Электронный зонд для буровых головок установок горизонтально направленного бурения



Электронный зонд для буровых головок установок горизонтально направленного бурения
Электронный зонд для буровых головок установок горизонтально направленного бурения
Электронный зонд для буровых головок установок горизонтально направленного бурения

 


Владельцы патента RU 2549944:

Наговицын Александр Леонидович (RU)

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности зонда за счет упрочнения корпуса и надежной герметизации основных электронных узлов. Предложен электронный зонд, содержащий металлический отсек 1 электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус 2, в котором размещены и залиты влагостойким компаундом измерительный блок 3, а также блок 4 обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока и магнитная антенна 5. При этом измерительный блок 3 включает в себя датчик 6 наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик 7 крена и импульсный стабилизатор 8. Пластиковый корпус 2 выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, а внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию. Магнитная антенна 5 и измерительный блок 3 имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие 11, а микроконтроллерный блок 4 - покрытие 12 из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока 3 и магнитной антенны 5, и залиты при сборке влагостойким компаундом 13. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к системам для геофизических целей, а более конкретно - к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении, и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Известен зонд для электрокаротажа, представленный в а.с. СССР №616606 по кл. G01V 3/18, E21B 47/00, з. 06.05.76, оп. 25.07.78.

Известный зонд имеет в качестве корпуса толстостенную бурильную трубу, в которой выполнены проточки под измерительную часть с токовыми (питание) и измерительными электродами, кабельный ввод для соединения с линией связи, снабженный узлом гидроуплотнения между внутренним и затрубным пространствами, при этом корпус измерительной части выполнен составным из диэлектрических втулок, часть которых армирована металлическими электродами, в стенках втулок имеются сквозные продольные каналы под измерительные электроды, а также два диаметрально расположенных сквозных канала для обеспечения удобства сборки, торцы всех втулок снабжены элементами, образующими лабиринтное уплотнение в поджатом состоянии, причем на бурильной трубе с одной стороны имеется уступ с диаметром, превышающим диаметр измерительной части, а с другой стороны башмак, поджимающий втулки, наружный диаметр которого равен диаметру уступа. Ремонтопригодность известного зонда обеспечивается тем, что измерительная часть зонда расположена в проточке корпуса зонда и корпус ее выполнен составным из диэлектрических втулок, часть которых армирована металлическими электродами, в диэлектрических втулках выполнены отверстия под измерительные электроды. Диэлектрические втулки можно достаточно легко заменить при повреждениях.

Недостаток известного зонда заключается в его ограниченных эксплуатационных возможностях - он не имеет элементов определения положения зонда, блока обработки измеренных сигналов и т.п.

Известен электронный зонд серии MARK (фирма Digital Control Inc. (США), описанный в ст. Наговицына А.Л. «Как минимизировать отказы. Неисправности электронных зондов для установок горизонтально направленного бурения: причины и следствия» в журнале "ВодаMagazine" №9(49), сентябрь 2011 г., стр.28-30, и выбранный в качестве прототипа (см. Приложение к заявке)).

Известный зонд монтируется в головке бура и состоит из блока питания в металлическом корпусе и сопряженного с последним пластмассового корпуса, в котором размещены измерительный блок, включающий в себя датчик наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик крена ("часов"), импульсный стабилизатор, а также блок обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока, и антенное устройство в виде антенного драйвера с ферритовой антенной. Все перечисленные элементы, помещенные в пластиковый корпус, залиты влагостойким компаундом. Пластиковый корпус обеспечивает свободное распространение силовых линий переменного магнитного поля, однако не имеет необходимой прочности. Буровая головка имеет участок с продольными сквозными щелями для беспрепятственного выхода магнитных силовых линий.

В процессе бурения происходит изменение характеристик породы, которое может вызвать разогрев буровой головки, ее сжатие с последующим механическим повреждением зонда и даже проникновение бурового раствора к элементам электронного блока, что нарушает работоспособность зонда.

Недостатками известного зонда являются его невысокая надежность, обусловленная низкой прочностью корпуса и недостаточной защищенностью элементов электронного блока.

Задачей является повышение надежности зонда.

Поставленная задача решается тем, что в электронном зонде для буровых головок установок горизонтально направленного бурения, содержащем металлический отсек электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус, в котором размещены и залиты влагостойким компаундом измерительный блок, включающий в себя датчик наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик крена, импульсный стабилизатор, а также блок обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока, и магнитная антенна. СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, пластиковый корпус выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию, магнитная антенна и измерительный блок имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие, а микроконтроллерный блок - покрытие из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока и магнитной антенны.

При этом сердечник магнитной антенны может быть выполнен в виде двух или более последовательно соединенных стержней или колец из ферромагнитного материала.

Кроме того, торцы соседних стержней или колец сердечника магнитной антенны могут иметь конусообразную форму и быть вклеены друг в друга посредством эластичного компаунда с высокой магнитной проницаемостью.

Изготовление пластикового корпуса зонда из многослойного стеклопластика с разной ориентацией стеклонитей во внутренних и внешних слоях существенно увеличивает прочность корпуса, уменьшая возможность его механического повреждения, а именно - образования сквозных трещин, что в совокупности с выполнением основных узлов электронного блока (измерительного блока и магнитной антенны) с нанесенным на них многослойным высокоадгезивным к ним влагоустойчивым покрытием, а блока обработки сигналов - с покрытием лаком с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока и магнитной антенны перед размещением всех их в корпусе и последующей заливкой влагостойким компаундом обеспечивает надежную герметизацию упомянутых узлов и, как следствие, высокую надежность работы электронного зонда, а также допускает их возможную замену при ремонте.

Технический результат - упрочнение корпуса, надежная герметизация основных узлов.

Заявляемое техническое решение обладает новизной в сравнении с прототипом, отличаясь от него такими существенными признаками, как выполнение пластикового корпуса из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию, выполнение магнитной антенны и измерительного блока с многослойным высокоадгезивным к ним влагостойким покрытием, а микроконтроллерного блока - с покрытием лаком с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока и магнитной антенны, обеспечивающими в совокупности достижение заданного результата.

Заявителю неизвестны технические решения, обладающие указанными существенными признаками, обеспечивающими в совокупности достижение заданного результата, поэтому он считает, что заявляемый зонд соответствует критерию «изобретательский уровень».

Заявляемый зонд может найти широкое применение в технике горизонтального бурения, а потому соответствует критерию «промышленная применимость».

Изобретение иллюстрируется чертежами, где представлены на:

- фиг.1 - общий вид электронного зонда;

- фиг.2 - вид пластикового корпуса в разрезе;

- фиг.3 - конструкция магнитной антенны.

Заявляемый электронный зонд (фиг.1) содержит металлический отсек 1 электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус 2, в котором размещены и залиты влагостойким компаундом измерительный блок 3, а также блок 4 обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока и магнитная антенна 5. При этом измерительный блок 3 включает в себя датчик 6 наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик 7 крена и импульсный стабилизатор 8.

Пластиковый корпус 2 выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои 9 которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, а внешние слои 10 выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию (фиг.2). Магнитная антенна 5 и измерительный блок 3 имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие 11, а микроконтроллерный блок 4 - покрытие 12 из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока 3 и магнитной антенны 5, и залиты при сборке влагостойким компаундом 13. Магнитная антенна 5 состоит из нескольких стержней 14, вклеенных друг в друга посредством эластичного компаунда 15 с высокой магнитной проницаемостью, и катушки-соленоида 16 (фиг.3). При этом торцы соседних стержней 14 или колец сердечника магнитной антенны 5 имеют, в частности, конусообразную форму.

Зонд собирают следующим образом. На измерительный блок 3 и магнитную антенну 5 наносят многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие 11, а на микроконтроллерный блок 4 обработки сигналов - покрытие 12 из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока 3 и магнитной антенны 5. Затем эти узлы помещают в пластиковый корпус 2, предварительно сопряженный (соединенный) с металлическим корпусом 1, в котором размещен узел электропитания (на чертежах не показан), где размещают их заданным образом и заливают влагостойким компаундом 13.

Прочная конструкция корпуса 2 зонда в процессе прохождения буровой головкой горных пород достаточно хорошо переносит механическое воздействие и не претерпевает значительных нарушений целостности корпуса. Наличие многослойного покрытия 11 на таких функционально важных узлах зонда, как измерительный блок 3 и магнитная антенна 5, и покрытия 12 на блоке 4 обработки сигналов даже в случае возможного нарушения целостности корпуса обеспечивает сохранение работоспособности перечисленных узлов.

В сравнении с прототипом заявляемый зонд является более надежным в эксплуатации в плане сохранения безотказности работы, увеличения срока его службы и обеспечения возможности ремонта.

1. Электронный зонд для буровых головок установок горизонтально направленного бурения, содержащий металлический отсек электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус, в котором размещены и залиты компаундом измерительный блок, включающий в себя датчик наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик крена, импульсный стабилизатор, а также блок обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока, и магнитная антенна, отличающийся тем, что пластиковый корпус выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию, магнитная антенна и измерительный блок имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие, а микроконтроллерный блок - покрытие из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока и магнитной антенны.

2. Электронный зонд по п.1, отличающийся тем, что сердечник магнитной антенны выполнен в виде двух или более последовательно соединенных стержней или колец из ферромагнитного материала.

3. Электронный зонд по п.1, отличающийся тем, что торцы соседних стержней или колец сердечника магнитной антенны имеют конусообразную форму и вклеены друг в друга посредством эластичного компаунда с высокой магнитной проницаемостью.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

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.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы.

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).

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.
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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1-Ρу2+Ρтр2-Pпогр1-Рпогр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔΡп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔΡп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔΡу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔPу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности. Скважинный измерительный прибор, содержащий кожух, выполненный с возможностью перемещения внутри ствола скважины, по меньшей мере, один датчик, выполненный с возможностью измерения параметра ствола скважины, контроллер, установленный в кожухе, включающий в себя, по меньшей мере, одно из следующего: устройство сохранения данных и устройство управления работой, по меньшей мере, одного датчика, и первый порт оптической связи, установленный в первом отверстии в кожухе, причем первый порт оптической связи включает в себя управляемый с помощью электричества источник света, причем первое отверстие в кожухе, герметично закрывающееся заглушкой порта, имеющей оптически прозрачное окно, причем заглушка порта выполнена с возможностью противодействия входу текучей среды скважины внутрь кожуха и второй порт оптической связи, установленный во втором отверстии в кожухе, причем второй порт оптической связи включает в себя фотодетектор, причем второе отверстие в кожухе герметично закрывается заглушкой порта, имеющей оптически прозрачное окно, причем заглушка порта выполнена с возможностью противодействия входу текучей среды скважины внутрь кожуха. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса. Технический результат - увеличение добычи и сохранение надежности погружного оборудования за счет его эксплуатации в режиме максимального КПД. По способу откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления. Контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления. Частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки. Время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего. Значение максимального давления для сцементированного пласта выбирают из условия максимума добычи, а для пласта, интенсивно разрушающегося в процессе добычи, - из условия минимума выноса механических примесей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений нефти и природного газа. Заявлена электромагнитная расстановка, сконфигурированная для использования в подземной буровой скважине. Расстановка включает в себя множество расположенных с промежутком вдоль оси электромагнитов и сконфигурирована с возможностью генерации спектра магнитного поля, имеющего по меньшей мере первую и вторую пары магнитно-противоположных полюсов. Преимущественно могут использоваться измерения при пассивной локации возбужденного магнитного поля, например, для исследования и управления непрерывным бурением объединенной скважины. Электромагнитная расстановка может также использоваться в активной локации. При активной локации может также использоваться расстановка постоянных магнитов, обеспечивающая подобный спектр магнитного поля. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 2 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является уменьшение реверберационного шума. Способ содержит а. размещение каротажного устройства, включающего в себя ультразвуковой приемоизлучатель, в скважине, имеющей обсадную трубу, причем ультразвуковой приемоизлучатель имеет фокусную точку, находящуюся на расстоянии от ультразвукового приемоизлучателя так, что она будет позади внутренней поверхности обсадной трубы, б. излучение ультразвукового сигнала из ультразвукового приемоизлучателя, в. обнаружение отражения ультразвукового сигнала от внутренней части перфорационного канала, проходящего через обсадную трубу в формацию, г. измерение времени, проходящего между передачей и приемом ультразвукового сигнала, д. определение положения ультразвукового приемоизлучателя, соответствующего ультразвуковой передаче и приему отраженного сигнала, е. повторение шагов б)-д) несколько раз и запись полученных данных, ж. обработку полученных данных с помощью компьютера и определение размеров перфорационного канала, з. при этом ультразвуковой приемоизлучатель расположен на отстоянии от обсадной трубы ствола скважины на, по меньшей мере, одну треть минимальной длины открытого канала, которую требуется измерить, и. при этом отстояние такое, что отражения от обсадной трубы реверберируют и существенно рассеиваются перед тем, как отражение изнутри перфорационного канала будет принято ультразвуковым приемоизлучателем. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию. По способу на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом. Измеряют дебит скважины и обводненность по фазам ежесекундно в реальном времени. Усредняют дебит за определенное выбранное время. Сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами. При выходе значений обводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне. Для этого выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту. Система содержит ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин. К газосборному коллектору куста скважин подключен ПИД-регулятор, соединенный выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в газосборном коллекторе куста скважин. В качестве задатчика производительности используется удаленное автоматизированное рабочее место, которое подает задание производительности на устройство сравнения. Технический результат заключается в обеспечении стабильного согласованного управления скважинами куста, повышении точности и качества переходных процессов регулирования давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, увеличении рабочего ресурса исполнительных механизмов скважин, повышении надежности и безаварийности, сокращении «человеческого фактора» при эксплуатации газового промысла.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе. Расстановка дополнительно содержит электрический модуль, такой как диодный мост, имеющий конфигурацию, обеспечивающую электрический ток постоянной полярности для по меньшей мере первого электромагнита расстановки. Расстановка может иметь конфигурацию, обеспечивающую создание спектра магнитного поля, который содержит один магнитный диполь, в случае, когда расстановка возбуждается электрическим током первой полярности, и по меньшей мере одну пару противоположных магнитных полюсов в случае, когда расстановка возбуждается электрическим током противоположной полярности. Изобретение предусматривает многочисленные независимые дальнометрические методы определения относительного положения между стволами скважин. Технический результат - повышение точности операций подземной магнитной дальнометрии. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения степени кривизны и удлинения ствола скважины. Предложен способ тарировки скважины по удлинению ствола скважины относительно ее вертикальной составляющей, заключающийся в определении высоты гидростатического столба жидкости по давлению в его нижней точке. При этом скважину с обсадной колонной перекрывают пакером над продуктивным пластом или на необходимой глубине, заполняют пресной или минерализованной водой с известной плотностью, поддерживают уровень воды на устье скважины неизменным, замеряют давление и температуру в стволе скважины через равные промежутки длины спущенного кабеля или проволоки с манометром-термометром. А удлинение ствола скважины от ее вертикальной составляющей определяется по приведенному математическому выражению. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Способ прогрева призабойной зоны скважины характеризуется тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей. Производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. Устройство для осуществления способа составлено из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх