Устройство для измерения давления бурового раствора в скважине



Устройство для измерения давления бурового раствора в скважине

 


Владельцы патента RU 2471983:

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Астраханский государственный технический университет (ФГОУ ВПО АГТУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. Устройство включает корпус, узлы привода и съема колебаний, мембрану, линию связи забоя с устьем скважины, преобразователь давления в виде многовитковой трубчатой пружины с закрепленными на ее свободном конце штифтами, в зазоре между которыми размещена спираль механической колебательной системы баланс-спираль. Свободный конец пружины способен перемещаться по окружности спирали, изменяя ее действующую длину. Повышается надежность. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и предназначено для измерения давления бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения.

Известно устройство [1] (см. а.с. СССР, №1627686, 1990 г.), содержащее корпус с установленным в нем аэродинамическим преобразователем давления с трубчатой пружиной и узлы привода и съема колебаний, выполненные в виде системы сопел, причем сопло питания сообщается с источником питания, выполненным в виде баллона со сжатым газом, а выходное сопло сообщается с полостью сильфона.

Недостатком указанного устройства является низкая точность за счет малой девиации частоты колебаний аэродинамического генератора.

Прототипом является устройство, содержащее корпус с установленным в нем преобразователем давления, узлы привода и съема колебаний, источник питания, линию связи забоя с устьем скважины, преобразователь давления выполнен в виде полого механического резонатора-камертона, концы ветвей которого изогнуты в виде упругих трубчатых пружин (трубки Бурдона), а полости трубчатых пружин сообщаются с полостью, выполненной в ветвях камертона, и через мембрану соединены с затрубным пространством скважины [3].

Недостатком является низкая надежность за счет невысокой виброустойчивости, обусловленной несбалансированностью резонатора-камертона.

Техническая задача заключается в создании надежного устройства для контроля на забое в процессе бурения давления бурового раствора.

Технический результат - повышение виброустойчивости устройства.

На фиг.1 показано устройство для измерения давления бурового раствора в скважине.

Устройство, расположенное в контейнере над долотом, содержит корпус 1 с установленным в нем преобразователем давления, в виде механического резонатора, установленного на оси 2, узлы привода 3 и съема 4 колебаний, мембрану 5, линию связи 6 забоя с устьем скважины, при этом преобразователь давления выполнен в виде многовитковой трубчатой пружины 7 с закрепленными на ее свободном конце штифтами 8, в зазоре между которыми размещена спираль 9 механической колебательной системы баланс-спираль 10, причем свободный конец трубчатой пружины с закрепленными на нем штифтами способен перемещаться по окружности спирали, изменяя ее действующую длину.

Устройство работает следующим образом.

При подаче в систему привода 3 импульса электрического тока баланс 10 отклонится от своего состояния равновесия в результате взаимодействия магнитных полей постоянного магнита 3 и магнитного поля, наведенного в системе привода. После снятия импульса система «баланс-спираль» начнет совершать колебания около своего положения равновесия. При этом в системе съема колебаний 4 будет наводиться ЭДС переменного тока с частотой, определяемой параметрами баланса и длиной спирали. Этот частотный сигнал поступает в канал связи и далее в приемное устройство на устье скважины.

С изменением давления бурового раствора на забое бурящейся скважины прогибается мембрана 5, установленная в корпусе 1, давление масла, заполняющего мембранную полость и трубчатую пружину (геликс) 7, изменяется. При этом свободный конец трубчатой пружины с закрепленными на нем штифтами 8 перемещается по окружности спирали 9, изменяя пропорционально изменяющемуся давлению бурового раствора длину спирали. В результате изменяется частота колебания баланса.

Изменение периода колебания баланса от изменения действующей длины спирали определяется выражением [4]:

Устройство для измерения давления бурового раствора в скважине, содержащее корпус с установленным в нем преобразователем давления, в виде механического резонатора, установленного на оси, узлы привода и съема колебаний, мембрану, линию связи забоя с устьем скважины, отличающееся тем, что преобразователь давления выполнен в виде многовитковой трубчатой пружины с закрепленными на ее свободном конце штифтами, в зазоре между которыми размещена спираль механической колебательной системы баланс-спираль, причем свободный конец трубчатой пружины с закрепленными на нем штифтами способен перемещаться по окружности спирали, изменяя ее действующую длину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения. Аппаратура содержит термическую каротажную систему, выполненную в виде нагревателя, подключенного к источнику тока, термометра, соединенного выходом через усилитель с регистратором, и спускоподъемного устройства в виде лебедки с управляемым приводом, соединенного выходом с регистратором, а также кинематически связанного с лебедкой спускоподъемного устройства каротажного кабеля-троса, на конце которого закреплены друг над другом нагреватель и термометр. Дополнительно содержит блок управления, переключатель и скважинный профилемер с выходным прибором. При этом профилемер установлен на каротажном кабеле-тросе выше нагревателя, а его выход через выходной прибор подключен к блоку управления, выход которого через переключатель соединен или с управляющим входом источника тока нагревателя, или с управляющим входом управляемого привода лебедки спускоподъемного устройства. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга внутрискважинных параметров по всей длине скважины. Способ мониторинга внутрискважинных параметров, при котором с помощью источника лазерного излучения формируют заданной длительностью и частотой световой импульс, поступающий в оптоволоконный кабель, где по всей длине кабеля выделяют излучение рассеяния. Излучение рассеяния, поступающее в блок обработки, преобразуют в электрический сигнал и усиливают, затем из него выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера, где определяют частоту смещения полезного сигнала относительно частоты генерации источника лазерного излучения, а затем по ее значению вычисляют текущее значение параметра изменения давления, полученные данные сравнивают с заданными в первом контроллере, при отклонении от которых автоматически регулируют процесс добычи нефти в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления, в скважине управляют частотой вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданной величины увеличивают частоту вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления больше заданным значением уменьшают. 5 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс), где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м; Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.
Наверх