КОМПЛЕКСНЫЙ СКВАЖИННЫЙ ПРИБОР Российский патент 2007 года по МПК G01V5/12 

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в действующих нефтяных, газовых и гидротермальных скважинах с целью оптимизации режимов их работы, при построении профиля притока или поглощения в скважинах с целью определения дебитов пластов и пропластков и при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Данное изобретение позволяет увеличить эффективность измерений и повысить чувствительность и надежность работы комплексного скважинного прибора (далее - «прибор», «скважинный прибор»), в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в повышении качества и достоверности получаемой информации, что в конечном итоге ведет к улучшению эксплуатационных характеристик прибора.

Известен аппаратурный комплекс (прибор) «Мега-К», состоящий из соединенных с помощью унифицированного стыковочного узла модулей, последовательно установленных сверху вниз: модуля гамма-каротажа (ГК), модуля датчика влагомера (W), модуля резистивиметра (РИ), модуля локатора муфт (ЛМ), модуля акустического трехканального шумомера (S), модуля датчиков давления (Р), температуры (Т) и термокондуктивного расходомера (СТИ) и модуля механического расходомера, каждый из которых снабжен телеметрическим блоком (НТВ «Каротажник», выпуск №68, г.Тверь 2000 г, стр.127, 128).

Недостатками прибора являются:

- большое количество соединений, которые снижают надежность прибора за счет увеличения количества уплотняемых мест и мест контактных соединений;

- явная избыточность электронных элементов, обусловленная наличием телеметрических блоков, установленных в каждом модуле, что увеличивает стоимость и общую длину прибора, усложняя проход прибора в местах искривления скважин, а следовательно, снижая надежность прибора;

- расположение модуля механического расходомера в нижней части прибора, что увеличивает возможность попадания грязи и мусора в его подвижные части при достижении забоя скважины, что снижает надежность работы модуля механического расходомера;

- расположение в центре прибора модуля акустического трехканального шумомера, корпус которого равен в диаметральном исполнении корпусу прибора, что увеличивает влияние на датчики шумов, возникающих от движения кабеля по стенкам колонны труб и движения самого прибора по колонне скважины, снижая достоверность получаемой информации;

- близкое расположение датчиков Т и СТИ в одном модуле, что усиливает взаимовлияние датчиков, значительно искажая информационный фон для датчиков Т, поскольку датчики СТИ работают с подогревом, что снижает достоверность получаемой информации с датчиков Т;

- разделение датчиков Т и СТИ перегородкой, с одной стороны - затеняет половину потока, сокращая информационное поле для датчиков, что влияет на качество получаемой информации обоих датчиков, а с другой стороны - значительно снижает прочность устройства в данном месте, снижая надежность прибора;

- в модуле датчика W измеряемый поток поступает односторонне, что ограничивает информационный диапазон датчика, снижая достоверность получаемой информации, а следовательно, снижает эффективность измерений.

Известен дистанционный прибор «Агат-К9-36», снабженный телеметрической системой, содержащий 9 различных датчиков и состоящий из 5 модулей, последовательно соединенных и установленных сверху вниз: модуля расходомера малого диаметра, модуля ГК, базового модуля, содержащего установленные в блоке датчики Т, Р, СТИ, W, S и ЛМ, модуля индукционного резистивиметра (РИ) и модуля высокочувствительного расходомера со складывающейся вертушкой (HTB «Каротажник», выпуск №68, г.Тверь, 2000 г., стр.107, 108; HTB «Каротажник», выпуск №111-112, г.Тверь, 2003 г., стр.103-104).

Недостатками прибора являются:

- сосредоточенная в одном месте базового модуля установка датчиков Т, Р, СТИ, W и S, что приводит к:

- резкому снижению прочности конструкции в месте их установки, а следовательно, к возможности деформации прибора в данном месте, т.е. снижению надежности прибора;

- взаимовлиянию датчиков Т и СТИ, так как датчики СТИ производят измерение при подогреве, искажая тем самым температуру измеряемых полей датчика Т, а значит, снижая достоверность информации, измеряемой датчиками Т.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является аппаратурно-методический комплекс контроля за разработкой «АМК Геотрон», содержащий наземный регистрирующий комплекс и скважинный комплекс (прибор); прибор содержит набор скважинных модулей, соединяющихся в любой последовательности и комбинации, и включающий - модуль расходомера, установленный соосно с устройством, в нижней его части; модуль нейтронный; модуль плотномера; модуль технологический; модуль переходной, включающий установленные сверху вниз датчики S, СТИ и РИ, размещенные в герметичных, консольно закрепленных в корпусе карманах и последовательно установленные в диаметрально выполненных сквозных окнах; и основной модуль, включающий установленные сверху вниз датчики ЛМ, ГК, Р и датчики Т и W, установленные в герметичных карманах, закрепленных консольно, и совместно размещенные в диаметрально противоположных окнах, выполненных в корпусе устройства (НТВ «Каротажник», выпуск №72, г.Тверь, 2000 г., стр.180...182). Недостатками прибора являются:

- выполнение прибора в виде многомодульной компоновки, что приводит к значительному увеличению длины прибора, снижает прочность, надежность и проходимость прибора в местах изменения углов наклона скважины;

- расположение модуля расходомера внизу прибора, что приводит к засорению подвижных частей модуля расходомера при достижении забоя скважины, а следовательно, к снижению надежности его работы;

- по основному модулю - выполнение сплошного сквозного окна в корпусе, в месте установки датчика W, приводит к возникновению эффекта шунтирования, обусловленного изменением сигнала датчика (емкостного) при приближении окна к стенки скважины при движении прибора в процессе проведения измерений, что искажает показания датчика влагомера, влияя на достоверность информации, снижая эффективности исследования.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности измерений, повышение чувствительности измерении и надежности работы устройства, и улучшение эксплуатационных возможностей геофизического комплексного скважинного прибора.

Указанная задача достигается тем, что в комплексном скважинном приборе, содержащем составной корпус, в котором установлены датчики - локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ) последовательно, сверху вниз, размещены, в герметичной части составного корпуса, датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса-датчики T, W, СТИ и РИ, причем, датчики Т и W, расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния, причем, в корпусе, в месте под установку датчиков Т и W, выполнены две пары взаимно перпендикулярных, разных по ширине, сквозных окон, снабженных поперечными перемычками, а сам прибор снабжен дополнительным модулем расходомера, который оснащен центратором и установлен сверху над основным модулем, и вторым дополнительным модулем - акустическим шумомером, который установлен под основным модулем и оснащен акустическим изолятором.

Новыми признаками прибора являются:

- компактное размещение всех датчиков в одном основном модуле, что позволяет сократить длину всего прибора, повысить его надежность и проходимость, т.е., повысить эксплуатационные характеристики прибора;

- последовательная установка снизу вверх датчиков Т, W, СТИ и РИ, что с одной стороны, исключает взаимное влияние датчиков СТИ и Т, так как поток скважинной жидкости при перемещении прибора вверх по скважине сносит аномальные температурные искажения, создаваемые датчиком СТИ от зоны исследования датчика Т, повышая эффективность и достоверность измерения, а с другой стороны - позволяет комплексно исследовать по составу минерализацию скважинных и пластовых флюидов и определить присутствие нефти с учетом боковых потоков, поступающих из заколонного пространства скважины, повышая эффективность измерений;

- последовательная установка снизу вверх датчиков ЛМ и ГК, что уменьшает влияние магнитного поля от постоянных магнитов ЛМ на поток электронов в фотоэлектронном умножителе, установленном в датчике ГК, повышая надежность и достоверность измерений;

- расположение датчиков Т и W в одном сквозном окне со смещением относительно продольной оси прибора на равные расстояния, что позволяет сократить длину прибора без внесения взаимных искажений на информационные поля обоих датчиков, повышая их чувствительность и достоверность измерений;

- выполнение в корпусе, в месте установки датчиков Т и W, двух пар, перпендикулярно размещенных, разных по ширине окон, снабженных поперечными перемычками, что исключает возможность возникновения шунтирования и искажения информации в датчиках W и увеличивает прочность корпуса в данном месте, что повышает достоверность информации датчиков и надежность прибора;

- установка модуля расходомера над основным модулем, что защищает модуль расходомера от попадания мусора с забоя, поскольку расходомер забоя не достигает, а следовательно, повышает надежность работы модуля;

- установка модуля акустического щумомера под основным модулем, что максимально удаляет его от паразитных шумов, возникающих при трении геофизического кабеля и головки скважинного прибора о стенку колонны скважины, обеспечивая его эффективность измерения;

- оснащение модуля акустического шумомера акустическим изолятором, что обеспечивает изоляцию модуля от шумов, возникающих при касании корпуса прибора о стенку колонны скважины.

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 (скважинного прибора).

На фиг.1 представлен вариант конструкции предложенного скважинного прибора.

Скважинный прибор содержит:

составной корпус 1, датчик 2 ЛМ, датчик 3 ГК, датчик 4 Р, датчик 5 Т, датчик 6 W и датчик 7 СТИ и датчик 8 РИ, причем составной корпус 1 содержит герметичную часть 9, в которой последовательно сверху вниз размещены датчики 3, 2 и 4, а чувствительная мембрана датчика 4 соединена с окружающей средой гидропроводным каналом 10, и негерметичную часть 11 составного корпуса 1, где в герметичных полостях установлены датчики 5, 6, 7 и 8, причем датчики 5 и 6 расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния, здесь же расположены две взаимноперпендикулярные пары, разных по ширине, окон 12 и 13, 14 и 15, снабженные поперечными перемычками 16 и 17, которые с одной стороны предохраняют корпус 1 прибора от воздействия изгибающих моментов сил, возникающих при прохождении прибора в местах искривления скважины, а с другой стороны предотвращают от влияния эффекта шунтирования корпуса и колонны труб в скважине на датчик 6, установленный в данном окне; амортизирующий наконечник 18 и приборную головку 19 под кабельный наконечник.

На фиг.2 представлен вариант конструкции предложенного технического решения скважинного прибора с двумя дополнительными модулями - дополнительный модуль расходомера 20, который оснащен центратором 21 и установлен сверху над основным модулем, к которому модуль расходомера 20 подсоединен вместо приборной головки 19 под кабельный наконечник, и акустический модуль 22, который установлен под основным модулем и оснащен акустическим изолятором 23, установленным в корпусе акустического модуля.

Скважинный прибор, подсоединенный к геофизическому регистратору через геофизический кабель, опускают на этом кабеле через насосно-компрессорные трубы на забой скважины.

При спуске скважинного прибора производят фоновые измерения всех параметров, регистрируемых скважинным прибором. При этом нагреватель датчика СТИ выключен, а сам датчик работает как дублирующий термометр.

Во время нахождения скважинного прибора в исследуемой скважине скважинные флюиды омывают корпус скважинного прибора и все его измерительные датчики. При достижении скважинного прибора забоя включается нагреватель датчика СТИ, и при подъеме скважинного прибора производят запись со всех датчиков.

Полный объем и порядок работ по детальному исследованию конкретной скважины производится в зависимости от поставленной задачи по методикам, утвержденным геологической службой геофизического предприятия, согласованным с геологической службой нефтегазодобывающего предприятия.

Предлагаемое устройство реализовано при разработке и выпуске комплексной скважинной аппаратуры модели «Сова» и опробовано во многих геофизических производственных предприятиях России, что позволяет сделать вывод о «Промышленной применимости».

Данное устройство позволяет повысить эффективность и надежность измерений, повысить чувствительность измерений и надежность работы устройства, значительно сократив общую длину сжважинного прибора, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в повышении качества и достоверности получаемой информации, в повышении проходимости скважинного прибора по скважине, что в конечном итоге ведет к улучшению эксплуатационных характеристик комплексного скважинного прибора.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин, а также при проведении ремонтно-изоляционных работ. Сущность: устройство содержит составной корпус, в котором последовательно сверху вниз размещены следующие датчики: гамма-каротажа, локатора муфт, давления, температуры, влагомера, термокондуктивного расходомера, резистивиметра. В герметичной части составного корпуса размещены датчики гамма-каротажа, локатора муфт и давления. Причем чувствительная мембрана датчика давления соединена с окружающей средой гидропроводным каналом. В герметичных полостях негерметичной части составного корпуса размещены датчики температуры, влагомера, термокондуктивного расходомера и резистивиметра. Причем датчики температуры и влагомера расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния. Технический результат: улучшение технико-эксплуатационных характеристик прибора, повышение достоверности получаемой информации. 3 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Комплексный скважинный прибор, содержащий составной корпус, в котором установлены датчики локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ), отличающийся тем, что в приборе последовательно сверху вниз размещены в герметичной части составного корпуса датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ, причем датчики Т и W расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния.2. Прибор по п.1, отличающийся тем, что в корпусе в месте под установку датчиков Т и W выполнено две пары взаимоперпендикулярных, разных по ширине сквозных окон, снабженных поперечными перемычками.3. Прибор по п.1, отличающийся тем, что снабжен дополнительным модулем расходомера, который оснащен центратором и установлен сверху над основным модулем.4. Прибор по п.1, отличающийся тем, что снабжен вторым дополнительным модулем - акустическим шумомером, который установлен под основным модулем и оснащен акустическим изолятором.