Комплексный скважинный прибор



Владельцы патента RU 2650002:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах. Техническим результатом является снижение нагрузки на рессоры пружинных центраторов комплексного скважинного прибора. Комплексный скважинный прибор содержит цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура спектрального гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления с источниками вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп, выполненный в виде продольного и сканирующего зондов, подключенных выходами к функциональному блоку, при этом выходы аппаратуры спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены пружинные центраторы, установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства. При этом на вершинах арочных рессор пружинных центраторов закреплены опорные башмаки из самосмазывающегося материала. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах.

Известен комплексный скважинный прибор (КСП) для исследования технического состояния скважин, спускаемый в скважину на каротажном кабеле и состоящий из цилиндрического корпуса, в котором размещены различные геофизические датчики с электронными схемами /Патент РФ №61342, кл. E21B 47/00, 2007/.

Недостатком аналога является ограниченность его применения из-за невозможности диагностики технического состояния обсадных колонн, насосно-компрессорных труб (НКТ) и оценки состояния заколонного пространства скважин.

Известен КСП, содержащий составной цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления с источником вторичного питания, при этом выходы аппаратуры гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены пружинные центраторы, установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства /Патент РФ №2495241, кл. E21B 47/00, 2012/.

Недостатком этого аналога является ограниченность его применения из-за невозможности диагностики технического состояния обсадных колонн и НКТ.

Известен КСП, содержащий цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура спектрального гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления (СГК) с источником вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп (МИД), выполненный в виде продольного и сканирующего зондов, подключенных выходами к функциональному блоку, при этом выходы аппаратуры спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены пружинные центраторы (ПЦ), установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства /С.А. Егурцов, Т.В. Скрынник, Ю.В. Иванов, А.П. Зубарев. Управление процессами эксплуатации скважин ПХГ на основе применения современных методов исследований. Газовая промышленность, №12, 2015, стр. 67-70/.

Данный КСП принят за прототип.

Из-за комплексирования различных приборов в прототипе длина КСП увеличивается до 10 м и больше. Это приводит к повышенной нагрузке на рессоры центраторов, установленных на концах цилиндрического корпуса скважинного прибора, и как следствие этого - к нестабильности работы ПЦ и всего прибора.

Кроме того, увеличение длины КСП приводит к быстрому изнашиванию рессор ПЦ, а значит выходу из строя всего скважинного прибора.

Техническим результатом, получаемым в результате внедрения КСП, является устранение недостатков прототипа, т.е. снижение нагрузки на рессоры ПЦ, приводящей к нестабильности его работы и быстрому изнашиванию.

Данный технический результат достигают за счет того, что в известном КСП, содержащем цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура спектрального гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления с источниками вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп, выполненный в виде продольного и сканирующего зондов, подключенных выходами к функциональному блоку, при этом выходы аппаратуры спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены ПЦ, установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства, на вершинах арочных рессор ПЦ закреплены опорные башмаки из самосмазывающегося материала.

Опорные башмаки ПЦ выполнены из полимерного самосмазывающегося композита.

Опорные башмаки ПЦ из самосмазывающегося материала выполнены в виде насадок, концентрично закрепленных на упругих рессорах.

В ПЦ симметрично основному опорному башмаку на рессорах закреплены аналогичные дополнительные опорные башмаки.

В ПЦ скользящие по корпусу узлы выполнены в виде кареток.

Опорные башмаки в ПЦ закреплены на арочных рессорах с возможностью их замены.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1 представлена конструктивная схема КСП; на фиг. 2 - схема его ПЦ.

КСП содержит (фиг. 1) цилиндрический корпус 1, в котором установлены функциональный блок 2, аппаратура 3 спектрального гамма-каротажа с источником 4 высоковольтного питания (не показан) и датчики 4, 5, соответственно, температуры и давления с источниками 6 вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп, выполненный в виде продольного 7 и сканирующего 8 зондов, подключенных выходами к функциональному блоку 2, при этом выходы аппаратуры 3 спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры 4 и давления 5 подключены к функциональному блоку 2, а на цилиндрическом корпусе 1 также закреплены пружинные центраторы 9, 10, установленные на концах корпуса 1 (фиг. 1, 2), выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор 11, закрепленных концами на узлах 12, скользящих по корпусу 1, и стопорного устройства 13. На вершинах арочных рессор пружинных центраторов 9, 10 закреплены опорные башмаки 14, 15 из самосмазывающегося материала. Опорные башмаки 14, 15 пружинных центраторов 9, 10 могут быть выполнены из полимерного самосмазывающегося композита. Опорные башмаки 14, 15 ПЦ 9, 10 из самосмазывающего материала могут быть выполнены в виде насадок, концентрично закрепленных на упругих рессорах 11.

В пружинных центраторах 9, 10 симметрично основному опорному башмаку 14, 15 на рессорах 11 могут быть закреплены аналогичные дополнительные опорные башмаки.

В пружинных центраторах 9, 10 скользящие по корпусу 1 узлы 12 могут быть выполнены в виде кареток.

Опорные башмаки в пружинных центраторах 9, 10 закреплены на арочных рессорах 11 с возможностью их замены.

В комплект ПЦ входят запасные опорные башмаки для замены истертых при работе башмаков 14, 15.

КСП работает следующим образом.

Прибор опускается в скважину на каротажном кабеле (не показаны). Включают питание зондов и датчиков КСП. С помощью функционального блока 2 прибора проводится обработка полученной с СГК и МИД информации о различного рода дефектах обсадной колонны и НКТ и состоянии заколонного пространства скважины, например состоянии ее цементного камня.

Текущее измерение давления и температуры в точке расположения прибора проводится с помощью датчиков давления 4 и температуры 5.

Комплексный прибор при спуске и подъеме центрируется в скважине с помощью пружинных центраторов: верхнего 14 и нижнего 15. Ввиду большой длины КСП пружинные рессоры 11 ПЦ будут испытывать повышенное давление со стороны стенок скважины и как следствие этого быстрое истирание в месте контакта арочной пружинной рессоры 11 со стенкой скважины.

Это приводит к быстрому выходу из строя пружинных центраторов и необходимости его замены.

Для повышения эксплуатационных возможностей ПЦ, а значит и всего КСП, центраторы снабжают самосмазывающимися сменными опорными башмаками 14, 15.

Самосмазывающийся материал препятствует быстрому износу башмаков 14, 15, повышая время безремонтной эксплуатации КСП.

Этим достигается поставленный в изобретении технический результат: снижение нагрузки на рессоры центраторов КСП, приводящей к нестабильности его работы и быстрому изнашиванию.

1. Комплексный скважинный прибор, содержащий цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура спектрального гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления с источниками вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп, выполненный в виде продольного и сканирующего зондов, подключенных выходами к функциональному блоку, при этом выходы аппаратуры спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены пружинные центраторы, установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства, отличающийся тем, что на вершинах арочных рессор пружинных центраторов закреплены опорные башмаки из самосмазывающегося материала.

2. Комплексный скважинный прибор по п. 1, отличающийся тем, что опорные башмаки пружинных центраторов выполнены из полимерного самосмазывающегося композита.

3. Комплексный скважинный прибор по п. 1, отличающийся тем, что опорные башмаки пружинных центраторов из самосмазывающегося материала выполнены в виде насадок, концентрично закрепленных на упругих рессорах.

4. Комплексный скважинный прибор по п. 1, отличающийся тем, что в пружинных центраторах симметрично основному опорному башмаку на рессорах закреплены аналогичные дополнительные опорные башмаки.

5. Комплексный скважинный прибор по п. 1, отличающийся тем, что в пружинных центраторах скользящие по корпусу узлы выполнены в виде кареток.

6. Комплексный скважинный прибор по п. 1, отличающийся тем, что опорные башмаки в пружинных центраторах закреплены на арочных рессорах с возможностью их замены.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для доставки геофизических приборов в горизонтальный ствол скважины с целью ее исследования.

Группа изобретений относится к области исследований и проведения измерений в нефтегазовых скважинах. Аппаратное средство и система содержат плоскую установочную пластину, содержащую первый углубленный участок, выполненный с возможностью получения печатной платы, и второй углубленный участок, выполненный с возможностью получения электронного компонента.

Группа изобретений относится к области исследований и проведения измерений в нефтегазовых скважинах. Аппаратное средство и система содержат плоскую установочную пластину, содержащую первый углубленный участок, выполненный с возможностью получения печатной платы, и второй углубленный участок, выполненный с возможностью получения электронного компонента.

Группа изобретений – устройство и способ относится к области генерации импульсов давления флюида в скважине с использованием приборов в этой скважине. Технический результат - расширение функциональных возможностей используемых приборов в габаритах скважины и повышение эффективности их работы.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для проведения геофизических исследований без извлечения бурового инструмента из скважины. Устройство по первому варианту включает сборку скважинных приборов, снабженную транзитной линией электронной связи, установленную в колонне бурильной или насосно-компрессорной труб, включающую соосно установленные кожух для защиты и транспортировки сборки приборов и направляющую трубу с расположенным в нижней части ограничителем хода и отверстиями над ним, камеру управления в виде полости, образованной между кожухом и направляющей трубой, сборку приборов, выполненную в верхней части с плечом и хвостовиком и жестко скрепленную в нижнем окончании с бурильной трубой, отстыковочно-стыковочное устройство с цанговым захватом, установленное в верхней части в кожух посредством муфты с отверстиями, жестко скрепленной с бурильной трубой, конусную втулку, установленную в направляющей трубе для возможности взаимодействия с цанговым захватом.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для проведения геофизических исследований без извлечения бурового инструмента из скважины. Устройство по первому варианту включает сборку скважинных приборов, снабженную транзитной линией электронной связи, установленную в колонне бурильной или насосно-компрессорной труб, включающую соосно установленные кожух для защиты и транспортировки сборки приборов и направляющую трубу с расположенным в нижней части ограничителем хода и отверстиями над ним, камеру управления в виде полости, образованной между кожухом и направляющей трубой, сборку приборов, выполненную в верхней части с плечом и хвостовиком и жестко скрепленную в нижнем окончании с бурильной трубой, отстыковочно-стыковочное устройство с цанговым захватом, установленное в верхней части в кожух посредством муфты с отверстиями, жестко скрепленной с бурильной трубой, конусную втулку, установленную в направляющей трубе для возможности взаимодействия с цанговым захватом.

Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для фиксации корпуса скважинных приборов забойной телеметрической системы (ЗТС) внутри вставки в колонне бурильных труб.

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.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения скважин. Узел дефлектора заканчивания для применения со стволом скважины, имеющим по меньшей мере одну боковую ветвь, содержит дефлектор заканчивания, имеющий по сути трубчатое тело, сформированное стенкой, проходящей вдоль оси, полую внутреннюю часть, наружную поверхность, верхний по стволу скважины конец и нижний по стволу скважины конец, причем указанные верхний по стволу скважины и нижний по стволу скважины концы открыты для указанной внутренней части, указанный верхний по стволу скважины конец имеет наклоненную поверхность относительно указанной оси; и сегмент первой линии связи, проходящий между указанным верхним по стволу скважины концом и указанным нижним по стволу скважины концом, причем указанный сегмент первой линии связи расположен полностью снаружи указанной внутренней части указанного дефлектора заканчивания.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к области эксплуатации газонефтяных скважин, а именно к гибким трубам нефтяного сортамента (колтюбингу). Технический результат – составление многоканальной длинномерной гибкой колонны с необходимым набором сервисных каналов в соответствии с применяемой скважинной технологией или способом механизированной добычи.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области общего машиностроения и может быть также использовано в строительной сфере, электротехнической промышленности, нефтепромысловом оборудовании и иных отраслях промышленности в качестве соединения конструктивных элементов с высокой знакопеременной нагрузкой.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, которое используется при добыче нефти штанговыми насосами. Технический результат - повышение надежности соединения стеклопластикового стержня и наконечника, повышение прочности насосной штанги.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах. Техническим результатом является снижение нагрузки на рессоры пружинных центраторов комплексного скважинного прибора. Комплексный скважинный прибор содержит цилиндрический корпус, в котором установлены функциональный блок, аппаратура спектрального гамма-каротажа с источником высоковольтного питания и датчики температуры и давления с источниками вторичного питания, магнитоимпульсный дефектоскоп, выполненный в виде продольного и сканирующего зондов, подключенных выходами к функциональному блоку, при этом выходы аппаратуры спектрального гамма-каротажа и датчиков температуры и давления подключены к функциональному блоку, а на цилиндрическом корпусе также закреплены пружинные центраторы, установленные на концах корпуса, выполненные в виде одной или нескольких пар арочных упругих рессор, закрепленных концами на узлах, скользящих по корпусу, и стопорного устройства. При этом на вершинах арочных рессор пружинных центраторов закреплены опорные башмаки из самосмазывающегося материала. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх