Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения



Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения
Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения
Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения
Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения

 


Владельцы патента RU 2595278:

Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" (RU)

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами. Данное изобретение позволяет повысить информативность, эффективность и качество измерений, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в улучшении эксплуатационных характеристик прибора, которые позволяют оптимизировать процесс бурения горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин. Комплексный скважинный прибор в процессе бурения содержит корпус, в котором установлено не менее двух приемных и двух передающих антенных узлов, соединенных с блоком электроники, внутри корпуса прибора размещена проточная труба, на которой расположены модули блока электроники, в одном из антенных узлов под изолирующей гильзой располагается датчик силовых нагрузок, соединенный с блоком электроники, в цилиндрической полости на внешней поверхности корпуса расположен датчик давления в затрубном пространстве, соединенный с блоком электроники. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Данное изобретение позволяет повысить информативность, эффективность и качество измерений, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в улучшении эксплуатационных характеристик прибора, что позволяет оптимизировать процесс бурения горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является комплексный скважинный прибор в процессе бурения, содержащий корпус, в котором установлено не менее двух приемных и двух передающих антенных узлов, соединенных с блоком электроники, корпус прибора выполнен в виде цельнометаллического цилиндра, внутри которого высверлены два продольных отверстия, одно из которых выполнено сквозным для пропуска бурового раствора, а в другом размещен блок электроники, отличающийся тем, что каждый антенный узел содержит антенный провод, содержащий не менее чем один виток, резонансный конденсатор, съемную гильзу для установки на внешней поверхности корпуса прибора, в боковых сторонах съемной гильзы выполнены продольные щели, в которых установлены ферритовые вставки, антенный провод проложен в кольцевой выемке на внутренней поверхности гильзы перпендикулярно ее щелям и соединен через гермовводы с электронным блоком измерения удельного электрического сопротивления горной породы, причем съемная гильза выполнена разрезной вдоль ее оси, изоляция антенного провода в кольцевой выемке выполнена путем плазменного напыления слоя керамики на основе смеси оксида алюминия и диоксида титана, а блок электроники содержит не менее двух передатчиков и не менее двух приемников, соединенных с измерителем удельного электрического сопротивления горной породы по разности фаз и отношению амплитуд принятых сигналов.

Недостатками прибора являются:

- отсутствие контроля механических усилий, воздействующих на прибор и возникающих в процессе перемещения его в стволе скважины;

- отсутствие контроля гидродинамических параметров флюидов в кольцевом пространстве между стенкой скважины и колонной бурильных труб.

Изобретение позволяет повысить информативность, эффективность и качество измерений в области определения геологических пластов непосредственно в процессе бурения скважин, что позволяет оптимизировать, координировать процесс бурения горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин.

Технической задачей изобретения является улучшение эксплуатационных возможностей геофизического комплексного скважинного прибора в процессе бурения, увеличение эффективности и качества измерений в наклонно направленных и горизонтальных скважинах и расширение информативности прибора.

Указанная задача достигается тем, что в комплексном скважинном приборе в процессе бурения, содержащем корпус, в котором установлено не менее двух приемных и двух передающих антенных узлов, соединенных с блоком электроники, каждый антенный узел содержит антенный провод, содержащий не менее чем один виток, съемную гильзу для установки на внешней поверхности корпуса прибора, в боковых сторонах съемной гильзы выполнены продольные щели, антенный провод проложен в кольцевой выемке на внутренней поверхности гильзы перпендикулярно ее щелям и соединен через гермовводы с блоком электроники, внутри корпуса прибора размещена проточная труба, на которой в герметичной полости расположены модули блока электроники, как минимум в одном из антенных узлов под изолирующей гильзой располагается датчик силовых нагрузок, соединенный с блоком электроники, в цилиндрической полости на внешней поверхности корпуса расположен датчик давления в затрубном пространстве, соединенный с блоком электроники.

Датчик силовых нагрузок комплексного скважинного прибора в процессе бурения содержит совокупность тензорезисторов, соединенных по мостовым схемам.

Датчик давления в затрубном пространстве комплексного скважинного прибора в процессе бурения представляет собой металлический стакан, на нижней поверхности которого размещены тензорезисторы, внутри него установлена эластичная стойкая к абразиву пробка.

Новыми признаками прибора являются:

- установка датчика силовых нагрузок;

- установка датчика давления в затрубном пространстве.

Из анализа патентной и научно-технической литературы подобное решение не известно, что и позволяет сделать вывод о «Новизне» и «Изобретательском уровне» предлагаемого комплексного скважинного прибора.

На фиг. 1 представлен универсальный вариант конструкции предложенного технического решения комплексного скважинного прибора в процессе бурения, на фиг. 2 - конструкция его антенного узла, на фиг. 3 - структурная схема скважинного прибора, на фиг. 4 - конструкция датчика силовых нагрузок, на фиг. 5 - конструкция датчика давления в затрубном пространстве.

Комплексный скважинный прибор в процессе бурения встраивается непосредственно в колонну бурильных труб вблизи долота и содержит корпус 1, проточную трубу 2 для циркуляции бурового раствора, приемные антенные узлы 3, передающие антенные узлы 4, датчик давления 5, датчик силовых нагрузок 6. Внутри корпуса 1 на внешней поверхности проточной трубы 2 размещен блок электроники 16.

Передающий 4 и приемный 3 антенные узлы включают в себя изолирующую гильзу 7, провод соответственно 10 для передающего 4 и 11 для приемного антенного узла, размещенный в нарезанной на ней канавке, внешнюю проводящую обойму 8 со щелями с радиопрозрачными вставками 9. Датчик силовых нагрузок 6 располагается на корпусе прибора 1 под изолирующей гильзой 7.

Датчик силовых нагрузок 6 комплексного скважинного прибора в процессе бурения схемотехнически выполнен в виде мостовых схем (Панфилов В.А. Электрические измерения. - М.: Академия, 2008, стр. 255), входящие в состав которых тензорезисторы 12 расположены на поверхности корпуса 1 под изолирующей гильзой 7 для измерения сжатия-растяжения вдоль оси прибора и по окружности корпуса, перпендикулярно расположенным вдоль оси прибора, а для измерения изгиба - под углом к тензорезисторам для измерения сжатия-растяжения.

Датчик давления в затрубном пространстве 5 комплексного скважинного прибора в процессе бурения состоит из металлического стакана 13 с установленной внутри него эластичной стойкой к абразиву пробкой 13, на нижней поверхности металлического стакана размещены тензорезисторы 15.

Работа непосредственно модуля электромагнитного каротажа комплексного скважинного прибора в процессе бурения состоит в следующем. При установке прибора в колонну бурильных труб буровой раствор проходит через проточную трубу 2. Блок 16 электроники по заданной программе измерений вырабатывает сигналы управления передатчиками 17 и приемниками 18 электромагнитных волн. При этом передатчики 17 генерируют высокочастотные электрические сигналы, которые поступают на антенный провод 10 передающих антенных узлов 4. При этом антенный провод 10 через щели 9 проводящей обоймы 8 излучает электромагнитные волны, распространяющиеся через горную породу. Информация об удельном электрическом сопротивления (УЭС) горной породы, содержащаяся в амплитуде и фазе электромагнитной волны, регистрируется приемными антенными узлами 3. Сигналы, наведенные электромагнитной волной в проводах 11, с выходов антенных узлов 3 поступают на входы приемников 18 блока 16 электроники и далее на его измеритель 19 удельного электрического сопротивления горных пород и сигналов с внешних датчиков. Измерение электрического сопротивления горных пород в измерителе 19 осуществляется на основе измерения разности фаз и отношения амплитуд принятых сигналов от различных приемных антенных узлов по известной методике (US 5530358, G01V 3/10, 1996; RU 2392644, G01V 3/30, 2010). Измеренные значения электрического сопротивления горных пород при электромагнитном каротаже в процессе бурения скважин записываются в память измерителя 19 и передаются забойной телеметрической системой в процессе бурения на поверхность земли.

Деформация корпуса 1 комплексного скважинного прибора в области размещения датчика силовых нагрузок 6 приводит к изменению сопротивления тензорезисторов 12, а деформация дна металлического стакана 13 с установленной внутри него пробкой 14 под действием внутритрубного давления приводит к изменению сопротивления тензорезисторов 15.

Одновременно с измерением электрического сопротивления горных пород производится посредством датчиков 5 и 6 измерение давления в затрубном пространстве и силовых нагрузок, таких как усилия изгиба, сжатия-растяжения воздействующих на прибор. Это, в частности, позволяет прогнозировать критические ситуации, возникающие в процессе бурения.

Размещение датчика силовых нагрузок внутри антенного узла комплексного скважинного прибора в процессе бурения обеспечивает, с одной стороны, возможность контроля нагрузок в самом тонком месте корпуса, с другой стороны - герметизацию его совместно с элементами антенного узла.

Измерение сил, действующих на компоновку низа бурильной колонны (КНБК), частью которой и является комплексный скважинный прибор в процессе бурения, дает информацию о передаче энергии от поверхности до долота и динамической реакции КНБК в результате этих воздействий. Измерение нагрузок на бурильную колонну, включая измерение прочности на растяжение, сжатие и кручение, позволяет произвести расчет изгибающего момента утяжеленных бурильный труб (УБТ) с системой замера забойных параметров. Измерения позволяют определить фактическую массу и крутящий момент, действующие на долото, который имеет критическое значение при высоком угле и в скважинах с большими отходами, для обеспечения оптимальной производительности долота, качественного расширения ствола и предотвращения потери устойчивости бурильной колонны. Измерение веса и передачи крутящего момента также дает представление об эффективности очистки ствола. Динамическая нагрузка КНБК измеряется с целью предотвращения критических перегрузок и преждевременного выхода из строя скважинного оборудования, и когда эти измерения проводятся вместе с измерениями вибрации, они дают необходимую информацию, позволяющую в полной мере охарактеризовать динамику бурового процесса внутри скважины.

Измерение давления в затрубном пространстве во время буровых работ помогает предотвратить повреждения пласта из-за превышения давления гидроразрыва или из-за падения давления до достаточно низкого уровня, что может быть вызвано притоком пластовых флюидов в ствол скважины. Среди прочих серьезных проблем, возникающих в процессе бурения, можно выделить такие случаи, как приток мелкозалегающих вод или срабатывание датчиков, установленных в кольцевом пространстве. Измерение давления в затрубном пространстве позволяет получить точные данные о результатах испытаний соединений на герметичность и испытаний пласта на прочность посредством измерения давления, воздействующего на пласт с экономией времени, поскольку в этом случае отсутствует необходимость проводить циркуляцию и обработку бурового раствора перед проведением испытаний. Наличие точных параметров скважинного давления позволяет поддерживать циркуляционную систему в оптимальном состоянии с целью максимального увеличения скорости проходки.

Совместное измерение комплексным скважинным прибором в процессе бурения геофизических и технологических параметров непосредственно в процессе бурения позволяет повысить информативность получаемых данных.

Предлагаемое устройство реализовано при разработке и выпуске комплексной скважинной аппаратуры и опробовано в условиях месторождений Западной Сибири, что позволяет сделать вывод о «Промышленной применимости».

Данное устройство позволяет повысить качество и надежность процесса бурения скважин путем введения контроля за осевым усилием и давлением в затрубном пространстве, улучшить проходимость его в горизонтальных и наклонно направленных скважинах, повысить эффективность и качество измерений путем введения дополнительного измерения параметров по плоскости поперечного сечения скважины, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в расширении информативности и достоверности получаемой информации, что в конечном итоге ведет к улучшению эксплуатационных характеристик комплексного скважинного прибора и позволяет оптимизировать процесс бурения горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин.

1. Комплексный скважинный прибор для исследования скважин в процессе бурения, содержащий корпус, в котором установлено не менее двух приемных и двух передающих антенных узлов, соединенных с блоком электроники, каждый антенный узел содержит антенный провод, содержащий не менее чем один виток, съемную гильзу для установки на внешней поверхности корпуса прибора, в боковых сторонах съемной гильзы выполнены продольные щели, антенный провод проложен в кольцевой выемке на внутренней поверхности гильзы перпендикулярно ее щелям и соединен через гермовводы с блоком электроники, причем внутри корпуса прибора размещена проточная труба, на которой расположены модули блока электроники, внутри хотя бы как минимум одного из антенных узлов располагается датчик силовых нагрузок, соединенный с блоком электроники, в цилиндрической полости на внешней поверхности корпуса расположен датчик давления в затрубном пространстве, соединенный с блоком электроники.

2. Комплексный скважинный прибор в процессе бурения по п. 1, отличающийся тем, что датчик силовых нагрузок содержит совокупность тензорезисторов, соединенных по мостовым схемам.

3. Комплексный скважинный прибор в процессе бурения по п. 1, отличающийся тем, датчик внутритрубного давления представляет собой металлический стакан, на нижней поверхности которого размещены тензорезисторы, внутри него установлена эластичная стойкая к абразиву пробка.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для оценки напряженного состояния горных пород в породном массиве и различных сооружений, например плотин.

Изобретение относится к способу и системе для интеграции процесса функционирования различных подсистем при управлении подземными работами. Технический результат - автоматизация управления подземными работами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке в нагнетательную скважину вместе с вытесняющим и/или кислородосодержащим агентом трассирующего агента, меняющего химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющего трассирующие свойства и регистрации концентрации как исходного, так и трансформированного трассирующего агента в добывающих скважинах. Для этого по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают по меньшей мере один трассирующий агент, меняющий химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющий трассирующие свойства, и регистрируют концентрацию отдельно исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине. После чего по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти. Техническим результатом является обеспечение высокого качества ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы. Способ гидродинамического исследования пласта включает компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования, которая состоит из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства. Запорное устройство работает по принципу традиционного обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи. Запорное устройство выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ. Манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, который устанавливают максимально приближенным к залежи, но выше ее. После отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени. Затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием в результате откачки запорного устройства и осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины. Расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м. По второму варианту в качестве запорного устройства используют электроклапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки. Далее производят открывание указанного клапана и последующий запуск насосной установки в работу. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх