Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги



Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги
Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги
Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги
Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги
Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги

 


Владельцы патента RU 2526921:

Шаньдун Найн-Ринг Петролеум Машинери Ко., Лтд. (CN)

Изобретение относится к нефтедобывающей технике и может быть использована для контроля технического состояния насосных штанг. Техническим результатом является повышение эффективности работы насосной установки, сокращение несчастных случаев и снижение расходов на техобслуживание. Предложена интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги, содержащая центр мониторинга, устройство дистанционного беспроводного доступа для связи с ним, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, радиочастотный блок чтения/записи и радиочастотный чип памяти. При этом блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг соединен с радиочастотным чипом памяти, расположенным на насосных штангах, и устройством дистанционного беспроводного доступа. Причем радиочастотный блок чтения/записи и блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг выполнены с возможностью считывания с радиочастотного чипа памяти параметров движения и состояния насосных штанг и сохраняют их. Кроме того, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг включает в себя главный микропроцессор и элементы, связанные с ним, составляющие сторожевую цепь, цепь сигнала, флэш-память и схему USB интерфейса. При этом цепь сигнала дополнительно соединена с трансформатором тока, а главный микропроцессор связан с устройством дистанционного беспроводного доступа. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

НАЗНАЧЕНИЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей технике, а более конкретно, к интеллектуальной системе мониторинга насосных штанг.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Традиционные методы добычи нефти в основном сводятся к использованию механических движущихся средств. Важной частью механического оборудования для добычи нефти является штанга, которая проходит под землю и приводится в движение подземным насосом. Штанга может передавать как возвратно-поступательное, так и вращательное, движение и соответствующие нагрузки.

В системе добычи нефти с помощью насоса в нефтяной трубе, штанга работает в возвратно-поступательном режиме. Когда движение превышает определенную норму, стержень подвергается усталостному разрушению. Из-за этого падает уровень добычи нефти. В системе добычи нефти с помощью винтовых насосов, насосная штанга вращается, передает и испытывает нагрузку кручения. Когда движение превышает определенный предел, также имеет место усталостное разрушение. Таким образом, и в этом случае добыча нефти падает. Из-за отсутствия испытательного оборудования могут использоваться как старые, так и новые насосные штанги, в том числе и насосные штанги с усталостным разрушением из-за перегрузки. Добыча нефти может значительно снизиться, а расходы на техническое обслуживание системы будут высоки. По данным полевых исследований, для каждой аварии, связанной с разрывом штанги, потери могут достигать десятков тысяч долларов. Это определяет недостаток существующих технологий.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В связи с вышеописанными проблемами, технической задачей изобретения является создание интеллектуальной системы мониторинга насосной штанги. Система мониторинга может обнаружить и записать число возвратно-поступательных движений или оборотов штанги и производить мониторинг нагрузок при движении или вращении насосной штанги.

Данная задача решается за счет следующих технических средств. Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги включает в себя центр мониторинга и взаимодействующее с ним устройство дистанционного беспроводного доступа, при этом устройство дистанционного беспроводного доступа соединено с блоком обнаружения движения и хранения параметров насосной штанги, который связан с радиочастотным (РФ) чипом памяти, расположенным на насосной штанге, для хранения информации о параметрах насосной штанги.

Чип памяти (РФ) хранит информацию о сырье, производителе, дате изготовления, идентификационном номере и числе возвратно-поступательных движений или оборотов вращения насосной штанги. Чип памяти (РФ) располагается в пазу на поверхности одного из торцов штанги. Опционально в насосной штанге может быть бокс для расположения чипа памяти (РФ). Бокс для чипа памяти (РФ) крепится к телу насосной штанги с помощью винта. Чип памяти (РФ) также может быть размещен в обруче, соединяющем две насосные штанги. При использовании в скважине, в соответствии с потребностью, может быть задействовано множество насосных штанг со встроенными чипами памяти (РФ), представляя собой полюс насосных штанг.

Радиочастотный (РФ) блок 3 чтения /записи считывает параметры насосных штанг из чипа памяти (РФ); блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг обнаруживает и сохраняет параметры, характеризующие движение и состояние насосных штанг, число линейных перемещений или оборотов, нагрузки насосных штанг. Устройство дистанционного беспроводного доступа посылает информацию о сохраненных и обнаруженных параметрах движения насосных штанг в центр мониторинга, который получает информацию о рабочем состоянии нефтяных скважин и насосных штангах в них. Центр мониторинга по состоянию штанг может предупреждать о ненормальном состоянии нефтяных скважин.

Блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг включает в себя основной микропроцессор и элементы, связанные с ним, элементы, составляющие сторожевую цепь, цепь сигнала, флэш-память и схему USB интерфейс; цепь сигнала далее связана с трансформатором тока и главный микропроцессор связан с устройством дистанционного беспроводного доступа.

Радиочастотный (РФ) блок чтения / записи содержит второй микропроцессор и связанные с ним радиочастотный трансивер, клавиатуру, ЖК-дисплей, модуль голосового выхода и зуммер, причем модуль радиочастотного приемопередатчика (трансивера) подключен к антенне.

Радиочастотный (РФ) чип памяти содержит радиочастотный модуль с антенной, LC резонатор, связанный с радиочастотным модулем. LC резонатор связан с цифровым модулем памяти через модем. Цифровой модуль памяти дополнительно соединен с таймером.

Устройство дистанционного беспроводного доступа является модулем GSM связи, модулем GPRS связи или модулем 3G связи. Основной микропроцессор выполнен на чине PIC18F6620.

Второй микропроцессор выполнен на чипе LPC2138. Флэш-память выполнена на чипе AT45DB081B. Дисплеем является ЖК-дисплей. Модуль радиочастотного приемопередатчика (трансивера) выполнен на чипе CLRC632.

В чип памяти (РФ) записывается первичная информация о сырье (материале изготовления), производителе, дате изготовления, а также идентификационный номер штанги. Таким образом, каждой насосной штанге присвоен идентификационный номер. Когда штанга эксплуатируется под землей, в чип памяти (РФ) с использованием радиочастотного (РФ) блока чтения / записи заносится информация о местонахождении нефтяной скважины, порядковом номере скважины, времени и номере размещенной в скважине штанги. Блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг сохраняет данные о движении насосных штанг, например, число возвратно-поступательных движений или оборотов при вращательном движении. При подъеме из нефтяной скважины радиочастотный (РФ) блок чтения / записи заносит информацию в (РФ) чип памяти о количестве выполненных движений насосных штанг. Таким образом записывается количество выполненных каждой насосной штангой движений. При необходимости прогнозирования можно также записать в чип памяти (РФ) сведения об остаточном ресурсе насосной штанги в соответствии с условиями ее использования.

В то же время, идентификационный номер недавно замененных насосных штанг, которые будут использоваться в скважинах, должны храниться в блоке обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, чтобы следить за состоянием недавно замененных насосных штанг.

Блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг и устройство дистанционного беспроводного доступа связаны через последовательный порт.

Информация, хранящаяся в блоке обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг отсылается в центр монитора с помощью устройства дистанционного беспроводного доступа. При возникновении внештатной ситуации информация об этом передается в центр монитора.

Система питания насосной установки на поверхности (вне скважины) обеспечивает питанием блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг и устройство дистанционного беспроводного доступа. Когда происходит сбой в системе питания, для обеспечения питания используются литиевые батареи или конденсаторы. Информация о параметрах и движении насосных штанг до сбоя в системе питания хранится в блоке обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг. Информация о сбое в системе питания отправляется в центр монитора (мониторинга). Радиочастотный (РФ) блок чтения / записи питается от литиевых батарей, а когда их мощности недостаточно, может быть подключена система питания насосной установки на поверхности земли.

Преимущества изобретения изложены ниже. При присвоении идентификационного электронного номера насосной штанге и в соответствии с полученной информацией может осуществляться интеллектуальный мониторинг и управление насосными штангами. Систему мониторинга можно использовать на нефтяных месторождениях на земле, в пустыне или на море. Кроме того, при транспортировке на склад может быть получена информация о состоянии конкретных насосных штанг посредством дистанционного считывания параметров радиочастотным (РФ) блоком чтения/записи. Штанги могут быть отобраны и помещены на хранение в соответствии с параметрами, обусловленными условиями их эксплуатации и числом произведенных оборотов и возвратно-поступательных движений. Насосные штанги, имеющие схожие параметры могут использоваться совместно, что повысит эффективность работы и позволит избежать проблемы совместной работы насосных штанг с различным сроком службы. В предложенном изобретении реализуются такие преимущества, как сокращение несчастных случаев, снижение расходов на техническое обслуживание, и значительное улучшение эффективности.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 изображена структурная схема интеллектуальной системы мониторинга насосных штанг;

На Фиг.2 изображена схема радиочастотного (РФ) блока чтения / записи;

На Фиг.3 изображена схема блока обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг;

На Фиг.4 изображена схема радиочастотного (РФ) чипа памяти;

На Фиг.5 изображена схема соединения штанг.

На чертежах используются следующие обозначения:

Центр 1 мониторинга; устройство 2 дистанционного беспроводного доступа; радиочастотный (РФ) блок 3 чтения / записи; блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, радиочастотный (РФ) чип 5 памяти; модуль 6 голосового оповещения (выхода); зуммер 7; трансивер 8; антенна 9; второй микропроцессор 10; первый последовательный порт 11 RS232; клавиатура 12; ЖК-дисплей 13; цепь USB интерфейса 14; цепь 15 обеспечения безопасности; флэш-память 16; трансформатор 17 тока; цепь 18 формирования сигнала; главный микропроцессор 19; второй последовательный порт 20 RS232; третий последовательный порт 21 RS232; антенна 22 чипа 5 памяти; модуль 23 передающей части; LC резонатор 24; модем 25; цифровой модуль 26 памяти; таймер 27; насосная штанга 28; обруч 29.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ

Для иллюстрации изобретения ниже представлено подробное описание интеллектуальной системы мониторинга для насосной штанги. Следует отметить, что следующие примеры предназначены для описания, а не для ограничения изобретения. Как показано на фиг.1-5, интеллектуальная система мониторинга для насосных штанг включает в себя взаимодействующие друг с другом центр 1 мониторинга и устройство 2 дистанционного беспроводного доступа. Устройство 2 дистанционного беспроводного доступа получает сигнал от блока 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг. Блок 4 соединен с радиочастотным (РФ) блоком 3 чтения /записи. При этом радиочастотный (РФ) чип 5 памяти помещен в пазу на поверхности насосной штанги 28. В рассматриваемом варианте чип 5 памяти расположен в пазу на торце насосной штанги 28. При этом насосные штанги 28 соединяются между собой с помощью обруча 29. Радиочастотный (РФ) блок 3 чтения / записи считывает радиочастотный сигнал с чипа 5 памяти. Блок 4 считывает число возвратно-поступательных движений и число оборотов насосных штанг 28. Информация о параметрах движении с блока 4 передается на монитор центра 1 мониторинга, управляемого с помощью устройства 2 дистанционного беспроводного доступа. Таким образом, в центре 1 мониторинга собирается в режиме реального времени информация о состоянии скважин и насосных штанг 28. Центр 1 мониторинга анализирует информацию о движении и состоянии насосных штанг 28 и предупреждает о ненормальном состоянии нефтяной скважины.

Блок 3 содержит второй микропроцессор 10, модуль 8 трансивера (радиочастотного приемопередатчика), клавиатуру 12, монитор 13, модуль 6 речевою вывода, зуммер 7, и первый серийный порт 11 RS232, которые подключены ко второму микропроцессору 10. Трансивер 8 связан с антенной 9. В трансивере 8 используется чип CLRC632. Второй микропроцессор 10 (чип LPC2138) подключен к монитору 13, модулю 6, и клавиатуре 12 через порт ввода / вывода. Радиочастотный (РФ) блок 3 чтения /записи записывает и проверяет данные с чипа 5 памяти, причем данные можно скорректировать при помощи клавиатуры 12. Голосовой сигнал усиливается усилителем мощности и с помощью наушников или динамиков оповещает об успешной или неудачно проведенной операции чтения / записи и выполненной работе.

Когда чтение / запись прошла успешно, зуммер 7 сигнализирует об этом, и голосовой сигнал подтверждает успешный результат. Блок 3 чтения / записи может работать либо в KB, либо в ДМВ диапазоне.

Чип 5 памяти содержит радиочастотный модуль 23 с антенной 22 и LC резонатором 24, связанный с модулем 23. LC резонатор 24 соединен с модулем 26 цифровой памяти (цифровым модулем) через модем 25. Цифровой модуль 26 также соединен с таймером 27.

Основные параметры штанги 28 записываются в чип 5 памяти до того как пакет штанг 28 введен в нефтяную скважину. Когда каждая насосная штанга вводится в нефтяную скважину, блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг считывает ее идентификационный номер. Когда насосные штанги работают, информация о движении записывается на флэш-память 16, расположенную внутри блока 4. Блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг содержит основной микропроцессор 19 и связанные с ним элементы: сторожевую цепь 15, флэш-память 16, цепь USB интерфейса 14, трансформатор тока 17, цепь 18 формирования сигнала (цепь сигнала), второй последовательный порт 20 на чипе RS232 и третий последовательный порт 21 на чипе RS232. Основной микропроцессор 19 выполнен на чипе PIC18F6620. Сторожевой блок 15 выполнен на чипе 25043 с функциями предотвращения скачивания программы или ее перехода в бесконечный цикл. Флэш-память 16 выполнена на чипе AT45DB081B, ее основной функцией является сохранение необходимой информации, такой как идентификационный номер насосной штанги 28 и номер текущего движения насосной штанги 28, при прерывании подачи питания. USB интерфейс - контроллер 14 выполнен на чипе СН375 В. Вся сохраняемая информация о движении и параметрах насосных штанг может быть переписана на USB диск.

Таким образом, информация о движении и параметрах насосных штат 28 может быть сохранена на диске USB, и специалисты могут получить на месте данные о нефтяных скважинах. Данные будут переданы обратно в центр 1 монитора для обновления информации о насосных штангах. Трансформатор тока 17 детектирует информацию о движении (количество передвижений) насосных штанг 28. Выход трансформатора тока 17 соединен со входом цепи сигнала 18, выходной сигнал с которой подается на аналого-цифровой преобразователь и далее на основной микропроцессор 19.

Трансформатор тока 17 измеряет значение однофазного тока трехфазного источника питания. Это текущее значение поступает на аналого-цифровой преобразователь и далее на порт основного микропроцессора через цепь 18. Таким образом собирается и анализируется вся информация о движении штанги 28. При использовании поршневою масляного насос, измерение количества движения насосной штанги 28 достигается путем измерения максимального значения тока в одном цикле. Если используется масляный винтовой насос, измерение количества движения насосной штанги 28 достигается путем измерения частоты двигателя.

В одном из вариантов осуществления изобретения в устройстве 2 дистанционного беспроводного доступа используется GSM модуль. GSM модуль подключается к блок} 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг через второй последовательный порт 20, выполненный на чипе RS232. Блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг соединен с первым последовательным портом 11, выполненным на чипе RS232, а блок 3 чтения / записи подключен через третий последовательный порт 21, выполненный на чипе RS232. При поднятии насосной штат и 28 из скважины, данные о количестве передвижений штанги, сохраненные в блоке 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, записываются в чип 5 памяти на насосной штанге 28. Таким образом собираются и сохраняются параметры движения насосных штанг 28.

В это же время блок 3 чтения / записи считывает идентификационный номер вновь опускаемой насосной штанги 28 и затем записывает идентификационный номер в блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг для запроса данных о параметрах насосной штанги 28.

В то время как конкретные варианты осуществления изобретения были показаны и описаны, для специалиста в данной области очевидно, что изменения и модификации могут быть сделаны без отступления от изобретения в его более широких аспектах, и, следовательно, техническое решение, описанное в формуле изобретения, охватывает все такие изменения и модификации, которые входят в существо и объем изобретения.

1. Интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги, содержащая центр мониторинга и устройство 2 дистанционного беспроводного доступа для связи с ним, отличающаяся тем, что
устройство 2 дистанционного беспроводного доступа соединено с блоком 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг; блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг соединен с радиочастотным (РФ) чипом 5 памяти, расположенным на насосных штангах,
радиочастотный (РФ) блок 3 чтения/записи и блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг считывают с радиочастотного (РФ) чипа 5 памяти параметры движения и хранения оборудования насосных штанг, обнаруживают и сохраняют параметры движения, состояния насосных штанг, причем параметры движения включают в себя число возвратно-поступательных движений или число оборотов, и параметры нагрузки на насосные штанги; устройство 2 дистанционного беспроводного доступа посылает информацию, хранящуюся в обнаруженных параметрах движения и хранения оборудования насосной штанги, в центр монитора так, чтобы центр монитора получал информацию о состоянии скважин и насосных штанг в нем; центр монитора со своей стороны определяет состояние штанг и предупреждает о ненормальном состоянии нефтяных скважин, при этом
блок 4 обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг включает в себя основной микропроцессор и элементы, связанные с ним, элементы, составляющие сторожевую цепь, цепь сигнала, флэш-память и схему USB интерфейс; цепь сигнала дополнительно соединена с трансформатором тока и главный микропроцессор связан с устройством 2 дистанционного беспроводного доступа.

2. Интеллектуальная система по п.1, отличающаяся тем, что радиочастотный (РФ) блок 3 чтения/записи содержит второй микропроцессор и связанные с ним радиочастотный трансивер, клавиатуру, дисплей, модуль голосового выхода и зуммер, причем модуль радиочастотного приемопередатчика подключен к антенне.

3. Интеллектуальная система по п.1, отличающаяся тем, что радиочастотный (РФ) чип 5 памяти содержит радиочастотный модуль с антенной, LC резонатор связан с радиочастотным модулем; LC резонатор связан с цифровым модулем памяти с помощью модема и цифровой модуль памяти дополнительно соединен с таймером.

4. Интеллектуальная система по п.1, отличающаяся тем, что устройство 2 дистанционного беспроводного доступа является модулем GSM связи, GPRS модулем связи или модулем 3G связи.

5. Интеллектуальная система по п.1, отличающаяся тем, что основной микропроцессор выполнен на чипе PIC18F6620.

6. Интеллектуальная система по любому из пп.1 или 2, отличающаяся тем, что второй микропроцессор выполнен на чипе LPC2138.

7. Интеллектуальная система по п.1, отличающаяся тем, что флэш-память выполнена на чипе AT45DB081B.

8. Интеллектуальная система по любому из пп.1 или 2, отличающаяся тем, что дисплеем является ЖК-дисплей.

9. Интеллектуальная система по любому из пп.1 или 2, отличающаяся тем, что модуль радиочастотного приемопередатчика выполнен на чипе CLRC632.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений.

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов.

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Изобретение относится к геофизике. Сущность: способ включает определение пористости трещин и расчет показателя удельного сопротивления на различных глубинах трещинного коллектора на основе данных, полученных при помощи керна полного диаметра, и отображения данных каротажного зондирования; создание модели перколяционной сетки, сочетающей матрицу и трещину, при известных особенностях структуры пор; калибровку результатов численного моделирования в соответствии с моделью перколяционной сетки на основе данных эксперимента с использованием керна и анализа результатов, полученных при использовании герметизированого керна, с последующим установлением зависимости между показателем удельного сопротивления (I) и водонасыщенностью (Sw) при различной трещинной пористости; расчет насыщенности трещинного коллектора углеводородами посредством подбора интерполяционной функции.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований.

Изобретение относится к системам передачи телеметрической информации для морских буровых установок. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, чувствительности, а также снижение энергетического потенциала электромагнитного канала передачи телеметрической информации при меньшем количестве приборов, необходимых для передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу.

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований. Проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины с последующим нормированием результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент. Рассчитывают нормированный дебит для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета и с учетом поправочного коэффициента. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима, анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме. Если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду и исследования прекращают. Если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений. 5 табл.

Изобретение относится к шлангокабелям, предназначенным для работ в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано для перемещения предметов, в частности приборов в горизонтальных скважинах. Устройство по одному из вариантов представляет собой шлангокабельную компоновку, которая состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом. Устройство содержит электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей. Торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра. Конец шлангокабеля большего диаметра закрыт, а начало закрыто и имеет аксиальное отверстие, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра, содержащий второй канал, связанный с объемом между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. Шлангокабель меньшего диаметра связан своими каналами с каналом напорного шлангокабеля и сливом во внешнюю среду через четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением. Доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки. Технический результат заключается в повышении технологичности проведения исследований наклонных и горизонтальных скважин, сокращении стоимости и затрат времени на проведение исследований. 4 н.п. ф-лы, 11 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 нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов, при изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами менее 0,4 град, делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции, при изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции. 1 ил.,1 пр.

Изобретение относится к области каротажа в процессе бурения скважин и предназначено для передачи сигналов измерения из скважины на поверхность по беспроводному каналу связи. Техническим результатом является упрощение технологии передачи сигналов с забоя скважины, повышение скорости и информативности передающего сигнала. Предложен способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи, включающий возбуждение электрического тока в колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и регистрацию на поверхности изменения напряжения, вызванного пульсацией тока в трубе. При этом полезным сигналом служит изменение напряжения на зажимах приемной цилиндрической катушки, являющегося функцией переменного тока, текущего в трубе возбуждаемого при помощи переменной ЭДС, приложенной к диэлектрической вставке. Предложено также устройство для осуществления указанного способа, которое содержит источник переменного тока, подсоединенный к колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и наземную цилиндрическую приемную катушку с магнитопроводом в виде коаксиально установленного колонне труб полого цилиндра. При этом приемных катушек может быть несколько, установленных друг над другом и снабженных полосовыми усилителями, выходы которых суммируются на входе регистратора напряжения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При наличии цементного кольца за обсадной колонной проводят геофизические исследования и определяют длину незацементированной части обсадной колонны. Производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой части обсадной колонны. Отрезают трубу обсадной колонны в скважине на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части обсадной колонны. Извлекают незацементированную часть обсадной колонны. Далее в скважину от устья до забоя спускают колонну труб малого диаметра с перфорированными отверстиями и заглушкой на конце. При этом суммарная площадь перфорированных отверстий превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра не менее чем в два раза. После чего в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель и дополнительную колонну труб. Далее производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным. Техническим результатом является повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Метод позволяет для маркера, уже имеющего отметки на некоторой, называемой опорной, группе скважин, вычислить их для скважин из другой группы. Для каждой скважины W, на которой ищется значение глубины маркера, выбираются скважины опорной группы, отстоящие от скважины W на заданном расстоянии, и среди них выбирается скважина с наибольшим значением коэффициента корреляции, при этом точка, в которой этот максимум достигается, назначается искомой отметки маркера. С помощью проверяющих тестов осуществляют поиск скважин, в которых функция корреляции меньше, чем максимальное значение коэффициента корреляции, а коэффициент качества корреляции больше, чем максимальное значение коэффициента корреляции. После чего добавляют найденную скважину к опорной группе скважин. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов. Технический результат настоящего изобретения заключается в увеличении точности и достоверности определения профиля притока в многопластовой скважине на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины. При этом нет необходимости в выстойке скважины между промывкой скважины и перфорацией, и не требуется измерять скорость изменения температуры в скважине до ее перфорации. Технический результат достигается тем, что осуществляют охлаждение призабойной зоны перед перфорацией скважины. Проводят перфорацию скважины и измеряют температуру потока в скважине над каждой зоной перфорации. Определяют дебит каждого продуктивного пласта, учитывая толщины зон перфорации и используя результаты измерений температуры, полученные в интервале между окончанием начальной стадии добычи, характеризующейся сильным влиянием объема скважины и быстрым изменением температуры потока в скважине, и временем, начиная с которого влияние охлаждения призабойной области скважины на измерения температуры становится незначительным. 7 з.п. ф-лы, 10 ил.
Наверх