RU2292571C1 - Комплексный скважинный прибор - Google Patents
Комплексный скважинный прибор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2292571C1 RU2292571C1 RU2005125033/28A RU2005125033A RU2292571C1 RU 2292571 C1 RU2292571 C1 RU 2292571C1 RU 2005125033/28 A RU2005125033/28 A RU 2005125033/28A RU 2005125033 A RU2005125033 A RU 2005125033A RU 2292571 C1 RU2292571 C1 RU 2292571C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensors
- module
- sti
- pressure
- sensor
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (4)
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005125033/28A RU2292571C1 (ru) | 2005-08-05 | 2005-08-05 | Комплексный скважинный прибор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005125033/28A RU2292571C1 (ru) | 2005-08-05 | 2005-08-05 | Комплексный скважинный прибор |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2292571C1 true RU2292571C1 (ru) | 2007-01-27 |
Family
ID=37773527
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005125033/28A RU2292571C1 (ru) | 2005-08-05 | 2005-08-05 | Комплексный скважинный прибор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2292571C1 (ru) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2443860C1 (ru) * | 2010-06-10 | 2012-02-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Термоманометрическая система с расходомером и влагомером |
RU2445653C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-03-20 | Учреждение Российской академии наук Институт геофизики Уральского отделения РАН | Устройство для проведения геоакустического каротажа |
RU2495241C2 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "НИИД-50" | Комплексный скважинный прибор |
RU2520733C2 (ru) * | 2012-09-18 | 2014-06-27 | Валерий Владимирович Комлык | Скважинная геофизическая аппаратура |
RU2523335C1 (ru) * | 2013-05-06 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для пофазного замера физических параметров флюида в горизонтальной скважине |
RU179494U1 (ru) * | 2018-02-06 | 2018-05-16 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Прибор контроля перфорации |
RU2674046C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-04 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Комплексный прибор для исследования высокотемпературных скважин |
EA032180B1 (ru) * | 2016-09-02 | 2019-04-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Микс" (Ооо "Микс") | Автономный комплексный скважинный прибор и способ определения параметров скважины |
CN112253099A (zh) * | 2020-10-27 | 2021-01-22 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种随钻方位居中伽马测井仪 |
-
2005
- 2005-08-05 RU RU2005125033/28A patent/RU2292571C1/ru active
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445653C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-03-20 | Учреждение Российской академии наук Институт геофизики Уральского отделения РАН | Устройство для проведения геоакустического каротажа |
RU2443860C1 (ru) * | 2010-06-10 | 2012-02-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Термоманометрическая система с расходомером и влагомером |
RU2495241C2 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью фирма "НИИД-50" | Комплексный скважинный прибор |
RU2520733C2 (ru) * | 2012-09-18 | 2014-06-27 | Валерий Владимирович Комлык | Скважинная геофизическая аппаратура |
RU2523335C1 (ru) * | 2013-05-06 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для пофазного замера физических параметров флюида в горизонтальной скважине |
EA032180B1 (ru) * | 2016-09-02 | 2019-04-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Микс" (Ооо "Микс") | Автономный комплексный скважинный прибор и способ определения параметров скважины |
RU179494U1 (ru) * | 2018-02-06 | 2018-05-16 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Прибор контроля перфорации |
RU2674046C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-04 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Комплексный прибор для исследования высокотемпературных скважин |
CN112253099A (zh) * | 2020-10-27 | 2021-01-22 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种随钻方位居中伽马测井仪 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2292571C1 (ru) | Комплексный скважинный прибор | |
US8964504B2 (en) | Method and apparatus for evaluating a cemented borehole casing | |
EP3204605B1 (en) | Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection | |
CA2753420C (en) | System and method for wellbore monitoring | |
US9903972B2 (en) | Seismic cable, system and method for acquiring information about seismic, microseismic and mechanical vibration incidents in a well | |
CA2554254A1 (en) | System and method for measurements of depth and velocity of instrumentation within a wellbore | |
US9279317B2 (en) | Passive acoustic resonator for fiber optic cable tubing | |
US8387743B2 (en) | Systems and methods for acoustically measuring bulk density | |
CA2749767C (en) | A complex tool for well monitoring | |
US10041343B2 (en) | Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods | |
WO2001033046A1 (en) | Method and apparatus for accurate temperature and pressure measurement | |
CN113513302A (zh) | 基于分布式光纤水听器的井下流体监测系统及监测方法 | |
US9121972B2 (en) | In-situ system calibration | |
SG187720A1 (en) | Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods | |
RU2495241C2 (ru) | Комплексный скважинный прибор | |
RU2440493C1 (ru) | Профилемер-дефектоскоп для исследования технического состояния обсадных колонн и насосно-компрессорных труб нефтегазовых скважин | |
US20160291187A1 (en) | Encoded Driving Pulses for a Range Finder | |
RU2373392C1 (ru) | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах | |
RU2480583C1 (ru) | Телеметрическая система контроля параметров забоя | |
EP2304473B1 (en) | Systems and methods for acoustically measuring bulk density | |
CA2958230C (en) | Electronic sensor apparatus, methods, and systems | |
RU21419U1 (ru) | Комплексный скважинный прибор | |
RU2672073C2 (ru) | Комплексный прибор для исследования скважин | |
RU2102597C1 (ru) | Способ контроля состояния крепи скважины | |
CN118148614A (zh) | 油井井下产液剖面的光纤在线测量系统及方法 |