Способ дистанционного манипулирования и управления подземными инструментами

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к инструментам, управляемым на подземном месте работы. При осуществлении способа обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом, применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени, спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте, вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки, вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал. Расширяются функциональные возможности по дистанционному манипулированию инструментами. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Областью техники изобретения являются инструменты, управляемые на подземном месте работы с использованием магнитного поля, также управляемые автоматическими синхронизаторами с возможностью приостановки приведения в действие при возникновении проблем с установкой в нужное место и с возможностью последующего перехода из режима приостановки в режим приведения в действие, когда инструмент располагается в нужном месте.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Подземные инструменты должны устанавливаться в нужное положение в ствол скважины перед приведением их в действие. Одним таким инструментом является пакер, который используется для изоляции между зонами или в зонах по различным причинам, включающим в себя управление скважиной и эксплуатацию. В зависимости от глубины, на которой пакер должен закрепляться в нужном положении, и предполагая отсутствие непрогнозируемых проблем при спуске пакера на проектную глубину, можно закреплять в нужном положении пакер автоматически по истечении заданного времени на таймере, связанном с механизмом закрепления. Имеется множество известных способов закрепления пакера, например с использованием гидростатического давления в стволе скважины, относительного перемещения, создаваемого различными способами, расширения и надувания.

Схема запуска такого закрепления пакера может включать в себя разблокирование фиксирующего механизма, например, с помощью магнитного поля, создаваемого постоянным магнитом, который подается насосом в забойную зону скважины с использованием противоположных пакерующих элементов 76 и 78, как показано на Фиг. 1 патента USP 3264994. В других вариантах на каротажном кабеле подается постоянный магнит или электромагнит, который, располагаясь вблизи инструмента, изменяет физические свойства текучей среды в инструменте, так что инструмент может закрепляться в нужном положении. Данное конструктивное решение показано в публикации US Publication 2010/0126716.

Настоящее изобретение относится к инструментам, которые могут запускаться для закрепления в нужном положении с помощью таймера, работа которого может останавливаться, если возникает проблема с установкой инструмента в нужное положение в течение заданного времени. Система также выполнена с возможностью повторного запуска таймера для отсчета оставшегося времени или немедленного приведения в действие механизма закрепления инструмента в нужном положении. В предпочтительном варианте осуществления инструмент является пакером, который закрепляется в нужном положении с помощью реакции, в которой генерируется давление газа для создания перемещения для закрепления пакера. Реакция предпочтительно запускается действием магнитного поля, инициирующим открытие клапана для обеспечения смешивания реагентов для генерирования газа, с помощью которого закрепляется пакер. Магнитное поле может наводиться непосредственно вблизи инструмента с помощью постоянного магнита или электромагнита, который можно подавать либо на каротажном кабеле или на тросовом канате, или можно устанавливать внутри такого предмета, как шар или пробка, который может достигать инструмента под действием силы тяжести в вертикальной скважине или может перемещаться в нужное место с помощью циркуляции. Если необходимо, предмет, транспортирующий магнит, может вставать в гнездо в колонне, которую используют для установки пакера с обеспечением возможности в аварийной ситуации закрепления пакера с помощью давления на вставший в гнездо предмет.

Специалист в данной области техники должен лучше уяснить детали изобретения, рассмотрев описание предпочтительного варианта осуществления и прилагаемых чертежей, учитывая, что полный объем изобретениям определяется прилагаемой формулой изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Подземный автономный инструмент для приведения в действие можно спускать в нужное место в режиме автоматического закрепления с управлением таймером. Если возникает проблема, препятствующая достижению инструментом нужного места в заданное время, магнитное поле, создаваемое постоянными магнитами или электромагнитами, может наводиться на инструменте для остановки таймера до приведения в действие инструмента. Когда инструмент затем устанавливается в нужном месте работы, другое магнитное поле может наводиться вблизи инструмента для его закрепления в нужном положении. Альтернативно, инструмент можно спускать на место работы без активирования таймера и затем магнитное поле можно наводить на инструменте для его закрепления в нужном положении. Изделие для наведения магнитного поля можно спускать к инструменту на каротажном кабеле или можно сбрасывать или подавать насосом с проходом через инструмент для приведения в действие инструмента. Если необходимо, поле можно генерировать изнутри изделия, которое в конечном счете встает в гнездо для создания резервного способа закрепления инструмента в нужном положении с использованием давления в насосно-компрессорной трубе, используемой для установки инструмента.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где:

на Фиг. 1a-1e показано сечение инструмента в положении закрепления.

на Фиг. 2a-2e - инструмент Фиг. 1 показан в положении спуска в скважину.

на Фиг. 3 показан запуск или пауза в автоматической работе с помощью наведения магнитного поля устройством, подаваемым на каротажном кабеле.

на Фиг. 4 - в качестве альтернативы Фиг. 3 показано наведение магнитного поля с помощью устройства в шаре, сброшенном или поданном насосом для прохода мимо инструмента.

На Фиг. 2a-e показаны две камеры 10 и 12, разделенные клапаном 14. Клапан 14 имеет систему 16 управления, схематично показанную на Фиг. 3, которая имеет таймер T. Таймер T может получать установку на конкретное время при спуске в скважину, по истечении такого времени клапан 14 должен открываться и инструмент 18 должен закрепляться в нужном положении. С другой стороны, таймер T, приведенный в действие перед спуском в скважину, можно останавливать с помощью наведения магнитного поля с заданными параметрами, которое система управления должна распознавать и прекращать отсчет по установке инструмента 18. Указанное может происходить, если требуемое время для приведения инструмента 18 в нужное положение превышает время установки в таймере T. После установки инструмента 18 в нужное положение предпочтительно дискретное магнитное поле может наводиться в окрестности системы 16 управления и инициировать срабатывание клапана 14 для открытия и установки инструмента.

Как показано на Фиг. 3 и 4, источник магнитного поля может подаваться на каротажном кабеле или тросовом канате 20. Магнитное поле может генерироваться изнутри изделия 22, такого как сфера, пробка или другой формы, которое может проходить отклонения в стволе скважины и может спускаться под действием силы тяжести или/и с помощью циркуляции текучей среды в стволе. Изделие 22 может также вставать в гнездо 24 для осуществления резервного способа установки инструмента 18 с использованием давления на вставшее в гнездо изделие 22 в канале 26 насосно-компрессорной трубы. После закрепления инструмента 18 в нужном положении и начала эксплуатации изделие 22 можно подавать на поверхность и получать на сите или можно продавливать через гнездо 24 или продавливать с гнездом 24 дальше вглубь ствола скважины.

Возвращаясь к Фиг. 2a-e, одна из камер 10 или 12 может заполняться водой и другим материалом, вступающим в реакцию с водой для генерирования давления газа на стопорной втулке 28 для разрушения срезного штифта 30 и выставления канавки 32 над фиксирующим штифтом или кольцом 34, как показано на Фиг. 1c. Когда указанное происходит, открываются впускные окна 36, 37 и 39 для подачи гидростатического давления или повышенного давления в окружающем кольцевом пространстве в пространства 40, 41 и 43 соответственно. Атмосферные камеры 44, 45 и 48 располагаются в противоположных сторонах от барьера 50, 52 и 54 соответственно. Когда штифт 34 высвобождается, компоновка составленных поршней 58, 60, 62 и 64, всех вместе, может продвигаться в атмосферные камеры 44, 45 и 48, которые уменьшаются в объеме, создавая минимальное сопротивление перемещению поршня. В завершение компоновка 66 уплотнения/трубного клина перемещается вдоль рампы 68, преодолевая сопротивление окружающего трубного изделия для закрепления, как показано на Фиг. 1a.

Как описано выше, генерируемый в результате реакции газ предпочтительно используется для высвобождения штифта 34, при этом гидростатическое давление можно использовать на входных окнах 36, 37 и 39 в конечном счете для закрепления в нужном положении компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Реакция, в которой генерируется газ, может являться одним способом высвобождения фиксатора в ответ на действие магнитного поля как сигнала и может иметь альтернативы, которые можно использовать в соединении или в качестве замены реакции генерирования газа для высвобождения штифта 34 или для создания результирующего усилия, требуемого для закрепления в нужном положении компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Например, если использовать изделие 22, встающее в гнездо 24, обеспечивается подъем давления в канале 26 трубы. Фиксатор, содержащий штифт 34, удерживаемый фиксирующей втулкой 28, можно заставить переместиться из положения Фиг. 2с в положение Фиг. 1с, добавив пружину, схематично показанную позицией 70, которая давит на блок 72, связанный со стенкой 74 мандрели 76 инструмента. Давлением в проходе 26 стенка 74 деформируется и высвобождает блок 72, который остается связанным с фиксирующей втулкой 28 для ее перемещения для освобождения штифта 34 и обеспечения требуемого перемещения с помощью гидростатического давления, как описано выше, для установки компоновки 66 уплотнения/трубного клина. Альтернативно датчик может обнаруживать деформацию стенки и запускать инструмент для приведения в действие с использованием гидростатического давления, как описано выше, или использования источника потенциальной энергии, развернутого для создания кинетической энергии для приведения в действие. В зависимости от величины аксиального перемещения и силы, требуемой для закрепления в нужном положении инструмента 18, пружину 70 можно использовать для создания закрепляющей силы вместо гидростатической силы для инструмента 18. При таком способе исключаются окна в стенке 74, которые могут являться нежелательным элементом для операторов в некоторых вариантах применения.

Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что инструмент любого типа можно закреплять в нужном положении с помощью магнитного поля или выполнять закрепление автоматически с использованием таймера с прерыванием работы и дополнительной возможностью последующего закрепления с использованием магнитного сигнала. Для резервирования устройство передачи магнитного сигнала может также вставать в гнездо в насосно-компрессорной трубе, обеспечивая рост давления в насосно-компрессорной трубе для запуска закрепления инструмента. В одном способе указанное выполняется с помощью деформации стенки для высвобождения фиксатора, при этом инструмент может закрепляться силой накопленной потенциальной энергии, силой гидростатического давления в кольцевом пространстве или силой давления сжатого газа или пружины, установленной в инструменте. Альтернативно в некоторых вариантах применения, где кольцевое пространство может находиться под давлением, фиксатор может высвобождаться из кольцевого пространства с помощью приложения давления в кольцевом пространстве и инструмент может затем закрепляется с помощью перепада давления с использованием давления в кольцевом пространстве. В данном варианте втулка 28 перемещается приложенным давлением в кольцевом пространстве, превышающим гидростатическое давление на глубине установки для запуска разблокирования и закрепления в нужном положении инструмента.

Если для запуска фиксатора используют действие магнитного поля, применяется постоянный магнит, или электромагнит, или другой источник, для генерирования поля заданной напряженности источник может подаваться различными способами спуска в скважину или сбрасываться или подаваться насосом к инструменту. Если таймер T запускается, когда инструмент 18 спускается в скважину, он должен просто разблокировать фиксатор в форме штифта 34, при этом не требуется запуск действием магнитного поля высвобождения фиксатора. Предпочтительно дискретное магнитное поле используется для остановки таймера T, отличающееся от передачи сигнала разблокирования, при котором инструмент 18 закрепляется в нужном положении. Отличия здесь могут устанавливаться в длине волны или частоте поля или другими способами, обеспечивающими обнаружение процессором, связанным с инструментом 18.

Предусмотрено использование энергетических полей других типов, таких как электромагнитного высокочастотного, ядерной энергии, а также электрических и магнитных полей различных видов, которые можно обнаруживать без устройства окна в мандрели инструмента на месте за пределами мандрели.

Предпочтительным реагентом является вода, вступающая в реакцию с материалом из алюминиевого сплава под названием TAFA, и поставляемым TafaInc., New Hampshire, USA.

Хотя предпочтительный вариант осуществления сфокусирован на использовании магнитных полей, объем изобретения включает в себя устройство управления, которое может закреплять в нужном положении или приводить в действие инструмент, выполненное с возможностью остановки перед возникновением заданного условия любого вида и с возможностью позже запускаться для закрепления в нужном положении или приведения в действие инструмента. Если задействован таймер и время не истекло, таймер может останавливаться. Затем имеются варианты либо повторно запустить таймер с установкой на оставшееся время, или повторно дать установку таймеру на начальное время, или некоторый другой интервал времени или просто в обход таймера напрямую привести в действие инструмент. Если таймер отсутствует и событие запуска еще не произошло, закрепление в нужном положении инструмента можно остановить сигналом и следующим аналогичным сигналом или отличающимся сигналом можно обеспечить приведение в действие инструмента. Начальным запускающим событием может являться давление, температура, pH или другие условия в стволе скважины, которые изначально существуют или которые можно создать на нужном месте, такие как вибрация, механическое напряжение в трубной стенке, акустические импульсы давления или радиочастоты. По существу, условия или программируемое событие для закрепления в нужном положении может таймером или таймерами или существующими или создаваемыми скважинными условиями. При использовании скважинных условий и остановке закрепления в нужном положении инструмента варианты действия должны обеспечивать системе ожидание появления скважинных условий или просто обеспечивать инструменту немедленное закрепление в нужном положении при получении сигнала. Сигнал может приходить в форме сбрасываемых шаров, сбрасываемых стержней, пробок или скребковых пробок как несколько вариантов. Для большинства данных вариантов ориентации изделия на вводе в скважину не является существенной для способности датчика обнаруживать заданные условия, такие как магнитное поле. Передатчик сигнала можно подавать в нужное место под действием силы тяжести, потоком текучей среды, на каротажном кабеле, электрокабеле, тросовом канате или скважинным трактором, как несколько вариантов. Датчик сигнала может устанавливаться интегрально в колонне или в отдельной мандрели инструмента, являющегося частью колонны. При использовании магнитного сигнала, например, кожух для датчика сигнала не должен создавать помех. Таким образом, кожух для датчика магнитного поля, создаваемого постоянным магнитом или электромагнитом, например, может являться немагнитным кожухом. Датчик заданного условия может быть по меньшей мере частично открыт скважинным текучим средам в трубной колонне или в окружающем кольцевом пространстве. Отверстия в стенке колонны предпочтительно исключаются для обеспечения надежного разделения между текучей средой в насосно-компрессорной трубе и текучими средами в окружающем кольцевом пространстве.

Приведенное описание дает иллюстрацию предпочтительного варианта осуществления, и многие модификации специалист в данной области техники может выполнять без отхода от объема изобретения, определенного формулой изобретения и эквивалентами.

1. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в подземном пласте, в котором:
обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом;
применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте;
вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью указанного по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки;
вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после указанной остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал.

2. Способ по п. 1, в котором:
обеспечивают закрепляющее устройство на трубном корпусе, при этом трубный корпус выполнен без отверстий в стенке для отделения текучей среды в проходе в указанном трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус.

3. Способ по п. 1, в котором:
используют в качестве сигнала по меньшей мере одно из следующего: время, температуру, давление, вибрацию, механическое напряжение, акустический импульс, энергетическое поле и магнитное поле.

4. Способ по п. 3, в котором:
создают магнитное поле с помощью постоянных магнитов или электромагнитов.

5. Способ по п. 1, в котором:
запускают таймер, связанный с указанным закрепляющим устройством, установленный на заданное время;
останавливают указанный таймер до истечения времени установки указанного таймера;
приводят в действие таймер после указанной остановки на оставшееся от заданного времени на момент остановки время или другое время для приведения в действие инструмента или закрепляют инструмент указанным закрепляющим устройством, не применяя таймер.

6. Способ по п. 5, в котором:
используют первое энергетическое поле для остановки таймера.

7. Способ по п. 6, в котором:
используют магнитное поле в качестве указанного первого энергетического поля;
обеспечивают резервный способ закрепления инструмента, если указанное первое магнитное поле не обеспечивает закрепления инструмента в нужном месте.

8. Способ по п. 6, в котором:
используют первое энергетическое поле для повторной установки таймера позже на нулевое истекшее время с сохранением общего времени для приведения в действие.

9. Способ по п. 6, в котором:
используют второе энергетическое поле для обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента после остановки указанного таймера.

10. Способ по п. 9, в котором:
перемещают указанный инструмент после остановки таймера;
подают по меньшей мере одно указанное энергетическое поле с изделием;
используют по меньшей мере одно из следующего: силу тяжести, перемещающуюся текучую среду, тросовый канат скважинного трактора, электрокабель или каротажный кабель для продвижения изделия мимо указанного инструмента.

11. Способ по п. 10, в котором:
устанавливают изделие в гнездо для обеспечения увеличения давления на стенке насосно-компрессорной трубы в колонне, которая подает указанный инструмент;
используют рост давления в проходе на изделии в гнезде в резервном способе обеспечения закрепления в нужном положении указанного инструмента.

12. Способ по п. 11, в котором:
используют для изделия по меньшей мере одно из следующего: сбрасываемый стержень, пробку, шар, штангу и дротик.

13. Способ по п. 12, в котором:
выполняют изделие с возможностью функционирования, не зависящего от ориентации.

14. Способ по п. 11, в котором:
деформируют стенку колонны насосно-компрессорных труб для закрепления инструмента в нужном месте.

15. Способ по п. 14, в котором:
осуществляют обнаружение деформирования с помощью датчика.

16. Способ по п. 15, в котором:
используют гидростатическое давление в кольцевом пространстве для перемещения по меньшей мере одного поршня для закрепления инструмента в нужном месте.

17. Способ по п. 16, в котором:
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.

18. Способ по п. 9, в котором:
выполняют указанные поля в виде магнитных полей, отличающихся друг от друга.

19. Способ по п. 9, в котором:
выполняют второе энергетическое поле в виде магнитного поля;
используют обнаружение второго магнитного поля для преодоления блокировки на указанном инструменте, предотвращающей закрепление инструмента в нужном месте.

20. Способ по п. 19, в котором:
используют блокировку для блокирования по меньшей мере одного поршня с мандрелью указанного инструмента.

21. Способ по п. 20, в котором:
используют несколько составленных поршней, работающих преодолевая сопротивление резервуаров низкого давления, для перемещения по меньшей мере одного из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию.

22. Способ по п. 21, в котором:
преодолевают сопротивление блокировки с помощью открытия клапана;
обеспечивают открытие клапана для создания давления на блокирующую втулку;
обеспечивают высвобождение устройства удержания указанного множества составленных поршней на мандрели инструмента от мандрели при перемещении блокирующей втулки указанным давлением.

23. Способ по п. 22, в котором:
запускают химическую реакцию вырабатывания газа с помощью открытия указанного клапана.

24. Способ по п. 20, в котором:
используют гидростатическое давление, окружающее указанный инструмент, для перемещения поршня.

25. Способ по п. 24, в котором:
устанавливают по меньшей мере одно из уплотнения и трубного клина в упор к окружающему трубному изделию с перемещением поршня.

26. Способ по п. 20, в котором:
используют силу накопленной потенциальной энергии, действующую на указанный инструмент, для перемещения поршня.

27. Способ по п. 9, в котором:
обнаруживают одно из указанных полей по меньшей мере одним датчиком, установленным на инструменте или закрепляющем устройстве.

28. Способ по п. 27, в котором:
спускают в скважину указанный инструмент как часть трубной колонны.

29. Способ по п. 27, в котором:
изготавливают корпус инструмента, где установлен указанный датчик, из немагнитного материала.

30. Способ по п. 28, в котором:
устанавливают датчик по меньшей мере в одном пазу, расположенном на трубной колонне.

31. Способ закрепления в нужном положении инструмента на месте работы в геологической среде подземном пласте, в котором:
обеспечивают закрепляющее устройство для инструмента на трубном корпусе, выполненном без отверстий в стенке, для отделения текучей среды в трубном корпусе от текучей среды в кольцевом пространстве, окружающем трубный корпус;
спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте в автоматическом режиме для закрепляющего устройства для закрепления инструмента в нужном месте по истечении заданного времени;
отключают вручную указанный автоматический режим работы закрепляющего устройства до истечения заданного времени в случае проблем, мешающих достижению места работы в подземном пласте с обеспечением автоматического режима;
вручную повторно обеспечивают работу в автоматическом режиме для последующего закрепления закрепляющим устройством при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте или при достижении заданного места работы инструмента в подземном пласте приводят в действие указанное закрепляющее устройство по сигналу без указанного автоматического режима работы.



 

Похожие патенты:

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 нефтегазодобыче, а именно к устройствам для установки глубинных приборов на насосно-компрессорных трубах (НКТ), например, для получения информации о параметрах жидкости в кольцевом пространстве скважины спускаемыми автономными измерительными приборами или для отбора проб жидкости в кольцевом пространстве скважины спускаемым автономным пробоотборником.

Настоящее изобретение относится к средствам для выполнения электромагнитных измерений удельного сопротивления в подземном пласте. Техническим результатом является обеспечение регистрации данных о свойствах пласта до того, как буровое долото и приборы КВБ пройдут заданную глубину.

Инструмент содержит анкерную хвостовую часть, направляющую гильзу, направленный переходник и кривой переводник. Анкерная хвостовая часть вращательно закреплена, по меньшей мере, на одном трубчатом элементе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления электрического кабеля и его защиты от механических повреждений при спускоподъемных операциях на гидрозащитах.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленностии и может быть использована при проведении гидродинамических исследований скважин, в том числе для безопасной доставки глубинных приборов на требуемую глубину скважины.

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Группа изобретений относится к оборудованию для доставки приборов в горизонтальную скважину. Скважинный тягач, в первом варианте, содержит два тянущих блока, включающие цилиндрические корпуса, соединенные сцепной втулкой, и движители.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение предназначено для размещения скважинного датчика давления и температуры, входящего в состав подземного скважинного оборудования. Конструкция объединяет в себе корпус, блок подвода погружного кабеля и переходник. Внутри корпуса выполнено установочное устройство, в котором размещена металлическая трубка с датчиком. С одной стороны корпус соединен с переходником, имеющим наружную резьбу для соединения с корпусом и внутреннюю резьбу для соединения с устройством. Устройство содержит уплотнительный узел, состоящий из уплотнений для герметизации устройства с переходником и из последовательно расположенных уплотнительных колец, охватывающих трубку. Устройство содержит защитный узел от ударных воздействий в виде протяжного винтового канала, образованного резьбой устройства и штуцером. С другой стороны корпус соединен с блоком кабеля, содержащим устройство для внешнего крепления кабеля и внутренний канал для подвода кабеля. Кабель снабжен уплотнительным узлом, включающим последовательно установленные уплотнительные кольца, охватывающие его. На блоке расположен механизм фиксирования корпуса на переходнике. Переходник выполнен с отверстиями под крепежные элементы и снабжен каналом для связи датчика с пространством внутри колонны насосно-компрессорных труб. Технический результат заключается в повышении надежности подземного оборудования и увеличении защищенности датчика. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для доставки скважинных приборов. Способ доставки скважинных приборов к забоям бурящихся скважин сложного профиля и проведения геофизических исследований характеризуется тем, что каротажные приборы подсоединяют к приборному мосту, в верхнюю часть которого ввинчивают нижнюю трубу бурильной колонны и, посредством их наращивания, приборы опускают на заданную глубину. Устанавливают устьевой и подвесной ролики, помещают внутрь верхней бурильной трубы кабельный контактный наконечник, смонтированный на одно- или трехжильном геофизическом кабеле, который предварительно пропускают через сальник устройства ввода кабеля. После чего устройство ввинчивают в замковую часть трубы и геофизический кабель с кабельным контактным наконечником, под контролем измерительных систем каротажной станции, опускают на глубину нахождения приборного моста для выполнения технологических операций по стыковке и фиксации электрических контактов устройств кабельного контактного наконечника и контактного блока. В зависимости от скважинных условий, стыковку и фиксацию для установления электрической связи с каротажными приборами осуществляют как под действием веса контактного наконечника, так и его прокачкой промывочной жидкостью. Геофизический кабель крепят в узле прижима кабеля, монтируют оттяжной ролик, и посредством выполнения синхронных спускоподъемов кабеля и бурильных труб с каротажными приборами, при контроле осевых усилий на них, производят геофизические исследования. Способ реализуется с помощью комплекса для доставки скважинных приборов к забоям бурящихся скважин сложного профиля и проведения геофизических исследований, выполненного в виде сборки, включающей приборный мост с переводником, кабельный контактный наконечник и устройство ввода геофизического кабеля. Технический результат заключается в повышении надежности доставки скважинных приборов. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для фиксации забойного блока телеметрической системы (ЗТС) в ориентирующем переводнике, используемого для ориентации направленного бурения. Устройство включает ориентирующий переводник, содержащий в своем внутреннем канале ориентирующую втулку, в которую установлено посадочное перо корпуса забойного блока ЗТС. На ориентирующей втулке жестко закреплена ориентирующая шпонка, выполненная с возможностью входа в паз посадочного пера, благодаря которому посадочное перо занимает нужную ориентацию относительно забойного двигателя. Наряду с этим на поверхности посадочного пера выполнен паз, в котором установлен пружинный фиксатор. Ориентирующий переводник содержит в своем внутреннем канале дополнительную фигурную втулку, установленную ниже ориентирующей втулки. Указанная втулка сориентирована во внутреннем канале переводника посредством фиксирующей шпонки в пазу ориентирующего переводника. Пружинный фиксатор выполнен фигурной формы в соответствии с упорной поверхностью пера и закреплен винтами. Дополнительная фигурная втулка выполнена с заходным конусом и фиксирующим выступом для фиксации пружинного фиксатора. Повышается надежность фиксации забойного блока ЗТС в ориентирующем переводнике. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинным электромагнитным телеметрическим системам и способам нанесения изолирующих покрытий на элементы узлов электромагнитных телеметрических антенн. Технический результат - повышение надежности покрытия в неблагоприятных условиях бурения. Сердечник для электромагнитных телеметрических систем содержит продолговатый корпус, имеющий первый и второй концы, электрическую изоляцию, нанесенную на, по меньшей мере, участок продолговатого корпуса и содержащую связующее покрытие, нанесенное на внешнюю цилиндрическую поверхность продолговатого корпуса, и слой электрической изоляции, нанесенный поверх связующего покрытия, и первый слой герметика, нанесенный на слой электрической изоляции. Связующее покрытие содержит материал, выбранный из группы, состоящей из сплава никель-хром, молибдена, алюминиевой бронзы и сплавов на основе цинка. Способ нанесения изолирующего покрытия на сердечник заключается в нанесении на внешнюю цилиндрическую поверхность сердечника электрической изоляции. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к зондам, используемым при проведении подземных операций. Зонд предназначен для применения в подземном инструменте, содержащем корпус, имеющий подземную полость, подверженную воздействию внешнего давления среды, окружающей инструмент. Устройство включает датчик давления, имеющий корпус, корпусной узел зонда, внешняя конфигурация которого обеспечивает установку внутри подземной полости инструмента, и который образует внутренний объем зонда, конфигурация которого обеспечивает вставку корпуса датчика давления с герметичным сопряжением, за счет которого внутренний объем зонда герметизирован от внешнего давления окружающей среды, под воздействием которого датчик давления генерирует сигнал, электронное устройство зонда, которое установлено в пределах внутреннего объема зонда. Конфигурация электронного устройства обеспечивает прием сигнала давления и передачу соответствующего сигнала давления от зонда. Повышается эффективность контроля давления вокруг подземного инструмента. 14 н. и 51 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти установками электроцентробежных насосов, спускаемыми в скважину на грузонесущем кабеле, и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях в скважинах и каротажных работах. Устройство содержит корпус с осевым отверстием для прохода кабеля, разделяемого на токопроводящие жилы, навинченную на корпус головку с осевым входом, радиальным отверстием и цилиндрической расточкой, в которой закреплен бронированный кабель, и колодку токоввода, соединенную с токопроводящими жилами. В цилиндрической расточке головки размещен набор шевронных уплотнительных элементов, зажатый между упорным кольцом и нажимным кольцом, отделенных от торца корпуса верхним набором шайб. По периферии корпуса выполнены продольные отверстия малого диаметра, а в нижней его части расположена большая конусная втулка, в которую вставлена сопрягаемая с ней малая конусная втулка. Малая конусная втулка поджата кольцом и вторым набором шайб, установленным с упором на бурт полого основания, навинченного на нижнюю часть корпуса. Между конусными втулками пропущена отделенная от кабеля наружная оплетка, конец которой герметично закреплен между торцом корпуса и верхним набором шайб, отделенные концы внутренней оплетки зажаты между кольцом и вторым набором шайб. Повышается надежность эксплуатации грузонесущей муфты погружной установки за счет защиты изоляции токоведущих жил. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к обнаружению подводных утечек углеводородов на морских объектах. Система содержит по меньшей мере один детектор (5) утечки, функционально подсоединенный к контроллеру (9), расположенному на подводном узле (14), система снабжена плавучим элементом (1), на котором закреплен детектор (5) утечки. Плавучий элемент (1) расположен под люком (10) опорной плиты фонтанной арматуры (14) и над крышей (11) фонтанной арматуры (14), при этом люк (10) опорной плиты используется для сбора углеводородов утечек. Повышается точность обнаружения утечек, упрощается конструкция, облегчается процесс извлечения системы. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для установки датчиков на участки трубы в нефтегазодобывающих скважинах. Устройство включает механический зажим. Зажим содержит нижний гибкий участок, содержащий дугообразный участок, завершающийся в первом крайнем и втором конце, первый и второй верхние гибкие участки, содержащие дугообразные участки, завершающиеся в первых крайних концах и во вторых крайних концах в узле шарнирного пальца, содержащем отверстие, параллельное центральной продольной оси зажима, причем отверстие, проходящее через него, выполнено с возможностью приема съемного соединителя. Рычаги крепления датчика расположены снаружи на первом и втором верхних гибких участках, указанные рычаги крепления датчика содержат по меньшей мере одно приемное углубление, выполненное с таким размером, чтобы принимать и удерживать концы измерителя деформаций. Повышается надежность крепления датчика и точность измерений. 4 н. и 22 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию для добычи нефти и газа, в частности к оборудованию для исследования и освоения наклонных и горизонтальных скважин, оборудованных компоновками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта. Устройство содержит колонну НКТ, насосную установку, пакер, средство измерения параметров скважины и по меньшей мере один герметизирующий элемент, соприкасающийся со стенками обсадной колонны. В качестве насосной установки использована установка электроцентробежного насоса перевернутого типа с блоком телеметрической системы, которая спущена в колонну НКТ на грузонесущем кабеле и размещена в исследуемой горизонтальной или наклонной скважине. Герметизирующий элемент установлен снаружи НКТ за пределами установки электроцентробежного насоса. Способ включает предварительный спуск колонны НКТ в обсадную колонну с прохождением горизонтальной или наклонной скважины, спуск на грузонесущем кабеле и размещение внутри НКТ установки электроцентробежного насоса с присоединенным к нему блоком телеметрической системы на исследуемой участке с последующим поэтапным перемещением их вдоль скважины, откачку жидкости с одновременным замером параметров на каждом этапе и обработку полученных результатов. Повышается надежность и точность измерения параметров расхода, давления, температуры, обводненности, обеспечивающие возможность проведения исследований на длинных участках горизонтальных скважин. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для фиксации корпуса скважинных приборов забойной телеметрической системы (ЗТС) внутри вставки в колонне бурильных труб. Устройство включает крестовину со срезными штифтами, изготовленную с выступами, входящими в пазы, выполненные внутри вставки в колонне бурильных труб, и зафиксированную от осевого и радиального перемещения резьбовой поджимной гайкой. Крестовина выполнена из двух составных частей и состоит из установочного кольца с выступами, входящими в пазы, выполненные внутри указанной вставки в колонне бурильных труб и корпуса скважинных приборов ЗТС. Корпус скважинных приборов ЗТС, выполненный с выступами и отверстиями в указанных выступах, установлен внутри установочного кольца с выступами, выполненного с отверстиями, соосными отверстиям, выполненным в выступах корпуса скважинного прибора ЗТС. В указанные соосные отверстия установлены срезные штифты. Обеспечивается возможность неоднократного монтажа и демонтажа скважинных приборов в колонну бурильных труб без нарушения целостности устройства фиксации, что снижает трудозатраты. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к инструментам, управляемым на подземном месте работы. При осуществлении способа обеспечивают возможность обнаружения по меньшей мере одного сигнала закрепляющему устройству, связанному с инструментом, применяют закрепляющее устройство для автоматической работы инструмента после задержки времени, спускают инструмент на заданное место работы в подземном пласте, вручную останавливают закрепление инструмента закрепляющим устройством с помощью по меньшей мере одного сигнала до истечения времени задержки, вручную повторно обеспечивают автоматическую работу закрепляющего устройства для закрепления в нужном положении инструмента после остановки в ответ на указанный по меньшей мере один сигнал. Расширяются функциональные возможности по дистанционному манипулированию инструментами. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 12 ил.

Наверх