Устройство для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты. Техническим результатом является повышение помехоустойчивости и обеспечение одинаковой чувствительности датчиков. Устройство содержит датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре. Датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера. При этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения. 4 ил.

 

Изобретение относится к виброизмерительной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты.

Известно устройство того же назначения, содержащее датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленных на объекте и подключенных выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре (авт.св. СССР №909140, кл. Е21В 47/00, 1982).

Данное устройство принято за прототип.

Недостатком прототипа является отсутствие оптического сигнала на выходе датчиков составляющих вибраций. Это препятствует применению оптического кабеля для передачи сигнала с места измерения к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является обеспечение возможности получения на выходах датчиков вибраций оптического выходного сигнала.

Данный технический результат достигается за счет того, что в известном устройстве, содержащем датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре, датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей и контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера.

Предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлена схема бурильной установки с датчиками вибраций; на фиг.2 - волоконные катушки с инерционными массами, смещающимися под действием вибрационного ускорения в вертикальном (слева) и горизонтальном направлениях; на фиг.3 - схема выполнения датчиков по второму пункту формулы; на фиг.4 - оптические схемы датчиков вертикальных (сверху) и горизонтальных составляющих вибраций.

Устройство для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб 1 при бурении скважин 2 содержит датчики 3 и 4 вертикальных и горизонтальных составляющих (фиг.1).

Датчики 3 и 4 выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметными и опорными катушками (5, 6 и 7, 8) которых расположены инерционные массы 9, 10 (фиг.2).

При этом инерционная масса 9 выполнена подвижной в вертикальной плоскости, а инерционная масса 10 - в горизонтальной плоскости (смещаются по направлению стрелок).

Разделение катушек 5, 7 и 6, 8 на предметные и опорные является в данном случае условным, поскольку их назначение в датчиках полностью совпадают.

Предпочтительным вариантом выполнения устройства является случай, когда предметные и опорные катушки интерферометров наматываются с натягом на боковые поверхности двух упругих цилиндров 11 и 12 (фиг.3). При этом инерционная масса (на фиг.3 обозначена под позицией 13) также выполняется в виде цилиндра того же диаметра, что и упругие цилиндры 11, 12.

Оптическая схема (фиг.4) выполнена в виде двух интерферометров Цендера-Маха. Каждый интерферометр включает в себя источник 14 когерентного света, выполненный например, в виде светодиодов, и фотоприемники 15, 16, выполненные, например, в виде фотодиодов, оптически согласованные через опорные 5, 7 и предметные 6, 8 волоконные катушки.

Инерционные массы обозначены под позициями 9, 10, также, как на фиг.2.

Оба волоконно-оптических интерферометра могут быть выполнены на одном светодиоде и двух фотодиодах, как показано на фиг.4. Выходные токи фотодиодов i1 и i2 (на фиг.4 токи фотоприемников 15, 16) подключены к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре, выполненной в виде компьютера (на чертежах не приведен).

При этом на выходах фотоприемников в случае необходимости могут быть установлены аналого-цифровые преобразователи (АЦП) и другая преобразующая аппаратура (на чертежах не показана).

Устройство работает следующим образом.

При бурении скважины 2 непрерывно (или в определенные моменты времени) измеряются параметры вибраций бурильных труб 1 и вычисляются с помощью компьютера энергетические характеристики вибраций бурильных труб (в частности, мощность и энергию вибраций).

Затем компьютер определяет по полученным значениям параметров вибраций значение мощности, расходуемой на вибрацию бурильной колонны, и оптимальный вариант нагрузки при бурении скважины.

На основании полученных данных определяется оптимальный вариант нагрузки на бурильный инструмент и оптимальная скорость проходки скважины.

Выходные сигналы датчиков вертикальных и горизонтальных составляющих получаются как у любых интерферометров в виде интерференционных пиков (гомодинный прием) или в случае применения дополнительных модуляторов частоты в виде доплеровских частот (гетеродинный прием).

Для связи оптических датчиков с выходными приборами (фотоприемниками 15, 16) служит оптический кабель. Это позволяет избавиться от необходимости применения кабеля из меди, запасы которой к настоящему времени истощаются.

Этим достигается поставленный технический результат.

Устройство для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин, содержащее датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре, отличающееся тем, что датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера, при этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам мониторинга состояния телемеханизированных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи нефти. Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи нефти.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин. Технический результат заключается в повышении точности и безопасности определения размеров и геометрии трещин гидроразрыва. Способ картирования трещин в пределах углеводородсодержащей зоны подземного пласта, через которую проходит скважина в первом варианте содержит закачивание группы частиц центров присоединения в трещины подземного пласта. Выборочное присоединение первых реакционноспособных частиц к частицам центров присоединения. Закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины. Закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещины после закачивания первых реакционноспособных частиц. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц. Создание группы микросейсмических событий в результате реакций. Во втором варианте способ содержит закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта, закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещину после закачивания первых реакционноспособных частиц. Избирательное присоединение вторых реакционноспособных частиц к первым реакционноспособным частицам. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц и создание группы микросейсмических событий в результате реакций. В третьем варианте способ содержит закачивание группы реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта. Причем каждая реакционноспособная частица содержит по меньшей мере два материала, изначально разделенные перегородкой. Удаление перегородки и создание группы микросейсмических событий в местах расположения в трещинах реакционноспособных частиц посредством реакции между по меньшей мере двумя материалами. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 20 ил.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Способ определения относительной плотности нефтяных масляных фракций путем определения ее цветовых характеристик, координат красного, зеленого и синего цвета. При этом координаты цвета RsRGB, GsRGB и BsRGB нефтяной масляной фракции определяются в колориметрической системе sRGB в растровом графическом редакторе по фотоизображению нефтяной масляной фракции, которое регистрируется с дневным светом в качестве источника излучения, путем помещения нефтяной масляной фракции в прозрачную кювету. При этом относительная плотность рассчитывается по формуле: где - относительная плотность нефтяной масляной фракции (при стандартной температуре образца 15°C и температуре воды 4°C), RsRGB, GsRGB, BsRGB - координаты соответственно красного, зеленого и синего цвета в колориметрической системе sRGB, определяемые по фотоизображению нефтяной масляной фракции. Техническим результатом является упрощение и повышение производительности способа определения относительной плотности ρ 4 15 (при температуре образца 15°С и температуре воды 4°С) нефтяных масляных фракций первичной переработки нефти. 1 табл.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы. Компьютерная система на мобильной буровой установке принимает через сеть запрос на данные, относящиеся к углеводородной скважине, из компьютерной системы, расположенной в первом операционном центре, работающем в режиме реального времени (ОЦРРВ). Компьютерная система буровой установки ранее через сеть передала запрошенные данные второй компьютерной системе ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки определяет, что первая и вторая компьютерные системы ОЦРРВ соединены сетью, пропускная способность которой больше, чем у сети, соединяющей компьютерную систему буровой установки с первой компьютерной системой ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки отвечает первой компьютерной системе ОЦРРВ тем, что перенаправляет первую компьютерную систему ОЦРРВ во вторую компьютерную систему ОЦРРВ, а не отправляет данные, относящиеся к углеводородной скважине, первой компьютерной системе ОЦРРВ. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем. При этом датчики температуры и соединяющие их кабели размещены в защитном корпусе, который выполнен из полимерной оболочки, а верхний датчик температуры подключен к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных. Новым является то, что каждые n датчиков температуры объединены в жесткие сегменты, которые расположены друг от друга на известном одинаковом расстоянии, обеспечивающем равное расстояние между датчиками температуры. Причем жесткие сегменты связаны между собой гибкими соединениями таким образом, чтобы по мере таяния льда выступающие над поверхностью сегменты устройства складывались под действием силы тяжести. Для считывания, хранения, обработки и отображения полученных данных используют контроллер. Дополнительно устройство оборудовано приемником сигнала спутникового позиционирования для изучения движения ледника. Технический результат – расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле. Причем второй электрод размещен в скважине напротив первого электрода, причем первый и второй электроды выполнены и расположены для измерения электрического поля "Ех", по существу ортогонального скважине; а усилитель выполнен с возможностью измерения этого электрического поля и передачи его значения в другое место. Кроме того, в одном из вариантов система может содержать по меньшей мере третий электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и третьим электродом создано второе электрическое поле, причем второй и третий электроды являются противоэлектродами, расположенными на расстоянии друг от друга и снаружи скважины, и связанный датчик, расположенный за пределами скважины, выполненный с возможностью измерения электрических полей, созданных системой в земле между первым электродом и каждым противоэлектродом. В другом варианте исполнения система содержит связанный источник, выполненный с возможностью создания электрического поля в направлении, по существу ортогональном оси скважины, измеряемого системой, причем источник расположен за пределами скважины, а первый электрод выполнен с возможностью установления электрического контакта с землей через рабочее емкостное соединение. Предложенное изобретение обеспечивает возможность создания электрических полей, направленных в ортогональном направлении относительно скважины, избегая при этом проблем, связанных с гальваническим контактом. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций. Способ включает: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях. Предложен способ визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации, который содержит следующие этапы: перемещение скважинного инструментального снаряда в скважинной среде; считывание во время перемещения одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков, генерирующих сигналы датчиков, отражающие один или более физических параметров в скважинной среде; обработка сигналов датчиков для предоставления данных датчиков; временное хранение в скважинном средстве буферизации данных буферизованных данных датчиков, полученных с заданной частотой выборки; передача первой части данных датчиков в устьевое средство обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее; обработка первой части данных датчиков с использованием устьевого средства обработки данных и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков; отправка управляющего сигнала от устьевого средства обработки данных в скважинное средство обработки данных на основании события, например внезапного изменения одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды, с изменением таким образом скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи; передача, по меньшей мере частично, второй части данных датчиков, хранимых в скважинном средстве буферизации данных, в устьевое средство обработки данных; и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков и второй части данных датчиков, хронологически до и после упомянутого события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда. 8 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов. При этом указанная система дополнительно содержит блок проверки точности вычислений, картографический блок, модуль начальных условий, модуль адаптации модели. Причем модуль начальных условий односторонней связью соединен с блоком выборки данных, блок выборки данных двусторонней связью соединен с модулем баз данных, модуль баз данных односторонней связью соединен с картографическим блоком, картографический блок односторонней связью соединен с модулем начальных условий, блок выборки данных односторонней связью соединен с модулем подготовки данных, модуль подготовки данных односторонней связью соединен с модулем расчета коэффициентов, модуль расчета коэффициентов односторонней связью соединен с блоком проверки вычислений, блок проверки вычислений односторонней связью соединен с модулем адаптации модели, модуль адаптации модели односторонней связью соединен с модулем расчета коэффициентов, модуль расчета коэффициентов односторонней связью соединен с отчетным модулем, отчетный модуль односторонней связью соединен с блоком отображения отчетов. При этом модуль баз данных состоит из базы данных телеметрии и базы данных нормативно-справочной информации. Модуль начальных условий состоит из блока ввода временного периода и блока выборки скважины. Модуль подготовки данных состоит из блока корректировки данных и блока кросс-таблиц. Модуль расчета коэффициентов состоит из блока модели участка месторождения, блока дифференциальных уравнений, блока вычисления коэффициентов. Отчетный модуль состоит из блока построения таблиц коэффициентов, блока построения карты взаимовлияния, блока построения графиков давлений. Модуль адаптации модели состоит из блока подбора граничных условий и блока подбора величины сжимаемости. Предложенная система позволяет изучить явления интерференции и взаимовлияния скважин с целью оптимизации производственных показателей по добыче нефти. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр. Предложена скважинная система дистанционирования для электромагнитного дистанционирования между первой и второй скважинами, содержащая инструмент, включающий: источник электрического тока; по меньшей мере два электрода, расположенные вдоль оси инструмента, в котором по меньшей мере один электрод является эмиттерным электродом и по меньшей мере один электрод является возвратным электродом, причем источник электрического тока является электрически соединенным с эмиттерным электродом; и магнитный градиометр, расположенный вдоль оси инструмента, предназначенный для обнаружения магнитного градиента, индуцируемого потоком тока, протекающего в проводящем элементе в одной из скважин. При этом магнитный градиометр отделен от электродов по меньшей мере одним изолятором. 2 н. и 30 з.п. ф-лы, 20 ил.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт. Способ включает замер разности значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент. Далее по математической формуле определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиента принимают решение о постановке скважины на ремонт. 1 ил.

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты. Техническим результатом является повышение помехоустойчивости и обеспечение одинаковой чувствительности датчиков. Устройство содержит датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре. Датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера. При этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения. 4 ил.

Наверх