Устройство включения скважинной телесистемы с автономным источником питания


 


Владельцы патента RU 2578142:

Общество с ограниченной ответственностью Нефтяная научно-производственная компания "ЭХО" (RU)

Изобретение относится к контрольно-измерительным телесистемам режимов бурения скважин, имеющим определенный временной ресурс эксплуатации. Техническим результатом является продление срока службы автономного источника питания путем уменьшения энергозатрат. Предложено устройство включения скважинной телесистемы с автономным источником питания, содержащее сочлененный с телесистемой немагнитный корпус, постоянный магнит и вычислительное устройство. При этом немагнитный корпус установлен внутри бурильной трубы с помощью центратора. Снаружи немагнитного корпуса или центратора закреплен выполненный из эластомерного материала лепесток, размеры которого выбраны из условия, что при движении потока скважинной жидкости лепесток отклоняется. На лепестке установлен постоянный магнит. Внутри немагнитного корпуса на прямой, параллельной продольной оси корпуса, и на равном расстоянии от постоянного магнита установлены два магнитометра, магнитометры соединены с вычислительным устройством, выход которого связан со входом телесистемы. 2 ил.

 

Изобретение относится к контрольно-измерительным телесистемам режимов бурения скважин, имеющим определенный временной ресурс эксплуатации.

Существует проблема дистанционного включения передатчика телесистемы с автономным источником питания в момент начала циркуляции бурового раствора для исключения передачи информации при остановленном бурении. При использовании датчиков вибраций (пат. РФ №2296218, МПК E21B 44/00) может потребоваться дополнительная настройка, кроме того, вибрация при циркуляции бурового раствора не всегда наблюдается.

Для изменения состояния телесистем с автономным источником питания использовали также изменение направления бурения (заявка №2312905, Великобритания, МПК E21B 7/06), что ограничивает свободу использования телесистем.

Известное устройство для включения питания автономного скважинного прибора содержит автономный источник питания, электронную схему, вычислительное устройство, размещенные в корпусе из немагнитного материала, внешний постоянный магнит для включения прибора на поверхности. Кроме того, устройство содержит датчик давления, соединенный через электронную схему с автономным источником питания. Изменение давления приводит к переводу автономного прибора на заданной глубине из «спящего» режима в режим измерений (Пат. РФ №2257470, МПК E21B 47/00 - прототип). При использовании датчика давления необходимо нарушать герметичность корпуса, что снижает надежность самого прибора и приводит к конструктивным трудностям при изготовлении.

Цель изобретения - создание простого устройства, позволяющего включать передатчик скважинной телесистемы только при наличии циркуляции бурового раствора, что позволяет экономить энергию и продляет срок службы автономного источника питания.

Устройство включения скважинной телесистемы с автономным источником питания содержит сочлененный с телесистемой немагнитный корпус, постоянный магнит и вычислительное устройство. Немагнитный корпус установлен внутри бурильной трубы с помощью центратора. Снаружи немагнитного корпуса или на центраторе закреплен лепесток, выполненный из эластомерного материала, размеры лепестка выбраны из условия, что при движении потока скважинной жидкости лепесток отклоняется. Постоянный магнит расположен на лепестке. Внутри немагнитного корпуса на прямой, параллельной продольной оси корпуса, и на равном расстоянии от постоянного магнита установлены два магнитометра, магнитометры соединены с вычислительным устройством, выход которого связан со входом телесистемы.

На рис. 1, 2 представлен один из вариантов устройства включения скважинной телесистемы с центратором, изготовленным из эластомерного материала. На корпусе 1 цилиндрической формы, выполненном из немагнитного материала, например титана, укреплен центратор 2, выполненный из эластомерного материала, имеющий несколько ребер 3 (на рис. 2 изображено 4 ребра). На центраторе 2 также установлен лепесток 4 с постоянным магнитом 5. Длина лепестка 4 выбрана таким образом, чтобы лепесток 4 не задевал бурильную трубу, внутри которой в рабочем состоянии закреплен центратор 2, а общие размеры лепестка 4 позволяют при движении скважинной жидкости свободно отклоняться. Внутри корпуса 1 расположена плата 6 с размещенными на ней магнитометрами 7 и 8 и вычислительное устройство 9. Магнитометры 7 и 8 размещены внутри корпуса 1 на прямой, параллельной продольной оси корпуса 1, и на равном расстоянии от постоянного магнита 5 и соединены с вычислительным устройством 9, выход которого соединен со входом телесистемы.

Лепесток 4 можно закрепить на немагнитном корпусе 1 с помощью немагнитного материала, например манжеты, выполненной из эластомерного материала, а центратор 2 может быть выполнен и из магнитного материала, если он расположен не на корпусе 1, но он, кроме основной функции, в этом случае с помощью ребер 3 обеспечивает зазор между корпусом 1 и бурильной трубой, который необходим для свободного отклонения лепестка 4.

Устройство в составе телесистемы опускают в скважину и на необходимой глубине с помощью центратора 2 закрепляют внутри бурильной трубы. При отсутствии циркуляции скважинной жидкости лепесток 4 с магнитом 5 расположен симметрично относительно магнитометров 7 и 8, воздействует на них одинаково и его воздействие взаимно компенсируется: вычислительное устройство 9 выдает сигнал об отсутствии движения жидкости в скважине, поддерживая телесистему в «спящем» режиме. При достижении скорости потока скважинной жидкости заданного уровня лепесток 4 отклоняется, и действие магнита 5 на магнитометры 7 и 8 разбалансируется, а вычислительное устройство 9 выдает сигнал о переводе телесистемы из «спящего» режима в рабочий.

Для предупреждения ложного срабатывания устройства при обратном движении скважинной жидкости, например, при спуске телесистемы в скважину вычислительное устройство 9 учитывает знак сигнала разбалансировки выходных сигналов магнитометров 7 и 8, который указывает направление отклонения лепестка 4 - вверх или вниз.

Для предотвращения срабатывания устройства при незначительных колебаниях скважинной жидкости, не связанных с началом бурения, задают порог срабатывания устройства выбором размеров лепестка 4 и/или уровнем выходных сигналов магнитометров 7 и 8, которые определяет вычислительное устройство 9.

Устройство включения скважинной телесистемы с автономным источником питания, содержащее сочлененный с телесистемой немагнитный корпус, постоянный магнит и вычислительное устройство, отличающееся тем, что немагнитный корпус установлен внутри бурильной трубы с помощью центратора, снаружи немагнитного корпуса или центратора закреплен выполненный из эластомерного материала лепесток, размеры которого выбраны из условия, что при движении потока скважинной жидкости лепесток отклоняется, постоянный магнит установлен на лепестке, внутри немагнитного корпуса на прямой, параллельной продольной оси корпуса, и на равном расстоянии от постоянного магнита установлены два магнитометра, магнитометры соединены с вычислительным устройством, выход которого связан со входом телесистемы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для защиты погружных телеметрических систем. Технический результат заключается в повышении надежности защиты погружных блоков системы телеметрии, сокращении затрат на спуско-подъемные операции при выходе из строя погружного блока системы телеметрии.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения.

Изобретение относится к закладке взрывчатого вещества в стволы взрывных скважин и/или соответствующим устройствам или инструментам осуществления контроля правильности заполнения взрывчатым веществом в стволах скважин.

Изобретение относится к направленному бурению скважин, в частности к средствам каротажа удельного сопротивления пород в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и информативности о наборе слоев перед буровым долотом по мере перемещения компоновки низа бурильной колонны, что обеспечивает более точное управление направленным бурением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для выполнения скважинного каротажа. Техническим результатом является повышение чувствительности и точности информации в процессе измерений в скважине.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам направленного бурения и корректировки траектории скважины. Техническим результатом является обеспечение предотвращения прямых или косвенных пересечений стволов скважины.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение. Технический результат заключается в снижении энергозатрат, повышении точности проведения исследований отдельных пластов с целью определения фильтрационно-емкостных характеристик. Способ селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин включает спуск в скважину колонны двойных насосно-компрессорных труб (НКТ) с винтовым насосом и датчиком давления и температуры. Управление винтовым насосом осуществляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем. С помощью двухпакерной компоновки колонны НКТ выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины. После запуска глубинно-насосного оборудования скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ поступает по пространству между колоннами НКТ меньшего и большего диаметров до фонтанной арматуры, предусматривающей возможность подвески дополнительной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб. 1 ил.

Использование: для неразрушающего анализа образцов пористых материалов. Сущность изобретения заключается в том, что производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом, затем осуществляют первое измерение удельного электрического сопротивления в различных местах вдоль длины образца пористой среды и проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, в процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение удельного электрического сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение, на основе измерений рассчитывают профиль насыщенности породы фильтратом и профиль отношения измененной пористости к начальной пористости. Технический результат: обеспечение возможности определения профиля низменных свойств в образце пористой среды после воздействия загрязнителя на основе изменения электрического удельного сопротивления. 1 н. и 18 з.п. ф-лы. 3 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для заталкивания кабеля в скважину. Устройство содержит установленный в корпусе герметизатор кабеля, гидравлический привод и гидродвигатель. Гидравлический привод содержит масляный насос, гидрораспределитель, клапан регулирования давления, емкость и гидравлическое масло, используемое в качестве гидравлического источника энергии и циркулирующее в замкнутой системе. Гидродвигатель содержит герметичный цилиндрический корпус, расположенный в нем элемент охвата и спуска кабеля, расположенные по разные стороны от этого элемента верхний и нижний поршни, образующие в корпусах верхнюю и нижнюю рабочие полости, которые соединены соответствующими каналами с гидравлическим приводом. Элемент охвата и спуска кабеля выполнен в виде подпружиненных металлических конусных сухарей или в виде тяговой втулки из мягкого упругого материала. Между верхним поршнем гидродвигателя и элементом охвата и спуска кабеля размещен вкладыш, выполненный в нижней части с кольцевым конусным торцом для сопряжения с конусными сухарями или тяговой втулкой. Верхняя и нижняя рабочие полости гидродвигателя соединены имеющимися в корпусе каналами с гидрораспределителем гидравлического привода через рукава высокого давления с образованием замкнутой системы циркуляции масла. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к средствам акустического каротажа в скважине. Техническим результатом является повышение качества получаемых в процессе каротажа акустических данных за счет компенсации вращения прибора акустического каротажа во время проведения измерений в скважине. Предложен способ акустического каротажа, в соответствии с которым: в скважине размещают с возможностью перемещения акустический каротажный прибор, состоящий из по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один приемник акустических сигналов, состоящий из набора датчиков, расположенных по окружности в фиксированном положении относительно друг друга, при этом секции, содержащие по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и секции, содержащие по меньшей мере один приемник акустических сигналов, выполнены с возможностью совместного вращения и вращения независимо друг от друга. Причем на каждом шаге акустического каротажа определяют относительный угол поворота акустического прибора вокруг своей оси, вычисляют угол коррекции для секций, содержащих по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и/или для секций, содержащих по меньшей мере один приемник акустических сигналов, и осуществляют компенсационное вращение тех секций акустического каротажного прибора, для которых был вычислен угол коррекции. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого. Устройство содержит не менее одной нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, заполненных технологической жидкостью для формирования непрерывной жидкой среды между выходом каждой нагнетательной скважины и входом не менее чем одной добывающей скважины. Источник волнового воздействия в каждой добывающей скважине выполнен в виде погружного насоса с блоком управления его мощностью, вход которого связан с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Источник волнового воздействия в нагнетательной скважине выполнен в виде регулятора расхода жидкости, размещенного на входе нагнетательной скважины совместно с расходомером. Выход расходомера связан со входом блока управления источниками воздействия. Вход регулятора расхода жидкости соединен с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Выход не менее одной добывающей скважины связан через вновь введенный измерительный блок, включающий датчики количества и/или качества добываемых полезных ископаемых, со входом блока управления источниками волнового воздействия, образуя канал обратной связи управления волновым воздействием. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией. Предложен способ воздействия на процесс консолидации цементного раствора за обсадной колонной в горизонтальных скважинах, который включает этапы проведения каротажа в скважинах прибором акустического контроля качества цементирования ОК, регистрацию амплитуд волн Лэмба-Стоунли, интерпретацию результатов измерений с выделением участков «защемления» смеси промывочной жидкости, и осуществления локальной обработки мест «защемления» промывочной жидкости упругими колебаниями на частоте радиального резонанса обсадной колонны. При этом акустический контроль качества цементирования ОК проводят на ранних временах сразу после окончания закачки цементного раствора в скважину в течение 30-180 минут, затем выделяют интервалы за ОК по регистрации волн Лэмба-Стоунли с наиболее низкой динамикой их уменьшения, характеризующей наличие локальных участков «защемления» смеси промывочной жидкости и цементного раствора. 2 ил.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана. Предложено устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле посредством стыковочной приборной головки герметичный корпус, размещенные в корпусе электродвигатель с редуктором, связанный с электродвигателем винтовой передачей пакер-якорь, шток передачи нагрузки на якорь-пакер, уравнительный клапан, установленный выше электродвигателя блок коммутации и дистанционный скважинный прибор, прикрепляемый к наконечнику кабельной головки на нижнем конце корпуса. При этом устройство дополнительно оснащено вторым корпусом, установленным ниже первого корпуса, и муфтой-гайкой для стыковки второго корпуса с первым корпусом. При этом во втором корпусе размещены второй электродвигатель, механически связанный с уравнительным клапаном, и блок телеметрии. Кроме того, с внутренней стороны первого и второго корпусов параллельно продольной оси устройства выполнен эксцентричный канал для прокладки транзитной линии связи к блоку телеметрии. Шток передачи нагрузки на якорь-пакер выполнен без центрального отверстия, а уплотнительный элемент уравнительного клапана выполнен в виде манжеты. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб. Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий, выполненных на нижнем конце контейнера и полой втулки, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом, размещенным в цилиндрической выборке, выполненной на наружной поверхности контейнера. Полая втулка подпружинена от дна контейнера и оснащена рядом боковых отверстий. Причем в транспортном положении ряд радиальных отверстий контейнера герметично перекрыт подпружиненной полой втулкой, а в рабочем положении при разгрузке контейнера на перфорированную заглушку полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера и совмещения между собой ряда радиальных отверстий контейнера и ряда боковых отверстий полой втулки. Измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства, повышении точности наличия заколонного перетока между двумя пластами, исключении герметизации геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта. Технический результат - повышение достоверности определения ширины дренируемой части пласта, а также степени оседания проппанта в дренируемой трещине ГРП. По способу определяют профиль притока пластового флюида трещины гидроразрыва, число интервалов притока и их интенсивность. Затем создают численную гидродинамическую модель течения пластового флюида и адаптируют ее по данным промыслово-геофизических исследований, затем рассчитывают градиент давления в трещине ГРП в прискважинной зоне на момент определения профиля притока. Проводят исследования на проппантной пачке с целью определения зависимости проницаемости трещины ГРП от ее ширины. Составляют уравнение фильтрации пластового флюида и решают для каждого интервала притока флюида, в результате чего определяют дренируемую ширину трещины гидроразрыва в прискважинной зоне во всем интервале притока. Рассчитывают степень оседания проппанта как отношение разности геометрического центра и центра распределения интервалов притока к разности координат верхнего и нижнего интервалов притока. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Наверх