещении вдоль скважины, например скважины добычи природного газа. Более конкретно,в настоящем изобретении источник звуковых волн перемещается в скважине и выполнен с возможностью передачи акустического сигнала с места обнаружения в скважине, когда плунжер достигает места обнаружения. Акустический сигнал принимается акустическим приемником и используетcя для определения факта достижения плунжером места обнаружения. В одной конфигурации источник звуковых волн устанавливается на месте обнаружения. Когда плунжер достигает места обнаружения, плунжер ударяется в источник звуковых волн, вызывая вибрацию источника звуковых волн, при этом создается акустический сигнал. Акустический сигнал может соединяться с трубной системой скважины, которая при этом используется для передачи акустического сигнала на поверхность. В другой конфигурации плунжер может нести "молоток", который используетcя для удара по объекту на месте обнаружения или удара по скважинной трубной системе, когда плунжер достигает места обнаружения. Обычно место обнаружения расположено на забое или вблизи забоя скважины.

[12] В начальном периоде эксплуатации скважины добычи природного газа газ обычно проходит свободно из подземного горизонта на поверхность, под действием высокого давления, обычно имеющегося в коллекторе. Однако с течением срока эксплуатации скважины вода начинает поступать на забой газовой скважины. Получающееся в результате обратное давление водяного столба в соединении с уменьшением давления в коллекторе вызывает замедление притока природного газа и со временем его полное прекращение.

[13] Одним решением данной проблемы является остановка работы скважины (закрытие задвижки на устье скважины), обеспечивающей рост давления в коллекторе. Когда давление достаточно возрастает, задвижку открывают, и возросшее давление выталкивает воду вверх. Однако недостатком данного подхода является обратный уход значительного объема воды на забой скважины и в итоге недостаточный рост дебита скважины по газу.

[14] Несколько лучшим решением, обычным для газовых скважин, является применение плунжера для подъема воды из скважины. На Фиг. 1 показана обычная газовая скважина 100 с системой плунжерного лифта. Плунжер 110 является устройством приблизительно одного диаметра с внутренним диаметром колонны 112 насосно-компрессорных труб скважины 100, которое свободно перемещается вверх и вниз в скважине. Задвижка 120 с приводом используетcя для открытия и закрытия скважины, обеспечивая перемещение плунжера 110 к устью 116 или к забою 118 скважины, как описано ниже. На забое 118 скважины расположена пружина 124 амортизатора, которая предотвращает повреждение плунжера 110 при ударе на забое 118. На устье скважины расположены ловушка и датчик 130 прихода плунжера, ловушка ловит плунжер 110, когда тот приходит на устье 116 скважины, и датчик генерирует электронный сигнал, показывающий приход плунжера 110. Над ловушкой расположен лубрикатор 140, который добавляет масло, или другую смазку на плунжер 110, обеспечивая его свободное перемещение через колонну насосно-компрессорных труб. Электронный контроллер 144 управляет работой скважины, принимая сигналы измерений (например, давления в колонне насосно-компрессорных труб и прихода плунжера) и передавая команды на задвижку 120 с приводом для открытия и закрытия в нужное время.

[15] Плунжерные лифтовые компоновки, применяемые для подъема скважинной текучей продукции на поверхность, работают как насосы с очень длинным ходом. Плунжер 110 выполняется с возможностью служить сплошной перемычкой между столбом текучей среды в скважине и поднимаемым газом. Когда плунжер 110 перемещается, имеется перепад давления на плунжере 110, который должен замедлять любой обратный уход текучей среды. Таким образом, количество, доставленное на поверхность, должно быть по существу одинаковым с исходным грузом. Плунжер 110 проходит от забоя 118 до устья 116, действуя, как сваб, удаляющий жидкости в колонне насосно-компрессорных труб. Серийно производятся и продаются плунжеры многих типов.

[16] Сам плунжер 110 может принимать различные формы. Некоторые плунжеры включают в себя подпружиненные расширяющиеся лопасти, которые уплотняются в упор к стенке колонны насосно-компрессорных труб в скважине для создания перепада давления для хода вверх. Плунжеры других типов включают в себя плунжеры с лабиринтными уплотнительными кольцами, обеспечивающими уплотнение, плунжеры с внутренним байпасом, который позволяет плунжеру падать быстрее, и т.д.

[17] Поскольку производитель газа может эксплуатировать тысячи скважин, оснащение контрольно-измерительными и управляющими устройствами каждой данной скважины обычно является минимальным. В некоторых случаях на скважине могут выполняться только измерения с помощью двух передатчиков абсолютного давления, одного, измеряющего давление в колонне насосно-компрессорных труб (центральная труба, через которую падает плунжер и через которую в нормальных условиях проходит газ), и другого, измеряющего давление в обсадной колонне (кроме того, называемого давлением в кольцевом пространстве, полости снаружи колонны насосно-компрессорных труб). Задвижка 120 с приводом открывается и закрывается для управления падением плунжера 110 на забой 118 скважины 100 или его подъемом на устье 116, и управляется электрическим контроллером 144, часто с помощью программируемого логического контроллера (ПЛК) или пульта дистанционного управления оператора (ROC). Контроллер 144 принимает сигналы проведенных измерений и открывает и закрывает задвижку 120 с приводом в нужное время для поддержания оптимальной работы скважины. В некоторых конфигурациях может, кроме того, оборудоваться датчик прихода плунжера (который обнаруживает достижение плунжером оборудования устья скважины), датчик измерения температуры или датчик скорости потока. Все указанные измерения выполняются на устье скважины. Обычно постоянные контрольно-измерительные приборы на забое скважины не устанавливаются и измерения не ведутся. Таким образом, контроллеру 144 необходимо выполнять управление циклическим перемещением плунжера только на основе данных измерений на устье скважины.

[18] Один из важных аспектов газового регулирования с помощью плунжерного лифта состоит в том, что скважина должна быть закрыта в течение нужного времени. Конкретно, скважина должна находиться закрытой достаточно долго для достижения плунжером забоя. Если плунжер не проходит весь путь до забоя, тогда при открытии задвижки с приводом не вся вода удаляется, и скважина не возвращается к оптимальной эксплуатации. Если данное происходит, время, которое требуется плунжеру для падения и возврата (которое может составлять 30 минут или больше), тратится зря. Более серьезным является случай, когда задвижка с приводом открывается до входа плунжера в воду, тогда без воды, замедляющей перемещение плунжера, скорость идущего вверх плунжера (обусловленная высоким давлением в скважине) может стать такой высокой, что вызовет повреждение плунжера или лубрикатора/ ловушки, или плунжер полностью сорвет ловушку с оборудования устья скважины.

[19] Поскольку существует опасность слишком раннего начала возврата плунжера наверх, большинство расчетов управления скважиной должны учитывать "коэффициент безопасности". Должно предусматриваться закрытие скважины на достаточно долгое время для достижения забоя плунжером плюс некоторое дополнительное время, гарантирующее достижение забоя плунжером. Недостатком здесь является простой газовой скважины, выведенной из эксплуатации на время, когда плунжер стоит на забое. Чем дольше плунжер стоит на забое, тем больше времени занимает возвращение скважины к полному дебиту.

[20] Применяются различные методики обнаружения момента, когда плунжер достигает забоя скважины. Например, можно осуществлять мониторинг импульсов давления и акустических сигналов, однако, такие сигналы часто являются слабыми и их трудно идентифицировать на фоне шума и в скважинах значительной длины вследствие потери сигнала при прохождении через жидкость и газ в скважине. Одна такая методика показана в патенте U.S. Patent No. 7963326 под названием METHOD AND APPARATUS FOR UTILIZING PRESSURE SIGNATURE IN CONJUCTION WITH FALL TIME AS INDICATOR IN OIL AND GAS WELLS, зарегистрирован 21 июня 2011 г. на Production Control Services, Inc.

[21] На фиг. 2 показано продольное сечение нижней части скважины 100 согласно одному примеру варианта осуществления настоящего изобретения. На фиг. 2 плунжер 110 показан перемещающимся вниз в направлении забоя 118 скважины 100 в колонне 112 насосно-компрессорных труб. Источник 160 звуковых волн установлен на забое 118 скважины 100. Источник 160 звуковых волн работает аналогично колоколу или т.п. Нижний участок 164 плунжера 110 выполнен с возможностью наносить удар по источнику 160, при этом обуславливая вибрацию источника. В одной конфигурации источник 160 включает в себя "молотковый" механизм или т.п., который приводится в действие, когда плунжер 110 наносит удар по источник 160 звуковых волн. Когда плунжер 110 наносит удар по источнику 160 звуковых волн, генерируется акустический сигнал, который проходит в направлении устья 116 скважины 100. Данный акустический сигнал может передаваться в направлении к поверхности с использованием любой подходящей среды. Причем колонна 112 насосно-компрессорных труб скважины 100 особенно хорошо подходит для передачи акустического сигнала. Когда акустический сигнал достигает устья 116 скважины 100, электронные схемы (рассмотрено ниже более подробно) могут применяться для обнаружения сигнала и обеспечения индикации достижения плунжером 110 забоя скважины и возможности его возвращения с помощью открытия задвижки 120 с приводом, показанной на фиг. 1. На фиг. 3 показано продольное сечение нижней части скважины 100, иллюстрирующее другой являющийся примером вариант осуществления настоящего изобретения. На фиг. 3 источник 170 звуковых волн несет плунжер 110. Когда плунжер 110 достигает забоя 118 скважины 100, выступ 174 источника звуковых волн наносит удар по выступу 172, обуславливая поворот источника 170 в шарнире 176. Данное действие обеспечивает удар дальнего конца 178 по колонне 112 насосно-компрессорных труб, при этом обуславливая генерирование акустического сигнала в колонне 112 насосно-компрессорных труб, который проходит к поверхности для последующего обнаружения. В другом являющемся примером варианте осуществления аналогичный источник звуковых волн устанавливается на забое 118 скважины 100 и выполняется с возможностью наносить удар по колонне 112 насосно-компрессорных труб или иначе вводить акустический сигнал в колонну 112 насосно-компрессорных труб.

[22] На фиг. 4 упрощенно показана в виде блоков электронная схема 182 обнаружения, установленная на поверхности и соединенная со скважиной 100. Электронная схема 182 обнаружения включает в себя акустический приемник или датчик 184 на устье 116 скважины 100, выполненный с возможностью обнаружения акустического сигнала, генерируемого, когда плунжер 110 достигает забоя скважины 100. На фиг. 4 акустический приемник 184 показан соединенным с трубной системой 112. В такой конфигурации акустические сигналы, которые передает трубная система 112, могут более эффективно приниматься приемником 184. Выходной сигнал с приемника 184 передается на электронную схему 186 датчика, которая может содержать, например, аналоговый усилитель и/или фильтр. В одной конфигурации электронная схема 186 датчика включает в себя аналогово-цифровой преобразователь, который создает на выходе цифровой сигнал, характерный для принятого аналогового сигнала. Электронная схема 188 процессора принимает сигнал с электронной схемы 186 датчика. Электронная схема 188 процессора может представлять собой аналоговую или цифровую электронную схему. Если применяется цифровая электронная схема, она может включать в себя микропроцессор, который работает в соответствии с инструкциями, сохраняемыми в запоминающем устройстве 190. Например, принимаемый акустический сигнал может сравниваться с формами сигнала, хранящимися в запоминающем устройстве 190, или может обнаруживаться на основе правил, хранящихся в запоминающем устройстве 190. В другом примере конфигурации электронная схема 188 процессора может содержать аналоговую электронную схему, которая сравнивает сигнал с электронной схемы 186 датчика с одним или несколькими пороговыми значениями и реагирует, передавая выходные данные на выходную схему 192. Например, в состав электронной схемой186 датчика можно включить полосовой фильтр, при этом только сигналы узкого частотного диапазона передаются для обработки в электронную схему 188. Данное может применяться для устранения шума от других источников, который может приводить к ошибочному обнаружению достижения плунжером 110 забоя скважины 100.

[23] При реализации в виде цифровой электронной схемы электронная схема обработки данных 188 может программироваться пользователем или может иметь способность к обучению. Например, процессор можно переводить в режим обучения, в котором процессор принимает акустический сигнал, когда плунжер 110 достигает забоя скважины 100. Информация, связанная с данным принятым акустическим сигналом, принимаемая в режиме обучения, может сохраняться в запоминающем устройстве и применяться для последующего обнаружения положения плунжера. В дополнительном варианте осуществления электронная схема 182 обнаружения может принимать информацию, связанную с ситуацией, когда задвижка 120 с приводом, показанная на фиг. 1, закрывается, при этом указывая, что плунжер 110 сбрасывается в скважину 100. Данную информацию можно применять для инициирования последовательности обнаружения и обеспечения мониторинга электронной схемой 188 процессора выходных данных с электронной схемы 186 датчика для обнаружения акустического сигнал с плунжера 110 при достижении забоя 118 скважины 100. Данную информацию можно также использовать для помощи в исключении неверной идентификации положения плунжера 110. Например, можно запустить таймер при закрытии задвижки с приводом, при этом электронная схема процессора должна находиться в режиме ожидания, по меньшей мере, некоторое время до обнаружения достижения плунжером 110 забоя 118 скважины 100. Аналогично по истечении периода времени больше некоторого установленного электронная схема 188 процессора может выдавать данные, указывающие, что плунжер 110 достиг забоя 118 скважины 100, даже если акустический сигнал не обнаружен. При этом обеспечивается извлечение текучей среды из скважины 100 даже в ситуациях, где акустический сигнал нельзя точно обнаружить.

[24] На фиг. 5 показан график зависимости амплитуды от времени, иллюстрирующий принимаемый акустический сигнал. Акустический сигнал от источника звуковых волн, когда плунжер 110 достигает забоя скважины 100, вызывает большой пик в принимаемом сигнале. Данный пик можно применять для обнаружения положения плунжера 110 и пик предпочтительно является значительно больше или отличается по частоте от других принимаемых сигналов, например сигнала, принимаемого, когда плунжер ударяется об воду в скважине 100.

[25] Акустический сигнал может обрабатываться с применением любой подходящей методики. Примеры включают в себя простые сравнения с пороговым значением, а также более сложные методики, включающие в себя мониторинг одной или нескольких частот принимаемого сигнала. Еще более сложные методики включают в себя отслеживание конкретной сигнатуры в отраженном сигнале, характеристичном для достижения плунжером забоя скважины. Методику обнаружение можно реализовать в подходящей аналоговой и/или цифровой электронной схеме. Обнаружение достижения плунжером забоя скважины может, в некоторых случаях, требовать регулировки с увеличением глубины скважины. Аналогичные регулировки можно выполнять на основе данных материала, окружающего скважину, материала в скважины, конкретной применяемой скважинной колонны насосно-компрессорных труб, а также скважинной конфигурации и т.д. Как также показано на фиг. 4, выходная схема 192 может давать на выходе данные, применяемые в управлении задвижкой 120 с приводом. Электронная схема 182 обнаружения может осуществляться в электронном контроллере 144, показанном на фиг. 1, или может являться отдельной электронной схемой, которая передает выходной сигнал, указывающий на достижение плунжером 110 забоя скважины, в электронный контроллер 144. Электронная схема обнаружение может также включать в себя дополнительную электронную схему входа и выхода 200. Например, данная дополнительная электронная схема может применяться для передачи оператору локальных выходных данных, указывающих состояние плунжера 110, или может применяться для приема команд или запросов от оператора. В других являющихся примерами вариантах осуществления выходные данные могут передаваться на удаленную площадку. Например, информация, связанная с положением плунжера 110,может передаваться на центральную площадку. Данная информация может применяться для диагностики, обеспечивающей работу скважины 100 в нормальном режиме. Выходные данные могут передаваться по проводным линиям связи, или для передачи данных могут применяться беспроводные технологии, например, радиосвязь.

[26] Хотя настоящее изобретение описано для предпочтительных вариантов осуществления, специалистам в данной области техники понятно, что можно проводить изменения в форме и деталях без отхода от сущности и объема изобретения. Например, источник звуковых волн не ограничивается конкретными вариантами осуществления, рассмотренными в данном документе, и может являться любым источником звуковых волн, создающим акустический сигнал, когда плунжер достигает конкретного места в скважине. Хотя конкретно рассмотрено место на забое, изобретение не ограничено данной конфигурацией. В одном специфическом являющемся примером варианте осуществления для создания акустического сигнала используется энергия падения плунжера в скважину. Однако в некоторых конфигурациях может требоваться создание другого источника энергии, который может обеспечивать питание электронных схем или других компонентов. Например, плунжер может нести электронную схему, выполненную с возможностью генерировать акустический выходной сигнал, когда плунжер достигает конкретного места в скважине. Утилизирующие энергию методики можно применять для подзарядки батареи или т.п. в плунжере. Например, энергию, генерируемую при подъеме и спуске плунжера в скважине, можно утилизировать и применять для зарядки батареи. При использовании в данном документе выражение "место обнаружения" относится к месту, находясь на котором плунжер обуславливает генерирование акустического сигнала источником звуковых волн. В одной конфигурации источник звуковых волн содержит механическое устройство, и акустический сигнал генерируется с использованием только механической энергии.

1. Система для идентификации местоположения плунжера, который перемещается вдоль скважины, содержащая:

источник звуковых волн, который переносится в скважине, выполненный с возможностью передачи акустического сигнала, когда плунжер достигает места обнаружения в скважине;

акустический приемник, установленный на устье скважины, выполненный с возможностью приема акустического сигнала; и

электронную схему обработки данных, выполненную с возможностью обнаружения принимаемого акустического сигнала и передачи выходного сигнала, указывающего на достижение плунжером места обнаружения, причем скважина включает в себя колонну насосно-компрессорных труб, которая проходит от поверхности к месту обнаружения, причем колонна насосно-компрессорных труб является проводником акустического сигнала.

2. Система по п. 1, в которой источник звуковых волн устанавливается на месте обнаружения в скважине и в которой плунжер входит в контакт с источником звуковых волн на месте обнаружения, при этом обуславливая генерирование источником звуковых волн акустического сигнала.

3. Система по п. 2, в которой плунжер ударяется в источник звуковых волн на месте обнаружения.

4. Система по п. 2, в которой источник звуковых волн включает в себя молотковый механизм.

5. Система по п. 1, в которой акустический сигнал генерируется благодаря энергии от перемещения плунжера.

6. Система по п. 1, в которой источник звуковых волн ударяет по колонне насосно-компрессорных труб, когда плунжер достигает места обнаружения.

7. Система по п. 1, в которой электронная схема обработки данных выполнена с возможностью идентифицировать акустический сигнал в присутствии шума.

8. Система по п. 1, в которой электронная схема обработки данных выполнена с возможностью входа в режим обучения для обучения идентификации акустического сигнала.

9. Система по п. 1, в которой электронная схема обработки данных управляет работой скважинной задвижки с приводом.

10. Система по п. 1, в которой местоположение датчика устанавливается с возможностью индикации прихода плунжера на забой скважины.

11. Система по п. 1, в которой местоположение датчика устанавливается с возможностью индикации положения плунжера на уровне воды в скважине.

12. Система по п. 1, в которой источник звуковых волн включает в себя электронную схему.

13. Способ, применяемый в скважине для идентификации местоположения плунжера, который перемещается вдоль скважины, содержащий:

обеспечение перемещения плунжера в скважине;

создание акустического сигнала от источника звуковых волн, когда плунжер достигает места обнаружения в скважине, причем источник звуковых волн устанавливается на месте обнаружения;

прием акустического сигнала на устье скважины; и

определение положения плунжера на основе принятого акустического сигнала, причем скважина включает в себя колонну насосно-компрессорных труб, которая проходит от поверхности к месту обнаружения, причем колонна насосно-компрессорных труб является проводником акустического сигнала.

14. Способ по п. 13, в котором источник звуковых волн устанавливается на месте обнаружения в скважине и осуществляется контакт источника звуковых волн с плунжером на месте обнаружения, при этом обуславливая генерирование источником звуковых волн акустического сигнала.

15. Способ по п. 14, в котором плунжер ударяется в источник звуковых волн на месте обнаружения.

16. Способ по п. 15, в котором источник звуковых волн включает в себя молотковый механизм.

17. Способ по п. 13, включающий в себя генерирование акустического сигнала с помощью энергии от перемещения плунжера.

18. Способ по п. 13, в котором источник звуковых волн ударяет по колонне насосно-компрессорных труб, когда плунжер достигает места обнаружения.

19. Способ по п. 13, включающий в себя идентификацию акустического сигнала в присутствии шума.

20. Способ по п. 13, включающий в себя вход в режим обучения для обучения идентификации акустического сигнала.

21. Способ по п. 13, включающий в себя управление работой скважинной задвижки с приводом.

22. Способ по п. 13, в котором обнаруживаемое местоположение представляет собой местоположение вблизи забоя скважины.

23. Способ по п. 13, в котором обнаруживаемое местоположение представляет собой местоположение вблизи уровня воды в скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидкости из нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для повышения эффективности добычи нефти из малодебитных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к технике эксплуатации газоконденсатных месторождений , в частности устройств для удаления конденсата или воды из газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидкости из нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для автоматического управления работой малодебитных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к газодобывающей пром-сти и М. .

Изобретение относится к операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещи. Техническим результатом является упрощение, снижение трудозатрат на проведение операций в скважине и повышение безопасности и эффективности исследований.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин.

Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к способам регулирования нефтяных и газовых промысловых скважин. .

Изобретение относится к строительной технике и предназначено для обнаружения пробойников или буров в грунте. .

Изобретение относится к скважинным устройствам, которые могут быть использованы для определения местоположения втулок и/или других элементов в стволе скважины и выдают на поверхность сигнал о таком местоположении или в перевернутой ориентации могут быть использованы для приложения заданной нагрузки к компоновке низа колонны.

Изобретение относится к определению геометрии стволов скважин внутри обсаженных скважин с помощью межскважинных электромагнитных измерений. .
Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к области исследования буровых скважин, и может быть использовано при определении свободных или прихваченных частей труб в скважине.

Изобретение относится к способу и инструменту для определения местоположения для определения местоположения скважинного инструмента, перемещающегося в обсадной колонне в скважине. Способ содержит следующие этапы: измерение величины и/или направления магнитного поля посредством первого датчика несколько раз за интервал времени при перемещении вдоль первой части обсадной колонны. Определение производственной картины вдоль первой части обсадной колонны на основании измерений. Определение местоположения скважинного инструмента путем сравнения эталонной производственной картины первой части обсадной колонны с определенной производственной картиной первой части обсадной колонны. 5 н. и 10 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх