Способ передачи скважинной информации по электромагнитному каналу связи и устройство для его осуществления



Способ передачи скважинной информации по электромагнитному каналу связи и устройство для его осуществления
Способ передачи скважинной информации по электромагнитному каналу связи и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2537717:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ГОРИЗОНТ" (ООО НПФ "ГОРИЗОНТ") (RU)

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления. Предложен способ передачи информации по электромагнитному каналу связи посредством возбуждения электрического тока в породе, окружающей нижнюю часть колонны бурильных труб. При этом ток в породе возбуждают при помощи ЭДС автономного генератора, подключенного к колонне, и по изолированному от колонны коаксиальному кольцу. Кроме того, в верхнюю компоновку колонны труб вводят дополнительное изолированное от колонны коаксиальное кольцо и с этого кольца осуществляют съем величины переменного напряжения, наводимого в породе вблизи поверхности колонны текущим током, генерируемым излучающим кольцом. Причем величину указанного напряжения модулируют управляемой в соответствии с кодированной забойной информацией ЭДС автономного генератора. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи.

Известна телеметрическая система передачи скважинных данных (пат. РФ №2229733, приор. 23.03.1999 г., публ. 20.01.2001 г.).

Телеметрическая система содержит изоляционный трубный элемент, отделяющий нижнюю часть бурильных труб вместе с турбобуром от основной колонны бурильных труб, ключевой элемент, управляемый кодовым сигналом скважинной аппаратуры, наземную часть, содержащую электрод заземления и блок приема кодированной информации. Ключевой элемент подключен параллельно изоляционному трубному элементу. В наземную часть между колонной бурильных труб и электродом заземления введен силовой источник электрического питания канала связи и трансформатор тока. Силовой источник электрического питания канала связи и первичная токовая обмотка трансформатора тока включены последовательно между колонной бурильных труб и дополнительным электродом заземления. Вторичная обмотка трансформатора соединена с входом блока приема кодированной информации. В колонну бурильных труб может быть установлен по меньшей мере один дополнительный разделяющий колонну бурильных труб изоляционный элемент с соответствующим ключевым элементом, подключенным параллельно дополнительному изоляционному элементу и управляемым кодовым сигналом скважинной аппаратуры.

Недостаток известной конструкции заключается в том, что наличие диэлектрических разделителей и наземного генератора усложняет конструкцию.

Известен способ бурения наклонных и горизонтальных скважин, исключающий использование разделительной диэлектрической вставки и включающий сборку буровой компоновки: забойного двигателя, кривого переводника, удлинительной трубы, посадочного устройства, инклинометра, бурильных труб, крана шарового, квадрата, вертлюга и наземной аппаратуры, отличающийся тем, что в буровую компоновку после инклинометра устанавливают нижнюю приемо-передающую антенну, соединенную через блок согласования с инклинометром, а в верхней части буровой компоновки устанавливают верхнюю приемо-передающую антенну, соединенную через блок согласования и токосъемник или непосредственно с наземной аппаратурой обработки и визуализации информации, причем конструкцию приемо-передающих антенн выполняют так, что при передаче информационного сигнала от инклинометра нижняя антенна возбуждает переменный импульсный электрический ток по буровому раствору внутри буровой компоновки, достигая верхней антенны и охватывая ее, ток возвращается по стенкам колонны к нижней антенне, образуя замкнутое электрическое кольцо вокруг нижней и верхней антенн, возбуждая в последней переменное импульсное напряжение - информационный сигнал.

При этом приемо-передающую антенну изготавливают в виде двух цилиндров разного диаметра, помещают один в другой и соединяют в торце, в зазор между цилиндрами устанавливают цилиндр из магнитомягкого материала с обмоткой, который закрывают электроизолирующим материалом, внешний цилиндр выполняют по диаметру бурильной трубы с муфтой и ниппелем, а второй торец внутреннего цилиндра изолируют от внешнего цилиндра (пат. РФ №2162521, приор. 17.12.1999 г., опубл. 27.01.2001 г.).

Известный способ предусматривает измерение текущих параметров скважины (показания инклинометра) и передачу через блок согласования информационного сигнала на нижнюю приемо-передающую антенну, которая возбуждает переменный электрический ток. Электрический ток идет от внутреннего цилиндра нижней антенны до внутреннего цилиндра верхней антенны и, замыкаясь на стенку буровой колонны, образует токовую петлю вокруг антенн. Токовая петля возбуждает в верхней антенне переменное (импульсное) напряжение, идентичное передаваемому. Этот сигнал через блок согласования и токосъемник или по беспроводному каналу связи поступает в наземную аппаратуру обработки и визуализации информации. Данные, полученные на поверхности, используют для контроля направления бурения и для управления направлением бурения

Недостаток способа и устройства заключается в том, что способ реализуется при помощи очень сложного устройства. («Верхнюю часть компоновки подсоединяют к нижней при установке достаточного количества бурильных труб») - такая сборка колонны предусматривает однократное исполнение, так как при наращивании колонны требуется каждый раз отцеплять компоновку с верхней антенной. При этом способ предусматривает электроизоляцию всей внутренней поверхности бурильных труб («Способ по п.1, отличающийся тем, что бурильные трубы, кран шаровый и квадрат покрывают внутри изолирующим слоем»), что выполнить крайне сложно.

Известен способ создания электромагнитного канала связи между приемным устройством и датчиком, заключающийся в возбуждении электрического тока в грунтах, окружающих нижнюю часть колонны бурильных труб (колонна), и регистрации наводимой при этом разности потенциалов между верхней и нижней частями колонны, разделенных диэлектрической вставкой. При этом ток наводится при помощи автономной электродвижущей силы (ЭДС) между нижней частью колонны и проводящим коаксиальным кольцом, расположенным непосредственно над долотом и изолированным от колонны (Молчанов А.А., Абрамов Г.С. Бескабельные системы для исследований нефтегазовых скважин (теория и практика). / Под общей редакцией А.А. Молчанова - Москва: ОАО «ВНИИО-ЭНГ», 2003. - 450 с.). (Выбран в качестве прототипа к заявляемому изобретению.)

Недостатками данной технологии являются как необходимость обеспечения надежного соединения с верхней частью колонны изолированным кабелем для съема его потенциала относительно нижней части, что не всегда технологично и/или надежно, так и наличие разделительной диэлектрической вставки, что ухудшает механическую прочность колонны.

Задачей группы изобретений является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления.

Указанная задача решается тем, что в способе передачи информации по электромагнитному каналу связи, включающем возбуждение электрического тока в породе, окружающей нижнюю часть колонны бурильных труб (колонна), при помощи ЭДС автономного генератора, подключенного к колонне, и по изолированному от колонны коаксиальному кольцу (излучающее кольцо), в верхнюю компоновку колонны вводят дополнительное изолированное от колонны коаксиальное кольцо (измерительное кольцо) и с этого кольца осуществляют съем величины переменного потенциала напряжения, наводимого в породе текущим током, генерируемым излучающим кольцом, при этом величину потенциала модулируют управляемой в соответствии с кодированной забойной информацией ЭДС автономного генератора.

Заявляется устройство для реализации способа, содержащее автономный генератор, проводящее коаксиальное изолированное от колонны бурильных труб (колонна) кольцо (излучающее кольцо), установленное в нижней части колонны, и устройство кодирования и управления ЭДС автономного генератора, а также блок регистрации и декодирования получаемой информации возбуждения электрического тока в колонне и в породе, окружающей колонну, при этом в верхнюю компоновку колонны введено дополнительное проводящее коаксиальное изолированное от колонны кольцо (измерительное кольцо), установленное с возможностью регистрации изменения напряжения между этим измерительным кольцом и колонной.

Отличительные признаки заявленного способа и устройства от известных технических решений заключаются в следующем.

В способе по пат. 2162521 передача сигналов осуществляется при помощи катушки («устанавливают цилиндр из магнитомягкого материала с обмоткой») с током, проходящим по трубе, то есть это электромагнитное возбуждение.

В заявляемом способе подают электрический переменный потенциал непосредственно на изолированное от трубы излучающее кольцо.

Прием сигнала (в верхней антенне) по пат. 2162521 также осуществляется при помощи катушки (аналогично п.1).

В заявляемом способе - это опять же изолированное от трубы измерительное кольцо.

В пат. 2162521 регистрируется переменная ЭДС, наводимая замкнутым током в бурильной трубе и буровом растворе в катушке «из магнитомягкого материала с обмоткой», в нашем случае мы регистрируем в измерительном кольце переменный потенциал, наводимый в породе вблизи колонны бурильных труб относительно ее поверхности текущим в пласте током, который генерируется излучающим кольцом.

На фиг.1 представлена принципиальная схема устройства для осуществления передачи информации с забоя скважины.

На фиг.2 показано расположение измерительного и излучающего колец на металлической колонне.

Устройство содержит: колонну бурильных труб 1, в верхней части которой установлено измерительное кольцо 2, а в нижней части - излучающее кольцо 3, а также скважинный датчик 4 с модулем кодирования полезного сигнала (общеизвестно), установленные непосредственно над долотом 5, автономный генератор 6, подключенный к излучающему кольцу 3 и колонне 1. Измерительное кольцо 2 установлено с возможностью регистрации изменения напряжения между этим измерительным кольцом и колонной - поз.7. Измерительное и излучающее кольца установлены на изоляторах 8 на металлической колонне 1. Устройство содержит блок регистрации и декодирования получаемой информации возбуждения электрического тока в колонне и в породе (общеизвестно и на фигуре не показано). Обозначение «В» - направление тока в породе, «А» - направление тока к измерительному кольцу 2 относительно колонны 1.

Суть способа

На забое бурящейся скважины с помощью автономного генератора 6, подключенного к излучающему кольцу 3, в толщу окружающих скважину пород подают модулированный полезным сигналом от скважинного датчика 4 ток «В», который генерирует переменную разность потенциалов в породе вокруг колонны, которая регистрируется при помощи измерительного кольца 2 относительно той же колонны (Фиг.1).

Форма снимаемой с излучающего кольца 2 разности потенциалов определяется модулем кодирования скважинного датчика 4. Таким образом, полезным сигналом служит изменение напряжения между измерительным кольцом 2 и колонной 1, являющейся функцией переменного тока, текущего в окружающей колонну толще пород, генерируемой переменной ЭДС автономного генератора 6 при помощи излучающего кольца 3.

Для этого осуществляют съем информации (измерение разности потенциалов Δφ) между измерительным кольцом 2 и колонной 1. Разность потенциалов Δφ наводится токами «В» в породе и/или промывочной жидкости при помощи генераторной ЭДС, модулированной полезным сигналом скважинного датчика 4 на излучающем кольце 3:

Δ ϕ = I * R ,                                                                                ( 1 )

где I - ток между измерительным кольцом и нижней частью колонны,

R - входное сопротивление измерительного устройства.

1. Способ передачи информации по электромагнитному каналу связи, включающий возбуждение электрического тока в породе, окружающей нижнюю часть колонны бурильных труб (колонна), при помощи ЭДС автономного генератора, подключенного к колонне и изолированному от колонны коаксиальному излучающему кольцу, кодирование забойной информации, отличающийся тем, что в верхнюю компоновку колонны вводят дополнительное изолированное от колонны коаксиальное измерительное кольцо и с этого кольца осуществляют съем величины переменного напряжения, наводимого в породе вблизи поверхности колонны текущим током, генерируемым излучающим кольцом, при этом величину указанного напряжения модулируют управляемой в соответствии с кодированной забойной информацией от скважинных датчиков ЭДС автономного генератора.

2. Устройство для передачи информации по электромагнитному каналу связи, содержащее автономный генератор, проводящее коаксиальное изолированное от колонны бурильных труб (колонна) излучающее кольцо, установленное в нижней части колонны, и устройство кодирования и управления ЭДС автономного генератора, а также блок регистрации и декодирования получаемой информации возбуждения электрического тока в колонне и в породе, окружающей колонну, отличающееся тем, что в верхнюю компоновку колонны введено дополнительное проводящее коаксиальное изолированное от колонны измерительное кольцо, установленное с возможностью регистрации изменения напряжения между этим кольцом и колонной.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Группа изобретений относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и сыпучих материалов, газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования. Телеметрическая система содержит наземный блок приема и обработки информации, соединенный по цепи питания электрический кабель - погружной электродвигатель (ПЭД) с портом блока погружного телеметрии (БП). БП выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием и предназначен для контроля и передачи на наземный блок (БН) приема и обработки информации - параметров и верхнего (первого), и нижнего (второго) пластов. При этом порт БП посредством последовательно соединенных устройства сбора и передачи информации и интерфейса связи и питания соединен с его дополнительным портом, к которому подключено устройство измерения (УИ) параметров нижнего (второго) пласта скважины посредством герметичного соединения. Дополнительный Порт предназначен для передачи запрошенной информации от устройства измерения к БП. Соединение УИ и БП осуществлено с помощью герметичного соединителя, установленного в вырезе корпуса БП. Устройство сбора и передачи телеметрической информации выполнено с возможностью формирования пакетов данных о параметрах датчиков первого пласта и пакетов данных о параметрах датчиков второго пласта с устройства измерения и преобразования их для передачи на наземный блок приема и обработки информации по кабелю питания погружного электродвигателя, где эта информация распознается для передачи потребителю. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. Ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции. Шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида. Техническим результатом является повышение результативности поиска мест расположения повреждений ОК. Способ заключается в импульсном освещении и регистрации стенок обсадной колонны скважины с помощью импульсного источника света и фототелекамеры с последующей обработкой полученных видеоматериалов, по которым определяют место и характер повреждения стенки обсадной колонны скважины. Перед визуальными исследованиями проводят акустические исследования интенсивности шумоизлучения по глубине и азимутальному углу скважины с помощью остронаправленного преобразователя интенсивности шумоизлучения с диаграммой направленности, совпадающей по направлению с диаграммой направленности импульсного источника света. При этом регистрация стенок обсадной колонны скважины с помощью фототелекамеры проводят в моменты превышения выходным сигналом с преобразователя интенсивности шумоизлучения заданного порогового значения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения. Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида включают на заданное время распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине. По измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности. 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы. Технический результат - сокращение времени выявления возможных перетоков углеводородов из месторождения в вышележащие пласты-коллекторы из-за нарушения герметичности его покрышки и заколонных пространств скважин для принятия мер по их ликвидации и предотвращению возможных выбросов на поверхность земли. По способу определяют геологическое строение среды в районе месторождения. Выявляют потенциальные пласты-коллекторы в разрезе горных пород выше месторождения, направления их поднятия - восстания и пространственной ориентации систем субвертикальных трещин. Сооружают эксплуатационные и наблюдательные скважины со вскрытием последними пластов-коллекторов выше месторождения. Проводят термобарические исследования в эксплуатационных скважинах и определяют состав пластовых флюидов во всех скважинах. Фиксируют разгерметизацию месторождения по результатам данных исследований. Наблюдательные скважины сооружают вблизи от скважин, предназначенных для контроля за герметичностью их заколонных пространств и месторождения, в направлении ориентации субвертикальных трещин и восстания потенциальных пластов-коллекторов выше месторождения. В этих скважинах определяют изменение термобарических параметров в интервалах глубин залегания пластов-коллекторов в режиме реального времени. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ). Заявленный способ включает измерение текущих значений A как отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), выбор Amin и Amax (минимальное и максимальное значение отношения Ca/Si), определение по результатам измерений двойного разностного параметра (ДРП(Ca/Si) по формуле: Д Р П ( C a / S i ) = A − A min A max − A ш т . Калибровка спектрометра осуществляется статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхняя граница плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижняя граница плотности цементного камня. Плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле: γснгк=1,25+0,7 ДРПca/si. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 ил.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы. Техническим результатом является повышение надежности коммутации забойных датчиков в составе телеметрической системы. Устройство содержит корпус и контактные элементы, расположено внутри бурильной трубы и выполнено в виде струйного элемента, включающего баллон питания со сжатым газом, струйный блок формирования командного сигнала, струйные триггеры со счетным входом, струйные блоки инверторов, струйные логические элементы «И» и «ИЛИ» и струйный блок формирования выходного сигнала, причем выход струйного блока формирования командного сигнала соединен с входом струйных триггеров, выходы которых соединены с входами струйного блока инверторов, а выходы инверторов соединены с входами струйных логических элементов «И», соединенных с выходами забойных датчиков, выходы элементов «И» соединены с входами логического элемента «ИЛИ», выход которого соединен с входом струйного блока формирования выходного сигнала. 1 ил.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции. Предложен способ определения рода материала в полости между внутренней металлической стенкой и наружной металлической стенкой, в котором осуществляют следующую последовательность действий: сначала с внутренней стороны внутренней металлической стенки устанавливают прибор, который содержит генератор импульсов и регистратор сигнала; затем посредством генератора импульсов генерируют электромагнитные импульсы малой длительности, которые вызывают механические вибрации в стенках; данные, характеризующие отражения этих механических вибраций от полости, образованной между указанными стенками, регистрируют посредством регистратора сигнала; зарегистрированные данные анализируют, чтобы определить род материала в полости. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх