Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины



Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины
Устройство и способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины

 


Владельцы патента RU 2527971:

Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" (RU)

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.

 

Устройство относится к шлангокабелям, предназначенным для работ в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано для перемещения предметов, в частности приборов в горизонтальных скважинах.

В целях повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, повышения продуктивности работы скважин в нефтяной практике все более широкое применение находит конструкция скважин с условно горизонтальным участком ствола, проведенного по продуктивному пласту для увеличения поверхности стока нефти или газа в скважину. Информационное обеспечение таких скважин при строительстве их и дальнейшей эксплуатации является сложной проблемой из-за технических трудностей доставки геофизических приборов в горизонтальные участки скважин.

Известны различные способы и устройства доставки геофизических приборов в горизонтальный участок ствола скважины и проведения геофизических исследований: исследования в процессе бурения приборами, установленными на буровом инструменте; доставка геофизических приборов на забой скважины потоком промывочной жидкости; исследование непрерывной колонной гибких труб, внутри которой размещается кабель, соединяемый с прибором на конце колонны, такие трубы наматываются на специальный барабан большого диаметра; система спуска геофизических приборов на бурильных трубах, при этом передача информации производится через геофизический кабель, пропущенный за колонной бурильных труб, а в нижней части через специальный переводник внутри бурильных труб.

Горизонтальными называют скважины, у которых хотя бы часть ствола имеет зенитный угол более 60-70°. Для проникновения в горизонтальные части скважин и перемещения по ним с целью их исследования, а также для оказания различных физических воздействий, например для введения химических реагентов, используют скважинные тракторы. Это устройства, создающие тяговое усилие на погруженном конце геодезического кабеля, позволяющее перемещаться вглубь скважины и при этом тянуть за собой кабель. Скважинные тракторы имеют различные конструкции, использующие рычажные толкатели, колеса, гусеницы, реактивную струю, вибраторы и другие элементы (RU 2344801, RU 2175364, RU 2235549, US 5794703, US 6273089, SU 794174). Их объединяет общая функция, заключающаяся в создании однонаправленного тягового усилия на конце кабеля, погруженного в скважину.

Для перемещения объектов по горизонтальным скважинам используют геофизические кабели и шлангокабели (гибкие грузонесущие, в том числе армированные, бронированные, полимерные, трубопроводы с электрическими и информационными проводами), с помощью которых, например, проталкивают приборы и устройства в заданные позиции в скважине (RU 2087929, RU 2105316, RU 2137613, RU 2209450, заявка на изобретение №2011105471/03(007765) от 14.02.2011). Конструкция шлангокабеля представлена также в изобретении RU 2305223 (Гибкая грузонесущая полимерная труба и способ ее использования) и полезной модели RU 44782 (Гибкая протяженная труба).

Шлангокабели используют также для бурения скважин и перемещения по скважинам различных устройств с возможностью обмена с ними информацией, энергией и веществом (RU 230469, RU 86881, RU 459577), для опускания оборудования на дно моря и передачи к нему электроэнергии, жидкостей и газов (RU 2352936, RU 2358755).

Наиболее близким к заявляемому является устройство, описанное в патенте на изобретение RU 2305223, представляющее собой шлангокабель (гибкую грузонесущую армированную полимерную трубу с электрическими проводами).

Известен также способ доставки геофизических приборов на кабеле в горизонтальные скважины, описанный в патенте на изобретение RU 2138613, включающий создание давления и проталкивание геофизического прибора в скважине.

Недостатками вышеуказанных устройства и способа являются большая технологическая трудоемкость доставки приборов в наклонные и горизонтальные участки скважин, высокая стоимость, большие затраты времени на проведение исследований.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение технологичности проведения исследований наклонных и горизонтальных скважин, сокращение стоимости и затрат времени на проведение исследований.

Задача решается за счет того, что устройство для доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины представляет собой шлангокабельную компоновку, которая состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом. Устройство содержит хотя бы один электрический провод, размещенный в полости или стенке шлангокабеля. Торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень (или аналогичное утолщение), сопряженный со шлангокабелем большего диаметра.

В первом варианте (пп.4-6) опорным является шлангокабель меньшего диаметра, а подвижным - шлангокабель большего диаметра. Конец шлангокабеля большего диаметра закрыт, а канал шлангокабеля меньшего диаметра связан с объемом между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. Начало шлангокабеля большего диаметра 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 дистанционно управляемый гидрораспределитель (пневмораспределитель).

Во втором варианте (пп.7, 8) опорным является шлангокабель большего диаметра, а подвижным - шлангокабель меньшего диаметра. Конец и начало шлангокабеля большего диаметра закрыты, а конец имеет аксиальное отверстие, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра, при этом шлангокабель большего диаметра соединен с напорным шлангокабелем, каналы которого связаны с соответствующими объемами между поршнем и закрытыми концом и началом шлангокабеля большего диаметра через каналы в стенках шлангокабеля большего диаметра. Каналы в стенках шлангокабеля большего диаметра связаны через дистанционно управляемый гидрораспределитель с напорным шлангокабелем и сливом (выпуском) во внешнюю среду.

В третьем варианте (п.9) опорным является шлангокабель меньшего диаметра, а подвижным - шлангокабель большего диаметра. Конец и начало шлангокабеля большего диаметра закрыты, в поршень встроен дистанционно управляемый гидрораспределитель, связанный с одной стороны с двумя объемами между поршнем и закрытыми началом и концом шлангокабеля большего диаметра, а с другой стороны - с напорным и сливным шлангокабелями меньшего диаметра, которые проходят через аксиальные отверстия в закрытых концах шлангокабеля большего диаметра.

Во всех трех приведенных вариантах применен четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель (пневмораспределитель) с электромагнитным управлением, подключенный к электрическим проводам напорного шлангокабеля, а шлангокабель большего диаметра имеет гидравлический (пневматический) стопор, подключенный к объему между поршнем и закрытым началом шлангокабеля большего диаметра. Упомянутый стопор установлен на конце шлангокабеля большего диаметра.

Во втором и третьем вариантах шлангокабель меньшего диаметра имеет на конце гидравлический (пневматический) стопор, подключенный к объему между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. Упомянутый стопор подключен в зоне поршня.

Доставляемый объект может быть закреплен на конце шлангокабельной компоновки (это или конец шлангокабеля большего диаметра (пп.4-6), или конец шлангокабеля меньшего диаметра (пп.1, 7-9)).

Способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины заключается в том, что создают перепад давления в объемах, заключенных между торцом шлангокабеля меньшего диаметра, находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра, и шлангокабелем большего диаметра. Для повышения управляемости и точности позиционирования вызывают шаговое перемещение шлангокабельной компоновки, для чего создают знакопеременный перепад давления между объемами, образованными торцом шлангокабеля меньшего диаметра, находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра, и закрытыми концом и началом шлангокабеля большего диаметра. Для повышения проходимости стопорят шлангокабель большего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым началом шлангокабеля большего диаметра, а также стопорят шлангокабель меньшего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым концом шлангокабеля большего диаметра.

На фиг.1-10 показаны различные шлангокабельные компоновки.

На фиг.1 изображена шлангокабельная компоновка, соответствующая основному пункту формулы полезной модели (п.1).

На фиг.2 изображен первый вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.3 формулы полезной модели.

На фиг.3 изображен первый вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.4 формулы полезной модели.

На фиг.4 изображен первый вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.5 формулы полезной модели.

На фиг.5 изображен первый вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.6 формулы полезной модели.

На фиг.6 изображен второй вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.7 формулы полезной модели.

На фиг.7 изображен второй вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.8 формулы полезной модели.

На фиг.8 изображен третий вариант шлангокабельной компоновки, соответствующий п.9 формулы полезной модели;

На фиг.9 изображена шлангокабельная компоновка, уточняющая фиг.5, с внешним расположением четырехлинейного трехпозиционного гидрораспределителя (пневмораспределителя) с электромагнитным управлением и гидравлическими (пневматическими) стопорами.

На фиг.10 изображена шлангокабельная компоновка, уточняющая фиг.8, с внутренним расположением четырехлинейного трехпозиционного гидрораспределителя (пневмораспределителя) с электромагнитным управлением (встроен в поршень) и гидравлическими (пневматическими) стопорами.

Фиг.11 поясняет работу шлангокабельной компоновки в составе комплекса скважинного технологического оборудования.

Шлангокабельная компоновка (фиг.1) состоит из двух шлангокабелей 1, 2 разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом. Устройство содержит хотя бы один электрический провод 3, размещенный в полости (канале) 4 или стенке 5.1, 5.2 одного из шлангокабелей.

Торец 6 шлангокабеля меньшего диаметра 2 (фиг.2), находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра 1 имеет поршень 7 (или аналогичное утолщение), сопряженный со шлангокабелем большего диаметра 1, а именно с его внутренней поверхностью с гарантированным зазором. Поршень 7 может иметь уплотнения 8 (на остальных фигурах могут быть не показаны).

В первом варианте (фиг.3) опорным является шлангокабель меньшего диаметра 2, а подвижным - шлангокабель большего диаметра 1 (пп.4-6 формулы). Конец 9 шлангокабеля большего диаметра 1 закрыт крышкой 15, а канал 11 шлангокабеля меньшего диаметра 2 связан через аксиальное отверстие 12 с объемом 13 между поршнем 7 и закрытым крышкой 15 концом 9 шлангокабеля большего диаметра 1. Начало 14 шлангокабеля большего диаметра 1 закрыто крышкой 10 (фиг.4) и имеет аксиальное отверстие 16, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра 2, содержащий второй канал 17, связанный с объемом 18 между поршнем 7 и закрытым крышкой 10 концом 14 шлангокабеля большего диаметра 1. Шлангокабель меньшего диаметра 2 связан своими каналами 11, 17 с каналом 19.1 (фиг.5) напорного шлангокабеля 19 и сливом во внешнюю среду 20 через дистанционно управляемый гидрораспределитель (пневмораспределитель) 21.

Во втором варианте (пп.7, 8 формулы) опорным является шлангокабель большего диаметра 1, а подвижным - шлангокабель меньшего диаметра 2 (фиг.6). Конец 9 и начало 14 шлангокабеля большего диаметра 1 закрыты, соответственно, крышками 10, 15, а конец 9 имеет в своей крышке 15 аксиальное отверстие 22, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра 2, при этом шлангокабель большего диаметра 1 соединен с напорным шлангокабелем 19, каналы которого связаны с соответствующими объемами между поршнем 7 и закрытыми крышками 10, 15 концом 9 и началом 14 шлангокабеля большего диаметра 1 через каналы 23, 24 в стенках шлангокабеля большего диаметра 1, к которым относятся его цилиндрические стенки и крышки (канал 24 проходит через крышку 10). Уточним, что первый канал 19.1 напорного шлангокабеля 19 соединен через канал 24 в крышке 15 начала 14 шлангокабеля большего диаметра 1 с объемом 25 между крышкой 15 (или началом 14 шлангокабеля большего диаметра 1) и поршнем 7, который может иметь уплотнения 26; второй канал 19.2 напорного шлангокабеля 19 соединен через канал 27 в крышке 15 и канал 23 в боковой стенке 5.1 шлангокабеля большего диаметра 1 с объемом 28 меду крышкой 10 (или концом 9 шлангокабеля большего диаметра 1) и поршнем 7. Каналы 23, 24 в стенках шлангокабеля большего диаметра 1 (фиг.7) связаны через дистанционно управляемый гидрораспределитель 21 с напорным шлангокабелем 19, который может иметь один внутренний канал 19.1, и сливом (выпуском) 20 во внешнюю среду.

В третьем варианте (п.9) опорным и выходящим наружу из скважины является шлангокабель меньшего диаметра 2, а подвижным - шлангокабель большего диаметра 1 (фиг.8). Конец 9 и начало 14 шлангокабеля большего диаметра 1 закрыты крышками 10, 15, в поршень 7 встроен дистанционно управляемый гидрораспределитель, связанный с одной стороны с двумя объемами: 25, 28 между поршнем 7 и закрытыми началом 14 и концом 9, соответственно, крышками 15 и 10 шлангокабеля большего диаметра 1, а с другой стороны - с напорным 19 и сливным 29 шлангокабелями меньшего диаметра, которые проходят через аксиальные отверстия 30 и 31 в закрытых концах 14 и 9 (в крышках 15 и 10) шлангокабеля большего диаметра 1.

Во всех трех приведенных вариантах применен четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель (пневмораспределитель) с электромагнитным управлением, подключенный к электрическим проводам 3 напорного шлангокабеля 19 (фиг.5, 7, 8), а шлангокабель большего диаметра 1 имеет гидравлический (пневматический) стопор (якорь) 32 (фиг.4-8), подключенный к объему 25 между поршнем 7 и закрытым началом 14 (крышкой 10) шлангокабеля большего диаметра 1 посредством канала 33 в крышке 10, закрывающей начало 14 шлангокабеля большого диаметра 1, или по любому другому каналу в стенках шлангокабеля большого диаметра.

Во втором (фиг.4, 5) и третьем (фиг.8) вариантах шлангокабель меньшего диаметра 2 имеет на конце гидравлический (пневматический) стопор 34, подключенный к объему 28 между поршнем 7 и закрытым концом 9 шлангокабеля большего диаметра 1. Стопор 34 подключен в зоне поршня 7 с помощью канала в шлангокабеле меньшего диаметра 2, который может являться аксиальным (канал 35) и подсоединяться к объему 28 через отверстие 35.1 в стенке шлангокабеля 2 (фиг.6, 7) или проходить в стенке шлангокабеля меньшего диаметра (канал 36) с выходом в объем 28.

Доставляемый объект, например прибор 37, может быть закреплен на конце шлангокабельной компоновки (это или конец 9 с крышкой 10 шлангокабеля большего диаметра 1 (пп.4-6), или конец 14 с крышкой 15 шлангокабеля меньшего диаметра 2 (пп.1,7-9)).

В связи с тем, что на фиг.5, 7, 8 имеется четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель (пневмораспределитель) с электромагнитным управлением 21, а также в конструкции применяются гидравлические (пневматические) стопоры, то далее покажем их возможные схемы с помощью фиг.9, 10.

Фиг.9 конкретизирует устройство, показанное на фиг.5. Четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель (пневмораспределитель) с электромагнитным управлением 21 (далее - гидрораспределитель) установлен на конце напорного шлангокабеля 19, канал 19.1 которого подключен к гидрораспределителю 21 через напорную гидролинию (пневмолинию) Р (далее -линия). Слив (выпуск) 20 подключен к гидрораспределителю через сливную линию Т. Линии А и В гидрораспределителя подключены, соответственно, к каналам 17 и 11 шлангокабеля меньшего диаметра 2, которые связаны, в данном случае, посредством каналов внутри поршня 7 с объемами, соответственно, 18 и 13. В качестве гидравлических (пневматических) стопоров (далее - стопоры) могут применяться промышленные гидроякори, например 4ЯГ, используемые в скважинном оборудовании, имеющие различные типоразмеры и выпускаемые серийно (Интернет-ресурс: www.ygson.ru. Пакерно-якорное и подземное оборудование для строительства, освоения и ремонта скважин. Производственно-сервисная компания «Югсон-Сервис». Каталог продукции, 2012). Стопор может иметь и оригинальную конструкцию, например, изображенную в позиции 32, состоящую из полости 40 внутри крышки 15, связанной с объемом 18, имеющей плунжер 41, выступающий наружу из шлангокабеля большего диаметра 1, поджатый к нему упругой пластиной 42.

Фиг.10 конкретизирует устройство, показанное на фиг.8. Гидрораспределитель 21 установлен внутри поршня 7 и подключен через напорную линию Р к каналу 19.1 напорного шлангокабеля 19 через канал шлангокабеля меньшего диаметра 2. Слив (выпуск) 20 подключен к гидрораспределителю через сливную линию Т. Линии А и В гидрораспределителя подключены, соответственно, к объемам 25 и 28. В качестве стопоров, так же, как и в предыдущем случае, могут применяться промышленные гидроякори. Стопор может иметь и оригинальную конструкцию, например, изображенную в позиции 32, состоящую из полости 40 внутри крышки 15, связанной с объемом 25, имеющей плунжер 41, выступающий наружу из шлангокабеля большего диаметра 1, поджатый к нему упругой пластиной 42. Могут быть установлены также электромагнитные стопоры, подключенные к проводам 3.

Устройство работает следующим образом. При подаче давления в канал шлангокабеля большего диаметра 1 (фиг.1) на торцевые поверхности начала шлангокабеля меньшего диаметра действует давление Р, и он выдвигается из шлангокабеля большего диаметра, перемещая прибор 37, закрепленный на его конце. При этом величина перемещения может достигать десятков метров. Для минимизации утечек и для увеличения усилия, действующего на шлангокабель меньшего диаметра, он снабжен поршнем 7 (фиг.2) с уплотнениями 8. Каналы шлангокабелей могут использоваться также для подачи различных реагентов, а провода - для питания или информационного обеспечения прибора.

На фиг.3 перемещается шлангокабель большего диаметра 1 в результате подачи давления через канал 11 шлангокабеля меньшего диаметра 2 в полость 13, заключенную между поршнем 7 и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. При этом перемещается прибор 37, закрепленный на конце шлангокабеля большего диаметра 1. Использование в качестве подвижного элемента шлангокабеля большего диаметра, обладающего повышенной прочностью и жесткостью, увеличивает надежность конструкции.

Для обеспечения большей величины перемещения прибора (фиг.4) давление попеременно создают в двух объемах 13 и 18 шлангокабеля большего диаметра, выделенных из общего объема щлангокабеля 1 поршнем 7. При подаче жидкости (газа) (далее - агент) через канал 11 шлангокабеля 2 и отверстие 12 в поршне 7 создается давление в объеме 13, при этом шлангокабель 1 выдвигается вперед, а агент из объема 18 передается через канал 17 шлангокабеля 2 на поверхность скважины. При этом шлангокабель 2 удерживается в неподвижном состоянии за счет сил трения о стенки скважины и за счет собственного веса. Прибор 37 перемещается вперед на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Затем подают агент по каналу 17 в объем 18, создавая в нем давление, и отсасывают агент из объема 13 через отверстие 12 и канал 11 в шлангокабеле 2. При этом срабатывает стопор 32, так как в него подается давление из объема 18 по каналу 33 в крышке 15. Стопор удерживает шлангокабель 1 в неподвижном положении относительно скважины, а шлангокабель 2 втягивается в шлангокабель 1 на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Циклическое повторение указанной последовательности действий обеспечивает шаговое перемещение шлангокабельной компоновки с закрепленным прибором вперед по скважине на значительное расстояние, большее, чем при однократном ходе. Обратный ход в данном варианте может быть обеспечен только приложением тягового усилия к началу кабеля меньшего диаметра и вытаскиванием шлангокабеля 2, а следовательно, и всей шлангокабельной компоновки в направлении к поверхности скважины.

Управление движением в предыдущем варианте конструкции затруднено необходимостью перемещения протяженных столбов агента в каналах шлангокабеля 2, длина которых может составлять тысячи метров. Поэтому агент к устройству (фиг.5) подают через один канал 19.1 напорного шлангокабеля 19. С помощью гидрораспределителя 21 попеременно осуществляют следующие соединения: 1) подключают канал 19.1 к каналу 11, а канал 17 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя 21; 2) подключают канал 19.1 к каналу 17, а канал 11 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя 21. При подаче агента и увеличении давления в полости 18 срабатывает стопор 32, связанный с данным объемом с помощью канала 33. Стопор удерживает шлангокабель 1 в неподвижном положении относительно скважины, а шлангокабель 2 втягивается в шлангокабель 1 на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Циклическое повторение указанной последовательности действий обеспечивает шаговое перемещение шлангокабельной компоновки с закрепленным прибором вперед по скважине на значительное расстояние, большее, чем при однократном ходе. Обратный ход в данном варианте может быть обеспечен только приложением тягового усилия к началу кабеля меньшего диаметра и вытаскиванием шлангокабеля 19, а следовательно, и всей шлангокабельной компоновки в направлении к поверхности земли.

На фиг.6 активным элементом, обеспечивающим перемещение шлангокабельной компоновки является шлангокабель меньшего диаметра 2. С помощью каналов 19.1 и 19.2 напорного шлангокабеля 19 попеременно создают давление в двух объемах 25 и 28 шлангокабеля большего диаметра, выделенных из общего объема шлангокабеля 1 поршнем 7. При подаче агента через канал 19.1 напорного шлангокабеля 19 создается давление в объеме 25, при этом шлангокабель 2 выдвигается вперед, а агент из объема 28 передается через канал 23 шлангокабеля 1 и канал 27 крышки 15 в канал 19.2 напорного шлангокабеля 19 (откачивается от начала шлангокабеля 19). При этом щлангокабель 1 удерживается в неподвижном состоянии за счет сил трения о стенки скважины и за счет собственного веса, а также за счет срабатывания стопора 32, к которому подается давление агента из объема 25 через канал 33 в крышке 15. Прибор 37 перемещается вперед на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Затем подают агент по каналу 19.2 через канал 23 шлангокабеля 1 в объем 28, создавая в нем давление, и отсасывают агент из объема 25 через отверстие 24 крышки 15 в канал 19.1 шлангокабеля 2. При этом срабатывает стопор 34, так как в него подается давление из объема 28 по каналам 35.1, 35 в шлангокабеле 2. Стопор 3.4 удерживает шлангокабель 2 в неподвижном положении относительно скважины, а шлангокабель 1 натягивается на шлангокабель 2, перемещаясь на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Циклическое повторение указанной последовательности действий обеспечивает шаговое перемещение шлангокабельной компоновки с закрепленным прибором вперед по скважине на значительное расстояние, большее, чем при однократном ходе. Обратный ход в данном варианте может быть обеспечен приложением тягового усилия к началу кабеля меньшего диаметра и вытаскиванием кабеля 19, а следовательно, и всей шлангокабельной компоновки в направлении к поверхности.

Работа устройства, приведенного на фиг.7, отличается от предыдущего тем, что агент нагнетают по одному каналу 19.1 напорного шлангокабеля 19, а дальнейшую подачу агента в объемы 25 и 28 осуществляют с помощью управляемого гидрораспределителя 21. С помощью гидрораспределителя 21 попеременно осуществляют следующие соединения: 1) подключают канал 19.1 к каналу 24 и через него к объему 25, а объем 28 через каналы 23, 27 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя 21; 2) подключают канал 19.1 к каналу 27 и через канал 23 к объему 28, а объем 25 через канал 24 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя 21. При подаче агента и увеличении давления в полости 25 срабатывает стопор 32, связанный с данным объемом с помощью канала 33, а при подаче агента в объем 28 срабатывает стопор 34 в результате подачи давления через каналы 35.1, 35. На каждом шаге соответствующий стопор (32 или 34) удерживает шлангокабель, к которому он прикреплен (1 или 2), в неподвижном положении относительно скважины за счет подачи в него давлениия по соответствующим каналам из объемов 25 или 28, в то время как свободный от фиксации шлангокабель совершает перемещение на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Циклическое повторение указанной последовательности действий обеспечивает шаговое перемещение шлангокабельной компоновки с закрепленным прибором вперед по скважине.

Устройство, изображенное на фиг.8, осуществляет управление потоками агента с помощью управляемого гидрораспределителя, встроенного в поршень 7. Во всех случаях гидрораспределитель может управляться по электрическим проводам 3. Агент к устройству подают через один канал 19.1 напорного шлангокабеля 19. С помощью гидрораспределителя, размещенного в поршне 7, попеременно осуществляют следующие соединения: 1) подключают канал 19.1 к объему 25, а объем 28 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя, который осуществляется через канал 29.1 шлангокабеля 29; 2) подключают канал 19.1 к объему 28, а объем 25 подключают на слив (выпуск) 20 гидрораспределителя 21, который осуществляется через канал 29.1 шлангокабеля 29. На каждом шаге соответствующий стопор (32 или 34) удерживает шлангокабель, к которому он прикреплен (19 или 29) в неподвижном положении относительно скважины за счет подачи в него давлениия по соответствующим каналам из объемов 25 или 28, в то время как свободный шлангокабель совершает перемещение на расстояние, не превышающее длины шлангокабеля 1. Циклическое повторение указанной последовательности действий обеспечивает шаговое перемещение шлангокабельной компоновки с закрепленным прибором вперед по скважине.

Работа устройств, изображенных на фиг.9, 10, аналогична работе устройств, показанных на фиг.5, 9. Более конкретизирована схема подключения гидрораспределителя и показан вариант исполнения стопора.

Реализация способа доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины поясняется фиг.11.

На наземной площадке 43 рядом с пробуренной скважиной 44, имеющей обустройство обсадной колонной 45, размещают мобильную наземную технику 46 с барабаном или бухтой 47 шлангокабеля 48, производят его спуск в скважину через устьевой центратор 49 до тех пор, пока конец со шлангокабельной компоновкой 50 и прибором 51 не достигнет горизонтального или наклонного участка скважины, после чего производят дальнейшее перемещение прибора с использованием шлангокабельной компоновки 50 следующим образом (далее приведено обобщенное описание способа в терминах формулы изобретения).

Способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины заключается в том, что создают перепад давления агента в объемах, заключенных между торцом 6 шлангокабеля меньшего диаметра 2 (или поршнем 7), находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра 1, и шлангокабелем большего диаметра 1 (объем 4 на фиг.1-3; объемы 13, 18 на фиг.4, 5, 9; объемы 25, 28 на фиг.6-8, 10). Для повышения управляемости и точности позиционирования вызывают шаговое перемещение шлангокабельной компоновки, для чего создают знакопеременный перепад давления между объемами 13 и 18 (фиг.4, 5, 9) или объемами 25 и 28 (фиг.6-8, 10), образованными торцом 6 шлангокабеля меньшего диаметра 2 (или поршнем 7), находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра 1, и закрытыми концом 9 и началом 14 шлангокабеля большего диаметра 1. Для повышения проходимости стопорят шлангокабель большего диаметра 1 в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым началом 14 шлангокабеля большего диаметра 1, а также стопорят шлангокабель меньшего диаметра 2 в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым концом 9 шлангокабеля большего диаметра 1.

Вышеописанное устройство и способ позволяют осуществлять хорошо регулируемое и длинноходовое перемещение прибора или иного объекта по скважине, что обеспечивает повышение технологичности проведения исследований или других работ в наклонных и горизонтальных скважинах, сокращение стоимости и затрат времени на их проведение.

1. Устройство для доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины, содержащее шлангокабель, отличающееся тем, что оно состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом, содержащее хотя бы один электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей, причем торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра, конец шлангокабеля большего диаметра закрыт, а начало шлангокабеля большего диаметра 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, при этом шлангокабель меньшего диаметра связан своими каналами с каналом напорного шлангокабеля и сливом во внешнюю среду через четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением, подключенный к электрическим проводникам напорного шлангокабеля, шлангокабель большего диаметра имеет гидравлический или пневматический стопор, подключенный в зоне начала шлангокабеля большего диаметра к объему между поршнем и закрытым началом шлангокабеля большего диаметра, а доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки.

2. Устройство для доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины, содержащее шлангокабель, отличающееся тем, что оно состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом, содержащее хотя бы один электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей, причем торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра, начало шлангокабеля большего диаметра закрыто, а конец имеет аксиальное отверстие, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра, при этом шлангокабель большего диаметра соединен с напорным шлангокабелем, каналы которого связаны с соответствующими объемами между поршнем и закрытыми концом и началом шлангокабеля большого диаметра через каналы в стенках шлангокабеля большего диаметра, связанные, в свою очередь, с напорным шлангокабелем и сливом во внешнюю среду через дистанционно управляемый четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением, подключенный к электрическим проводникам напорного шлангокабеля, шлангокабель меньшего диаметра имеет на конце гидравлический или пневматический стопор, подключенный в зоне поршня к объему между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра, а доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки.

3. Устройство для доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины, содержащее шлангокабель, отличающееся тем, что оно состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом, содержащее хотя бы один электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей, причем торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра, начало шлангокабеля большего диаметра закрыто, в поршень встроен дистанционно управляемый четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением, подключенный к электрическим проводникам напорного шлангокабеля, связанный с одной стороны с двумя объемами между поршнем и закрытыми началом и концом шлангокабеля большего диаметра, а с другой стороны - с напорным и сливным шлангокабелями меньшего диаметра, которые проходят через аксиальные отверстия в закрытых концах шлангокабеля большего диаметра, шлангокабель большего диаметра имеет гидравлический или пневматический стопор, подключенный в зоне начала шлангокабеля большего диаметра к объему между поршнем и закрытым началом шлангокабеля большего диаметра, а доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки.

4. Способ доставки геофизических приборов в горизонтальные скважины, включающий создание давления и проталкивание геофизического прибора, отличающийся тем, что создают знакопеременный перепад давления между объемами, заключенными между торцом шлангокабеля меньшего диаметра, находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра, и закрытыми концом и началом шлангокабеля большего диаметра, при этом стопорят шлангокабель большего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым началом шлангокабеля большего диаметра или стопорят шлангокабель меньшего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым концом шлангокабеля большего диаметра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований.

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.
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.

Пульсатор // 1783179

Группа изобретений относится к беспроводному скважинному модулю и скважинной системе, содержащей его. Модуль конфигурирован для опускания внутри скважины в обсадную трубу, имеющую внутреннюю стенку и внутренний диаметр. Беспроводный скважинный модуль содержит электродвигатель, насос и приводные средства для обеспечения перемещения беспроводного скважинного модуля внутри обсадной трубы, а также по меньшей мере один батарейный блок. Причем модуль содержит расширяемое устройство, имеющее центральную часть и выполненное с возможностью расширения от первого диаметра до второго. Причем расширяемое устройство имеет отверстие в центральной части и турбину, выполненную сообщающейся с упомянутым отверстием с возможностью передачи текучей среды для перезарядки батареи. Технический результат заключается в повышении эффективности беспроводного скважинного модуля. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию и операциям в подземных скважинах, а именно к поршневым тянущим системам, способам функционирования поршневой тянущей системы и способам продвижения трубчатой колонны в стволе скважины. Технический результат заключается в обеспечении продвижения трубчатой колонны в стволе скважины. Поршневая тянущая система содержит первую группу из первого и второго поршневых узлов, которые выполнены с возможностью герметично контактировать со стволом скважины, и насос, выполненный с возможностью перемещения первой текучей среды между первым кольцевым пространством, изолированным между первым и вторым поршневыми узлами, и вторым кольцевым пространством. Способ функционирования поршневой тянущей системы содержит приведение в герметичный контакт со стволом скважины первой группы из первого и второго поршневых узлов, сцепление второго поршневого узла со стволом скважины и перекачивание первой текучей среды из первого кольцевого пространства, образованного между первым и вторым поршневыми узлами, причем первый поршневой узел прикрепляют к трубчатой колонне, обеспечивая возможность перемещения трубчатой колонны через второй поршневой узел. Способ продвижения трубчатой колонны в стволе скважины содержит приведение в герметичный контакт первого и второго поршневых узлов со стволом скважины, причем каждый из первого и второго поршневых узлов содержит первое захватное устройство, которое выборочно сцепляют со стволом скважины, а второй поршневой узел содержит второе захватное устройство, которое выборочно сцепляют с трубчатой колонной. 3 н. и 73 з.п. ф-лы, 9 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