БЛОК ДАТЧИКОВ СКВАЖИННОЙ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ Российский патент 2007 года по МПК E21B47/00 G01V13/00 

Изобретение относится к скважинной геофизической аппаратуре для геофизических исследований скважин и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при исследовании действующих скважин.

Известна скважинная геофизическая аппаратура в виде скважинных приборов с небольшим набором датчиков и скважинные модули с определенным количеством датчиков (Зельцман П.А. Конструирование аппаратуры для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1968).

В связи с появлением цифровой передачи данных со скважинных приборов количество датчиков в приборах теоретически не ограничено.

Основное ограничение - это длина скважинного прибора из-за большого давления на устье и связанное с этим - небольшая длина устьевых лубрикаторов.

В связи с ограничением времени исследования скважины геофизическими приборами наиболее применяемыми являются комплексные приборы с максимальным количеством датчиков для определенных задач исследования скважин.

В таких скважинных приборах необходимо соблюдать основные условия:

- оптимальный и достаточный состав датчиков;

- хорошая омываемость датчиков скважинной жидкостью;

- исключение взаимного влияния одного датчика на показания второго датчика.

Цель изобретения - повышение достоверности информации в скважинной геофизической аппаратуре за счет выбора оптимального состава датчиков и их оригинальной компоновки, позволяющей, с одной стороны, исключить взаимное влияние друг на друга, с другой стороны - максимально сблизить датчики, а также конструктивного исполнения блока датчиков с двумя окнами, дающими возможность хорошей омываемости датчиков.

Поставленная цель достигается тем, что в блок датчиков устанавливается пять датчиков:

- датчик измерения давления;

- датчик индикации содержания воды в нефти (влагомер);

- датчик термоиндикации притока;

- индукционный датчик измерения удельной электрической проводимости жидкости;

- датчик измерения температуры,

скомпонованных следующим образом: в верхней части расположен датчик измерения давления и далее - верхнее окно с датчиком индикации содержания воды в нефти (влагомер) и датчиком термоиндикации притока, затем перегородка с индукционным датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости, нижнее окно с датчиком измерения температуры и нижний стыковочный узел. Может быть вариант без установки датчика удельной электрической проводимости для скважинной аппаратуры определенных задач. Наличие перегородки обязательно.

На чертеже представлен предлагаемый блок датчиков скважинной геофизической аппаратуры.

В верхней части блока датчиков 1 располагается датчик измерения давления 4, установленный по оси блока датчиков.

Подвод скважинной жидкости к мембране датчика измерения давления 4 осуществляется снизу через специальное боковое отверстие, которое используется также для калибровки датчика измерения давления.

В верхнем окне установлены датчик индикации содержания воды в нефти 6 и датчик термоиндикации притока 5.

Далее расположена перегородка 2 с датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости. Данный датчик может быть и не установлен. Наличие перегородки обязательно.

В нижнем окне установлен датчик измерения температуры 7.

Нижняя часть блока датчиков выполнена в виде стыковочного узла 3 для механического и электрического подсоединения модулей приставок.

Предложенный блок датчиков работает следующим образом.

При опускании скважинного прибора в скважину установленные в окнах датчики беспрепятственно соприкасаются со скважинной жидкостью, которая воздействует на чувствительный элемент датчика. Датчики получают информацию о соответствующем параметре жидкости, преобразовывают его в электрический сигнал и передают этот сигнал на электрическую схему блока датчиков, в которой происходит соответствующая обработка сигналов и одновременная передача их на наземную аппаратуру в виде значений параметров скважинной жидкости. Датчиком измерения давления 4 передается информация о давлении в скважине, датчиком индикации содержания воды в нефти 6 передается информация о процентном содержании воды в нефти, датчиком термоиндикации притока 5 передается информация о скорости потока жидкости в скважине, датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости, установленном в перегородке 2, измеряется удельная электрическая проводимость скважинной жидкости, датчиком измерения температуры 7 передается информация о температуре в скважине. Для исключения влияния теплового поля от разогретого датчика термоиндикации притока 5 на показания датчика измерения температуры 7 эти два датчика установлены в двух разных окнах. Комплекс полученной информации является оптимальным для определения технического состояния скважины.

Источники информации:

1. Аппаратура комплексная технического контроля скважин и скважинного оборудования КСА-Т7М1. Научно-технический вестник «Каротажник», №56, стр.109-110, Тверь, 1999 г.

2. Каталог продукции ОАО «ГЕОТРОН», стр.7, Тюмень, 2004 г.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности для геофизических исследований действующих скважин. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности информации за счет выбора оптимального количества состава датчиков и их оригинальной компоновки, позволяющей исключить их взаимное влияние друг на друга. Для этого блок датчиков скважинной геофизической аппаратуры скомпонован следующим образом: в верхней части расположен датчик измерения давления и далее - верхнее окно с датчиком индикации содержания воды в нефти (влагомер) и датчиком термоиндикации притока. Затем установлены перегородка с индукционным датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости, нижнее окно с датчиком измерения температуры и нижний стыковочный узел. Может быть вариант без установки датчика удельной электрической проводимости для скважинной аппаратуры определенных задач. Наличие перегородки обязательно. 1 ил.

Блок датчиков скважинной геофизической аппаратуры, выполненный с двумя окнами и стыковочным узлом, с установленными в нем датчиком измерения давления, датчиком индикации содержания воды в нефти, датчиком термоиндикации притока, перегородкой с датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости и скомпонованными следующим образом - в верхней части расположен датчик измерения давления и далее верхнее окно с датчиком индикации содержания воды в нефти (влагомер) и датчиком термоиндикации притока, затем перегородка с индукционным датчиком измерения удельной электрической проводимости жидкости или без него, нижнее окно с датчиком измерения температуры и нижний стыковочный узел.