Глубинный датчик расхода бурового раствора


 


Владельцы патента RU 2485309:

Есауленко Владимир Николаевич (RU)
Шевченко Максим Алексеевич (RU)

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для определения расхода бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения. Глубинный датчик расхода бурового раствора содержит корпус, диафрагму и соединительные трубки. При этом устройство, расположенное в нижней части бурильной трубы непосредственно над долотом и жестко фиксированное на стенках трубы, имеет механическую колебательную систему, выполненную в виде торсионно подвешенного на двух капиллярах полого баланса с мембраной и укрепленным на нем постоянным магнитом, систему привода и съема колебаний, взаимодействующую с полем постоянного магнита, и два разделительных сосуда, сообщающиеся с капиллярами. При этом в качестве разделительной жидкости для подмембранного пространства баланса служит фтороуглеродистая жидкость Б-1, а для надмембранного - дибутилфталат. Технический результат - повышение надежности измерения расхода бурового раствора непосредственно в процессе бурения скважин. 1 ил.

 

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для определения расхода бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения.

Известно устройство датчика скважинного расходомера (см. а.с. РФ №2018651, 1994 г.), чувствительным элементом которого является аксиальная крыльчатка. Недостатком указанного прибора является то, что с его помощью невозможно измерять расход бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения, так как для измерения необходим спуск прибора на каротажном кабеле.

Самым близким по технической сути (прототипом) является комплексный датчик расхода газообразных и жидких сред «Гиперфлоу-3 Пм» (см. учеб. пособие Лепявко А.П. Расходомеры переменного перепада давления. - М.: АСМС, 2004, с.92), имеющий корпус, диафрагму, соединительные трубки, вентили и дифманометр. Недостатком указанного прибора является то, что рабочий диапазон окружающей среды для данного прибора от -30 до +50°С, следовательно, он не может применяться для измерения расхода бурового раствора на забое скважины в процессе бурения.

Техническая задача - создание надежного устройства для измерения расхода бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения.

Технический результат - повышение надежности измерения расхода бурового раствора непосредственно в процессе бурения скважин.

Он достигается тем, что устройство, расположенное в нижней части бурильной трубы непосредственно над долотом и жестко фиксированное на стенках трубы, имеет механическую колебательную систему, выполненную в виде торсионно подвешенного на двух капиллярах полого баланса с мембраной, и укрепленным на нем постоянным магнитом, систему привода и съема колебаний, взаимодействующую с полем постоянного магнита, и два разделительных сосуда, сообщающиеся с капиллярами, при этом в качестве разделительной жидкости для подмембранного пространства баланса служит фтороуглеродистая жидкость Б-1, а для надмембранного - дибутилфталат.

На чертеже изображено предлагаемое устройство глубинного датчика расхода бурового раствора (вид в разрезе). Датчик имеет корпус 1, закрепленный на ребрах 2 внутри бурильной трубы 3. Сверху над корпусом 1 в трубе установлена диафрагма 4. Внутри корпуса 1 расположен полый баланс 5 с мембраной 6, разделяющей его полость на две части. Баланс 5 торсионно подвешен с двух сторон на капиллярах 7, сообщающихся с полостью баланса и разделительными сосудами 8. Полость баланса 5 заполнена двумя разделительными жидкостями разной плотности. В качестве разделительной жидкости для подмембранного пространства служит фтороуглеродистая жидкость Б-1 (плотность 2000 кг/м3 при 20°С), а для надмембранного - дибутилфталат (плотность 1047 кг/м3 при 20°С). На поверхности баланса 5 закреплен постоянный магнит 9, взаимодействующий с системой привода и съема 10. Разделительные сосуды 8 при помощи трубок 11 и каналов 12 сообщаются с точками отбора давления над и под диафрагмой 4. В точках отбора давления для защиты от абразивных частиц установлены фильтры 13.

Устройство работает следующим образом. Поток бурового раствора проходит через диафрагму 4, в результате чего создается перепад давления. Внутри стенки бурильной трубы 3 имеются каналы 12, имеющие выход на точки отбора давления над и под диафрагмой 4. Каналы 12 сообщаются по трубкам 11 через разделительные сосуды 8 и капилляры 7 с полостью баланса 5. На внешней поверхности баланса 5 закреплен постоянный магнит 9, поле которого взаимодействует с системой привода и съема 10. На обмотки системы привода и съема 10 с генератора тока, расположенного на забое (на чертеже не показан), подается импульс электрического тока. В результате взаимодействия магнитного поля магнита 9 и магнитного поля, наведенного в системе привода 10, баланс 5 отклоняется от положения равновесия. Капилляры 7 при этом образуют возвращающий момент. После того как система приведена в колебание, системой привода 10 производится съем колебаний, и импульсы тока, наведенные в ней, передаются в беспроводный электрический канал связи.

Надмембранное пространство в балансе 5 сообщается с плюсовой линией отбора давления, а подмембранное - с минусовой. Давление бурового раствора передается через разделительные жидкости, причем плотность жидкости, подводимой снизу к мембране, значительно больше плотности верхней жидкости. При увеличении расхода бурового раствора изменяется перепад давления, при этом мембрана 6 прогибается вниз, вызывая изменение массы баланса 5 за счет выдавливания из него тяжелой жидкости. Это приводит к увеличению частоты колебаний, которые через систему привода и съема 10 в виде частотного сигнала передаются на устье скважины по беспроводному электрическому каналу связи. Таким образом, частота посылаемых импульсов зависит от величины расхода бурового раствора. Частота выходного сигнала устройства лежит в инфранизкочастотном диапазоне, что хорошо согласуется с параметрами беспроводного электрического канала связи.

Надежность измерения расхода бурового раствора непосредственно в процессе бурения увеличивается за счет наличия в предлагаемом устройстве преобразователя в виде механической колебательной системы «баланс-упругий элемент», обладающего высокой надежностью, а также отсутствия электронных компонентов, неспособных работать при температурах свыше 135°С.

Для того чтобы исключить влияние изменения температуры на частоту колебаний баланса, капилляры торсионно закреплены в корпусе и выполнены из материала с независимым температурным коэффициентом линейного расширения.

Положительный эффект - повышение надежности измерения расхода бурового раствора непосредственно в процессе бурения скважин.

Глубинный датчик расхода бурового раствора, содержащий корпус, диафрагму и соединительные трубки, отличающийся тем, что устройство, расположенное в нижней части бурильной трубы непосредственно над долотом и жестко фиксированное на стенках трубы, имеет механическую колебательную систему, выполненную в виде торсионно подвешенного на двух капиллярах полого баланса с мембраной, с укрепленным на нем постоянным магнитом, систему привода и съема колебаний, взаимодействующую с полем постоянного магнита, и два разделительных сосуда, сообщающихся с капиллярами, при этом в качестве разделительной жидкости для подмембранного пространства баланса служит фтороуглеродистая жидкость Б-1, а для надмембранного - дибутилфталат.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения.

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя.

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

Изобретение относится к интегрированному отображению положения ведущего переводника и ориентации торца долота. .

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. .

Изобретение относится к электрическим машинам для питания скважинных генераторов. .

Изобретение относится к средствам пространственного контроля положения ствола скважины и может быть применено в технологии крепления электронных компонентов измерительных приборов в корпусе измерительного прибора забойной телеметрической системы (ЗТС).

Изобретение относится к области промысловой геофизики, в частности к способам определения пространственной ориентации скважин и устройству калибровки скважинного прибора.

Изобретение относится к электрическим машинам и предназначено для изготовления генератора питания скважинной аппаратуры. .

Изобретение относится к буровой технике и предназначено для контроля положения ствола горизонтальной скважины между кровлей и подошвой пласта - коллектора, а также для литологического расчленения разреза в процессе бурения

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона. Способ включает стимулирование напряжения в пласте вокруг ствола скважины для образования в нем характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением. Проведение измерений, отражающих геометрию ствола скважины, с использованием компоновки низа бурильной колонны (КНБК), вращаемой в стволе скважины, геометрия которого отображает стимулированные напряжения в пласте. Создание изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии. Оценку азимутальной вариации стимулированного напряжения в пласте по глубине скважины. Изменение параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к измерительной навигационной аппаратуре, предназначенной для контроля пространственного положения траектории ствола скважин. Техническим результатом расширение функциональных возможностей способа за счет проведения измерений в обсаженной и не обсаженной скважинах, повышение точности реализующего его устройства за счет совместного применения феррозондов и гироскопов, а также компенсации дрейфа последних. Предложен способ определения углов искривления скважины, включающий измерение проекций напряженности магнитного поля феррозондами, измерение проекций ускорения свободного падения акселерометрами, измерение проекций угловой скорости Земли гироскопами на оси инклинометра, преобразование первичных сигналов и определение пространственной ориентации ствола скважины. При этом оценивают погрешность гироскопических датчиков с привлечением информации от спутниковой навигационной системы и корректируют величину дрейфа гироскопических датчиков с учетом информации от феррозондов. Причем при отсутствии магнитных аномалий вычисляют углы ориентации по сигналам с феррозондов и акселерометров, а при работе в средах с аномальными магнитными свойствами или обсаженных стальными трубами вычисляют параметры ориентации скважины по сигналам с гироскопов и акселерометров. 2 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин, в частности к определению углов наклона и траектории ствола скважины. Техническим результатом является повышение точности определения траектории протяженных наклонных и горизонтальных скважин. Предложен способ определения зенитного угла и азимута скважины посредством гироскопического инклинометра, заключающийся в том, что при начальной азимутальной ориентации гироинклинометра и при движении скважинного прибора в скважине непрерывно измеряют напряжение, пропорциональное углу ошибки стабилизации платформы. Полученное напряжение используют при определении угловой скорости по оси чувствительности датчика угловой скорости без погрешности от угла ошибки стабилизации. А указанную угловую скорость используют при расчете азимутального угла осей чувствительности акселерометров на момент окончания начальной азимутальной ориентации. Для реализации предложенного способа разработано устройство, в котором в электрическую схему усилителя канала стабилизации платформы введен дополнительный выход, соединенный с дополнительным каналом обработки информации, введенным в блок цифровой обработки. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины. Предложен способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением в непосредственной близости к первой скважине, включающий прохождение первого электрода, соединенного с первым токопроводящим проводом через обсадную колонну; размещение в поверхностном слое земли обратного заземленного электрода; создание изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе и первом электроде и во втором токопроводящем проводе, проходящем к обратному заземленному электроду; образование электромагнитного поля вокруг обсадной колонны первой скважины, вызванное протеканием изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе; бурение второй скважины по траектории бурения параллельно первой скважине; измерение электромагнитного поля, образованного вокруг обсадной колонны первой скважины, выполняемое из буровой установки, находящейся во второй скважине; и управление траекторией бурения второй скважины с использованием измеренного электромагнитного поля. При этом первый электрод проходит в необсаженную часть ствола скважины за дальний конец обсадной колонны, так что указанный первый токопроводящий провод проходит по всей длине обсадной колонны первой скважины. Кроме того, расстояние между первым электродом и концом обсадной колонны должно быть достаточным для обеспечения предотвращения прохождения тока от первого электрода вверх через обсадную колонну первой скважины к обратному заземленному электроду. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится внутрискважинной калибровке инструментов. Техническим результатом является устранение ограничений при калибровке скважинной аппаратуры температурного дрейфа и других ошибок датчика. Предложен аппарат скважинной калибровки датчика, содержащий корпус и поворотный механизм или карданный подвес, размещенный в указанном корпусе и содержащий, по меньшей мере, один датчик. Причем указанный поворотный механизм выполнен с возможностью поворота датчика относительно трех перпендикулярных осей с перемещением оси чувствительности датчика вдоль трехмерной орбиты. Предложен также способ калибровки датчика, заключающийся в использовании замеров, полученных на трехмерной орбите для калибровки датчика и определения других характеристик этого датчика или калибруемого инструмента. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 30 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп. При этом каждая такая репрезентативная группа соответствует некоторым измеренным параметрам состояния буровой скважины (например, диапазон измеренных значений отклонения и/или диапазон измеренных азимутальных углов). Формы акустических сигналов, сохраненные, по меньшей мере, в одной из групп, накладываются одна на другую для получения усредненной формы сигнала. Впоследствии такая усредненная форма сигнала может подвергаться обработке, например, с использованием алгоритма определения меры когерентности для получения, по меньшей мере, одного значения замедления акустической волны. Технический результат - повышение точности каротажных данных. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для выверки и, в частности, к устройствам, которые могут быть использованы для выверки буровых установок с обеспечением правильного азимута бурения. Устройство для лазерной выверки, предназначенное для использования с буровой установкой, имеющей удлиненную буровую штангу, и содержащее блок головки, содержащий по меньшей мере пару лазерных излучающих устройств, расположенных на нем независимо друг от друга, причем каждое из лазерных устройств выполнено с возможностью перемещения только в одной плоскости и ориентировано по существу в противоположных направлениях относительно друг друга для задания плоскости выверки, крепежные средства для прикрепления блока головки к буровой установке и блок регулируемой длины для регулирования разделяющего расстояния между блоком головки и буровой штангой. Устройство для лазерной выверки выполнено с возможностью использования для выверки по меньшей мере азимута буровой штанги относительно маркшейдерских знаков с использованием плоскости выверки. 4 н. и 21 з. п. ф-лы, 21 ил.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных скважин, преимущественно кустовым способом с использованием телеметрической системы. Техническим результатом является повышение точности определения относительного положения забоя бурящейся скважины (БС) относительно неограниченного количества эксплуатационных колонн (ЭК) ранее пробуренных скважин (ПС) с идентификацией номеров этих скважин. Предложена система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая глубинную часть, включающую источник питания, генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного в БС над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной БС и по меньшей мере одной ЭК ПБ, и наземную часть, включающую преобразователь параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной колонной БС и горной породой около дипольной области, в напряжение, и m преобразователей параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной ЭК ПС и участком горной породы, заключенной между долотом БС и ЭК ПС, в напряжение, где m - число ПС. При этом указанные преобразователи выполнены в виде тороидальной катушки индуктивности, расположенной коаксиально на устье (БС), и m таких же катушек, расположенных на устье (ПС), где m≥1, в качестве электрической характеристики участков горной породы выбрана величина наводимого тока в колоннах труб, определяемая по приведенному математическому выражению. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к картированию и бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения траектории скважины между пунктами инклинометрии и расчета положения скважины. Предложен способ определения траектории скважины, формируемой бурильной колонной. Указанный способ содержит: прием данных, характеризующих один или более параметров бурения между, по меньшей мере, двумя точками инклинометрии; усреднение полученных данных за заданные шаги приращения между указанными, по меньшей мере, двумя точками инклинометрии; расчет исходя из, по меньшей мере, указанных усредненных данных прогнозируемой реакции бурильной колонны для каждого из заданных шагов приращения; определение исходя из, по меньшей мере, указанной прогнозируемой реакции бурильной колонны изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения; формирование прогнозируемой траектории скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута; сравнение указанной прогнозируемой траектории скважины с измеренной траекторией скважины; и если результаты указанного сравнения приемлемы, определение вероятного положения скважины исходя из указанного изменения угла наклона и азимута для каждого из заданных шагов приращения. Раскрыты также машиночитаемый носитель и система для реализации указанного способа. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх