Устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве Российский патент 2024 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутритрубного пространства и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях.

Известно газлифтная установка (RU 2743119, МПК Е21В 43/12, Е21В 34/08, Е21В 47/06, Е21В 47/12, F04F 1/20 от 15.10.2020), содержащая фонтанную арматуру с задвижками и превентором, размещенные в обсадной трубе скважины колонну лифтовых труб, пакер, установленную над пакером скважинную камеру, и присоединенный к пакеру хвостовик для забора пластовой нефти, где скважинная камера содержит эксцентрично расположенные патрубки с переходниками, которыми скважинная камера встроена в колонну лифтовых труб выше пакера, образующего с фонтанной арматурой и превентором надпакерную межтрубную газовую полость, замкнутую задвижками и сообщающуюся с источником попутного нефтяного газа, а в полости между переходниками расположен регулируемый электроприводной клапан, содержащий датчики контрольно-измерительных приборов пластовых давлений нефти и газа на уровне скважинной камеры, связанные с панелью управления наземной станции геофизическим кабелем, пропущенным через герметичный ввод превентора, при этом патрубки и клапан соединены между собой резьбовой муфтой, в которой выполнена полость, сообщающаяся с патрубками, и канал подачи газа из надпакерной межтрубной газовой полости через впускной и выпускной каналы клапана, с возможностью барботирования нефти для усиления фонтанного подъема газожидкостного потока нефти пузырьковым газлифтным эффектом, причем датчик измерения давления нефти расположен снизу клапана в полости, сообщающейся с фонтанирующей нефтью по каналу, образованному зазором между датчиком и клапаном, через канал и полость резьбовой муфты, при этом скважинная камера соединена с пакером стыковочным узлом, а хвостовик присоединен к пакеру.

Недостатком изобретения является, сложность конструкции, невозможность извлечения и установки измерительного устройства без остановки скважины.

Известно устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины (ПМ RU 96915, МПК Е21В 47/06 от 27.01.2010), содержащее скважинную камеру с резьбовыми соединениями на концах и дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр с кабельным наконечником, стационарно закрепленный в узле крепления так, что один датчик манометра гидравлически сообщен с внутренним пространством скважинной камеры, а другой датчик гидравлически подключен к внешней поверхности скважинной камеры, где скважинная камера выполнена в виде цилиндра, имеющего внутри эксцентрически расположенный продольный сквозной канал круглого сечения, узел крепления представляет собой продольный наружный паз, полностью вмещающий дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр в сборе с кабельным наконечником и имеющий дно со сквозным крепежным отверстием, имеющим резьбу и ориентированным по линии радиуса скважинной камеры, и крепежный болт с гидравлическими каналами, сообщающими один из датчиков манометра с внутренним пространством скважинной камеры, и уплотнительными элементами, стационарно фиксирующий дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр в узле крепления, при этом дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр имеет корпус с двухсторонней лыской на конце противоположном кабельному наконечнику и сквозным отверстием, совпадающим со сквозным крепежным отверстием в скважинной камере.

Недостатком данного устройства является то, что устройство является стационарной, в случае отказа или при аварийной ситуации нет возможности извлечения устройства измерения без поднятия колонны НКТ.

Известно устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб (RU 2652403, МПК E21B 47/06, G01L 9/04 от 28.07.2017), содержащее скважинную камеру в виде НКТ с резьбовыми соединениями на концах, дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный на скважинной камере так, что один датчик манометра гидравлически сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с внешним пространством НКТ, в НКТ выполнено цилиндрическое отверстие, в которое герметично помещен цилиндрический выступ корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра, не изменяя геометрию гидравлического канала внутри НКТ, с поперечным к НКТ сквозным отверстием, в котором соосно расположены две одинаковые мембраны с тензометрами, одна из которых выполнена с возможностью восприятия давления с внутренней стороны НКТ, а вторая с внешней стороны НКТ (в затрубье), при этом выводы тензометров подключены к электронной обрабатывающей схеме внутри корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра, имеющего в продольном НКТ направлении сквозные отверстия для герметизации одножильного провода питания и связи (типа ГПСМП) и подключения его к электронной схеме, а в поперечном НКТ направлении сквозные отверстия для установки крепежных винтов, под которые в НКТ выполнены несквозные резьбовые отверстия.

Недостатком, является то, что конструкция сложная, невозможно извлечь и установить устройство при выходе из строя без поднятия колонны НКТ.

Наиболее близким является устройство измерения термобарических параметров жидкости в трубном и кольцевом пространствах скважины (RU 2323335, МПК Е21В 47/06, от 10.03.2006), включающее автономные измерительные приборы, установленные в компоновке бурильных труб, отличающееся тем, что между компоновкой бурильных или лифтовых труб и компоновкой бурового инструмента установлен переходник с закрепленным на его поверхности контейнером, имеющим отверстие в верхней части и отверстие в нижней части, внутри контейнера размещен автономный измерительный прибор, в верхней и нижней частях которого в непосредственной близи к соответствующим отверстиям контейнера расположены два независимые друг от друга датчика температуры и давления.

Недостатком данного устройства является сложность установки и извлечения датчика, при необходимости замены устройства замеры и получение данных в трубном и межтрубном пространстве невозможны длительное время дом момента завершения ремонтных работ. При изменении расположения измерительного устройства в контейнере, погрешность получения данных повышается.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является исключение указанных недостатков, повышение точности определения текущего пластового давления и давления в межтрубном пространстве эксплуатационной скважины.

Технический результат достигается тем, что предполагаемое устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве, содержащий спускаемый на геофизическом кабеле глубинно-исследовательский комплекс – ГИК с автономными датчиками, переводник, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ и соединенный с ГИК, содержащим нижний и верхний измерительные датчики, один из которых сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с межтрубным пространством снаружи НКТ.

Новым является то, что переводник расположен в скважине между пластами и оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ с заходной воронкой сверху и сообщающимся с пространством НКТ каналом. Ниже канала расположен клапан с кольцами на пружинной опоре. ГИК оснащен снизу ниппелем с датчиками и выполнен с возможностью герметичного взаимодействия с цилиндрической полостью переводника. Нижний датчик ГИК сообщен через канал с внутренней полостью НКТ, а верхний – выше заходной воронки с межтрубным пространством.

Новым также является, что ГИК оснащен сверху цанговым зажимом для быстросъёмного соединения с геофизическим кабелем.

На фиг.1 изображено устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве.

На фиг.2 изображен глубинно-исследовательский комплекс – ГИК.

Устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве (фиг.1 и 2) включает ГИК 1 спускаемый на геофизическом кабеле 2 с верхним датчиком 3 и нижними датчиком 4, нижний датчик 4 сообщен с внутренним пространством НКТ 5, через переводник 6, а верхний датчик с межтрубным пространством снаружи НКТ 7. Переводник 6 расположен между пластами оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ 7 и заходной воронкой 8, каналом 9 который сообщается с внутренним пространством НКТ 5 и клапан с кольцами 10 на пружинной опоре 11.

Конструктивные элементы, технологические соединения и т.п., не влияющие на работоспособность устройства, на чертеже не показаны или показаны условно.

Работа с устройством производится следующим образом.

Предварительно подготавливают скважинную камеру, в качестве которой используется НКТ 12. На НКТ 12 монтируют переводник 6, и помещают между компоновкой буровых или лифтовых труб и компоновкой бурильного оборудования. Геофизический кабель 2, с одной стороны закрепляют с ГИК 1 цанговым зажимом (не показан) для быстрой замены при выходе из строя датчиков 3 или 4, с другой стороны с наземным измерительным блоком (не показан), где осуществляется сбор информация с датчиков 3 и 4 и передается для анализа на ПК (не показан).

Спуск переводника 6 осуществляется одновременно со спуском насосного оборудования (не показан) и НКТ 12. После спускают ГИК 1 через отверстие в планшайбе (не показан), на геофизическом кабеле 2, которая в последующем герметизируется исследовательской пробкой (не показан). ГИК 1 спускают так чтобы нижним ниппелем 13, проходя через заходную воронку 9, герметично сел в цилиндрическую полость переводника 6. После установки ГИК 1 и запуска устройства, активируется непрерывное измерение и прием данных с датчиков 3 и 4, кривую потока жидкости во внутреннем пространстве НКТ 5 и в межтрубном пространстве 8, в наземный измерительный блок. При выходе из строя одного из датчиков 3 или 4 (определяется отсутствием сигналов с него) силами геофизической бригады извлекается ГИК 1 при помощи кабеля 2 без остановки насоса и скважины, заменяются датчики 3 или 4, вышедшие из строя, и осуществляется спуск ГИК 1 на кабеле 2.

Данное техническое решение позволяет измерять давление в скважине на постоянной основе. В случае выхода из строя датчиков, сократить время замены измерительного устройства, также позволяет отказаться от привлечения бригады капитального или подземного ремонта скважин, что позволяет повышать качество и надежность получения результатов измерений давления вне и внутри НКТ, необходимого для системы управления режимом работы скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве содержит спускаемый на геофизическом кабеле глубинно-исследовательский комплекс (ГИК) и переводник, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и выполненный с возможностью соединения с ГИК. ГИК содержит автономные нижний и верхний измерительные датчики, один из которых сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с межтрубным пространством снаружи НКТ. Переводник расположен в скважине между пластами и оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ с заходной воронкой сверху и сообщающимся с внутренним пространством НКТ каналом, ниже которого расположен клапан с кольцами на пружинной опоре. ГИК оснащен снизу ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с цилиндрической полостью переводника таким образом, чтобы нижний датчик через канал сообщался с внутренней полостью НКТ после открытия клапана, а верхний – выше заходной воронки с межтрубным пространством. Обеспечивается повышение точности определения текущего пластового давления и давления в межтрубном пространстве эксплуатационной скважины.1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве, содержащее спускаемый на геофизическом кабеле глубинно-исследовательский комплекс (ГИК) и переводник, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и выполненный с возможностью соединения с ГИК, содержащим автономные нижний и верхний измерительные датчики, один из которых сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с межтрубным пространством снаружи НКТ, отличающееся тем, что переводник расположен в скважине между пластами и оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ с заходной воронкой сверху и сообщающимся с внутренним пространством НКТ каналом, ниже которого расположен клапан с кольцами на пружинной опоре, ГИК оснащен снизу ниппелем, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с цилиндрической полостью переводника таким образом, чтобы нижний датчик через канал сообщался с внутренней полостью НКТ после открытия клапана, а верхний – выше заходной воронки с межтрубным пространством.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что ГИК оснащен сверху цанговым зажимом для быстросъёмного соединения с геофизическим кабелем.