RU2652403C1 - Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб - Google Patents
Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652403C1 RU2652403C1 RU2017106690A RU2017106690A RU2652403C1 RU 2652403 C1 RU2652403 C1 RU 2652403C1 RU 2017106690 A RU2017106690 A RU 2017106690A RU 2017106690 A RU2017106690 A RU 2017106690A RU 2652403 C1 RU2652403 C1 RU 2652403C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- production string
- sensor
- manometer
- oil
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L9/00—Measuring steady of quasi-steady pressure of fluid or fluent solid material by electric or magnetic pressure-sensitive elements; Transmitting or indicating the displacement of mechanical pressure-sensitive elements, used to measure the steady or quasi-steady pressure of a fluid or fluent solid material, by electric or magnetic means
- G01L9/02—Measuring steady of quasi-steady pressure of fluid or fluent solid material by electric or magnetic pressure-sensitive elements; Transmitting or indicating the displacement of mechanical pressure-sensitive elements, used to measure the steady or quasi-steady pressure of a fluid or fluent solid material, by electric or magnetic means by making use of variations in ohmic resistance, e.g. of potentiometers, electric circuits therefor, e.g. bridges, amplifiers or signal conditioning
- G01L9/04—Measuring steady of quasi-steady pressure of fluid or fluent solid material by electric or magnetic pressure-sensitive elements; Transmitting or indicating the displacement of mechanical pressure-sensitive elements, used to measure the steady or quasi-steady pressure of a fluid or fluent solid material, by electric or magnetic means by making use of variations in ohmic resistance, e.g. of potentiometers, electric circuits therefor, e.g. bridges, amplifiers or signal conditioning of resistance-strain gauges
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях страны. Техническим результатом предлагаемого изобретения является исключение указанных недостатков прототипа и получение дополнительных преимуществ при автоматическом управлении режимом работы скважины. Технический результат достигается тем, что предлагаемое устройство для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ в действующих механизированных нефтяных скважинах содержит скважинную камеру в виде стандартной НКТ с резьбовыми соединениями на концах и дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный на НКТ так, что один датчик манометра гидравлически соединен с внутренним пространством НКТ, а другой датчик с внешним пространством НКТ, с возможностью дублирования этих устройств по длине колонны НКТ с обеспечением питания и связи сквозным пропуском через все устройства прямого питающего одножильного провода связи и использованием в качестве обратного провода самой колонны НКТ. Данное техническое решение позволяет устанавливать на колонне НКТ несколько датчиков давления подряд и размещать эти датчики без сдвига по глубине, а также не изменять геометрию гидравлического канала внутри НКТ, что дает возможность применять предлагаемое изобретение в скважинах с ШГН. Кроме того, данное решение позволяет отказаться от грузонесущего геофизического кабеля и применять одножильный провод связи, который не требует использования приборных и кабельных головок, в результате чего повышается надежность получения результатов измерений давления вне и внутри НКТ, необходимого для системы управления режимом работы скважины. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях страны.
Известно устройство, содержащее дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, скважинную камеру с резьбовыми соединениями на концах и узел стационарного крепления дистанционного глубинного двухдатчикового манометра такой, что один датчик манометра сообщается с трубным пространством скважины, а другой - с межтрубным пространством (Н.Г. Ибрагимов и др. Совершенствование метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, 2009 г., №7, стр. 46-48.
Недостатком известного устройства является невозможность спуска по лифту скважины глубинных измерительных приборов ниже отметки установки скважинной камеры ввиду ее двухколенчатости.
В качестве прототипа принято устройство для измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины, содержащее скважинную камеру с резьбовыми соединениями на концах, дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный в узле крепления так, что один датчик манометра гидравлически подключен к внутреннему пространству скважинной камеры, а другой датчик гидравлически подключен к внешней поверхности скважинной камеры (Патент РФ №96915 кл. Е21В 47/06. Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины. Опубл. 20.08.2010 г.).
Недостатками данного устройства являются: невозможность его применения в скважинах со штанговым глубинным насосом (ШГН), изменение геометрии гидравлического канала внутри НКТ, размещение датчиков давления со сдвигом по глубине, невозможность установки на колонне НКТ нескольких датчиков подряд и высокие материальные затраты при изготовлении.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является исключение указанных недостатков прототипа и получение дополнительных преимуществ при автоматическом управлении режимом работы скважины.
Технический результат достигается тем, что предлагаемое устройство для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ в действующих механизированных нефтяных скважинах содержит скважинную камеру в виде стандартной НКТ с резьбовыми соединениями на концах и дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный на НКТ так, что один датчик манометра гидравлически соединен с внутренним пространством НКТ, а другой датчик с внешним пространством НКТ, с возможностью дублирования этих устройств по длине колонны НКТ с обеспечением питания и связи сквозным пропуском через все устройства прямого питающего одножильного провода связи и использованием в качестве обратного провода самой колонны НКТ.
Новым является то, что 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 воспринимает давление с внутренней стороны НКТ, а другая 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 пропуска и 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 для крепления корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра к НКТ, под которые в НКТ выполнены несквозные резьбовые отверстия. Предлагаемое изобретение поясняется чертежами.
На фиг. 1 изображено устройство для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ.
На фиг. 2 изображена схема установки двух устройств для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ.
Устройство (фиг. 1) для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ содержит: 1 - скважинная камера в виде НКТ, 2 - резьбовые соединения, 3 - дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр (корпус), 4 - датчик давления внутри НКТ, 5 - датчик давления вне НКТ, 6 - стальное пружинное кольцо (съемное), 7 - крышка датчика давления, 8 - электронная плата, 9 - кожух электронной платы, 10 - одножильный провод питания и связи входной, 11 - одножильный провод питания и связи выходной, 12 - резьбовая пробка со сквозным отверстием для уплотнения (герметизации) выходного провода 11, 13 - металлическая шайба, 14 - резиновое уплотнение выходного провода 11, 15 - уплотнение корпуса в НКТ, 16 - подставка к корпусу для крепления электронной платы, 17 - резиновое уплотнение входного провода 10, 18 - шайба, 19 - резьбовая пробка с отверстием под входной провод 10.
Схема установки двух устройств (фиг. 2) для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ состоит из двух устройств, соединенных между собой одножильным проводом питания и связи 10, 11. Каждое устройство содержит дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр 3, в котором соосно расположены две одинаковые мембраны с кремниевыми тензометрами - датчиками давления 4 и 5, одна из которых воспринимает давление с внутренней стороны НКТ, а другая с внешней, причем перемещение мембран относительно друг друга ограничено с внешних сторон крышкой 7 и стальным пружинным кольцом 6, а изнутри втулкой 20.
Устройство (фиг. 1) для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ, содержащее скважинную камеру 1 в виде НКТ с резьбовыми соединениями 2 на концах, дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр 3, стационарно закреплено на НКТ так, что один датчик давления 4 гидравлически сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой 5 с внешним пространством НКТ, при этом в НКТ выполнено цилиндрическое отверстие, в которое герметично за счет стального пружинного кольца 6 помещен цилиндрический выступ корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра 3 с поперечным НКТ сквозным отверстием, в котором соосно расположены две одинаковые мембраны с кремниевыми тензометрами - датчиками давления 4 и 5, одна из которых воспринимает давление с внутренней стороны НКТ, а другая с внешней, причем перемещение мембран относительно друг друга ограничено с внешней стороны крышкой 7 и стальным пружинным кольцом 6, а изнутри втулкой 20 (показано на фиг. 2), выводы тензометров подключены к электронной обрабатывающей схеме внутри корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра 3, герметично закрытой кожухом 9, имеющий в продольном НКТ направлении сквозные отверстия для прохождения с герметизацией элементами 17, 18 и 19 в кожухе 9 и элементами 12, 13 и 14 в корпусе 3 провода питания и связи входного 10 и выходного 11, а в поперечном НКТ направлении сквозные отверстия для установки крепежных винтов, под которые в НКТ выполнены несквозные резьбовые отверстия (на фиг. 1, 2 не обозначены).
Работа с устройством производится следующим образом (на примере работы с электроцентробежным насосом (ЭЦН)).
Предварительно подготавливают скважинную камеру 1, в качестве которой используется обычная НКТ. В этой трубе (НКТ) в зависимости от технологической задачи добычи нефти выполняются установочные отверстия для монтажа одного или нескольких предлагаемых устройств в соответствии с фиг. 1. Пусть в нашем конкретном случае будут использоваться два устройства, расположенные на НКТ на расстоянии 10 метров между центрами установочных отверстий (фиг. 2). Одновременно изготавливаются резьбовые несквозные отверстия в теле НКТ для крепления устройств к НКТ, по 6 отверстий для каждого устройства. После этого устанавливают и закрепляют дистанционные глубинные двухдатчиковые манометры 3 на трубе НКТ.
Следующим этапом является электрическое соединение дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 между собой. Для этого с дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 снимают защитные кожухи 9 электроники и одножильным проводом питания и связи 10, 11, продевая его через герметизирующие элементы 12, 13, 14 в корпусе нижнего дистанционного глубинного двухдатчикового манометра 3 и герметизирующие элементы 17, 18, 19 в защитном кожухе 9 верхнего дистанционного глубинного двухдатчикового манометра 3. Если нижний дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр 3 является последним в ряду монтируемых дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3, то его защитный кожух 9 выполняется глухим, без отверстия под входной провод связи 10. После подключения одножильного провода связи 10, 11 к клеммам «под винт» на электронных платах 8 дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 защитные кожухи 9 наворачиваются на корпусы дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3, одножильный провод связи 10, 11 герметизируется и в таком виде собранная НКТ может спускаться в скважину в то место колонны НКТ (подъемника), которое укажет технологическая служба нефтегазодобывающего управления (НГДУ) (обычно это первая труба после насоса). В качестве линии связи используется одножильный провод связи 10, 11, например геофизический провод со сталемедной токопроводящей жилой (ГПСМП), необходимой длины, предварительно намотанный на катушке свободной укладки с ручным приводом. Начало одножильного провода связи 10, 11 подключают к клемме «под винт» на плате верхнего дистанционного глубинного двухдатчикового манометра 3 и герметизируют. Конец одножильного провода связи 10, 11 на поверхности через схему подключения соединяют с входной клеммой интерфейсной схемы Foundation Fieldbus (FF) скважинного контроллера (на фиг. 1, 2 не обозначен). Общим проводом в данной схеме подключения является колонна НКТ и клемма «земля» контроллера. После монтажных работ дистанционные глубинные двухдатчиковые манометры 3 включают на все время цикла - спуск, работа, останов, подъем.
Спуск дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 и одножильного провода питания и связи 10, 11 осуществляется одновременно со спуском насосного оборудования и колонны НКТ. В местах возможного касания НКТ и обсадной трубы на НКТ устанавливаются децентраторы (на фиг. 1 не указаны) для защиты одножильного провода связи 10, 11 от повреждения при спуске. От провисания провод прижимают к муфтам НКТ стандартными полиэтиленовыми перфорированными хомутами. Во время спуска насосного оборудования с помощью дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 определяют плотность жидкости внутри и вне НКТ, на глубине установки ЭЦН определяют статический уровень, т.е. пластовое давление.
После включения насоса ЭЦН дистанционные глубинные двухдатчиковые манометры 3 позволяют получить кривую притока жидкости, динамический уровень и другие параметры управления режимом работы скважины для стабилизации добычи. При остановке скважины снимается индикаторная кривая, позволяющая определить параметры призабойной зоны пласта (ПЗП) и фильтрационные характеристики пласта. В процессе подъема насосного оборудования результаты измерений используются для текущего анализа структуры жидкости в межтрубном пространстве. После подъема насоса ЭЦН выше уровня жидкости дистанционные глубинные двухдатчиковые манометры 3 отключаются. Новый цикл работы начинается включением дистанционных глубинных двухдатчиковых манометров 3 перед спуском оборудования в скважину.
Данное техническое решение позволяет устанавливать на колонне НКТ несколько датчиков давления подряд и размещать эти датчики без сдвига по глубине, а также не изменять геометрию гидравлического канала внутри НКТ, что дает возможность применять предлагаемое изобретение в скважинах с ШГН.
Кроме того, данное решение позволяет отказаться от грузонесущего геофизического кабеля и применять одножильный провод связи типа ГПСМП, который не требует использования приборных и кабельных головок, в результате чего повышается надежность получения результатов измерений давления вне и внутри НКТ, необходимого для системы управления режимом работы скважины.
Claims (1)
- Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ, 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, отличающееся тем, что 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017106690A RU2652403C1 (ru) | 2017-02-28 | 2017-02-28 | Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017106690A RU2652403C1 (ru) | 2017-02-28 | 2017-02-28 | Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2652403C1 true RU2652403C1 (ru) | 2018-04-26 |
Family
ID=62045584
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017106690A RU2652403C1 (ru) | 2017-02-28 | 2017-02-28 | Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2652403C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU191423U1 (ru) * | 2019-05-24 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Узел крепления корпуса датчиков измерения давления вне и внутри насосно-компрессорной трубы |
US20220298912A1 (en) * | 2020-01-03 | 2022-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin sealed sensor port |
RU219959U1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-08-16 | Андрей Александрович Павлов | Скважинное устройство с радиальными автономными измерителями |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
RU19303U1 (ru) * | 2001-04-11 | 2001-08-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Датчик давления телеметрической системы с гидравлическим каналом связи |
RU96915U1 (ru) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины |
RU2475643C2 (ru) * | 2010-12-30 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ и устройство для контроля и управления процессом одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых обсаженных скважин (варианты) и исполнительный модуль в составе устройства (варианты) |
RU2491524C2 (ru) * | 2007-12-20 | 2013-08-27 | Инфикон Гмбх | Устройство с мембранным манометрическим элементом |
-
2017
- 2017-02-28 RU RU2017106690A patent/RU2652403C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
RU19303U1 (ru) * | 2001-04-11 | 2001-08-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Датчик давления телеметрической системы с гидравлическим каналом связи |
RU2491524C2 (ru) * | 2007-12-20 | 2013-08-27 | Инфикон Гмбх | Устройство с мембранным манометрическим элементом |
RU96915U1 (ru) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины |
RU2475643C2 (ru) * | 2010-12-30 | 2013-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уфимский государственный нефтяной технический университет (ГОУ ВПО УГНТУ) | Способ и устройство для контроля и управления процессом одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых обсаженных скважин (варианты) и исполнительный модуль в составе устройства (варианты) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU191423U1 (ru) * | 2019-05-24 | 2019-08-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Узел крепления корпуса датчиков измерения давления вне и внутри насосно-компрессорной трубы |
US20220298912A1 (en) * | 2020-01-03 | 2022-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin sealed sensor port |
RU219959U1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-08-16 | Андрей Александрович Павлов | Скважинное устройство с радиальными автономными измерителями |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8087461B2 (en) | Logging while producing apparatus and method | |
US7588080B2 (en) | Method for installing well completion equipment while monitoring electrical integrity | |
US4105279A (en) | Removable downhole measuring instruments with electrical connection to surface | |
US3939705A (en) | Removable downhole measuring instruments with electrical connection to surface | |
US20050028972A1 (en) | Inflation tool with real-time temperature and pressure probes | |
US5533572A (en) | System and method for measuring corrosion in well tubing | |
RU2559975C1 (ru) | Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления | |
US11821266B2 (en) | Method for testing of the downhole connector electrical system during installation | |
US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
RU2652403C1 (ru) | Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб | |
RU130343U1 (ru) | Скважинная установка для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов из одной скважины | |
WO2011046747A2 (en) | Coaxial electric submersible pump flow meter | |
US2376878A (en) | Method of determining the permeability of earth formations | |
RU2309246C1 (ru) | Скважинная установка гарипова | |
US3376921A (en) | Completion of wells | |
EA019228B1 (ru) | Несущий узел | |
OA12563A (en) | Measurement device and support for use in a well. | |
US2347615A (en) | Apparatus for treating wells | |
NL2019874A (en) | Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling Background | |
RU188077U1 (ru) | Измерительное устройство электропогружной насосной установки | |
NL1042671B1 (en) | Distributed Sensor Systems and Methods | |
US2347589A (en) | Liquid level indicating system for use in treating wells | |
SU1345151A1 (ru) | Способ контрол нефтегазонасыщенности пластов в обсаженных скважинах | |
RU2281391C2 (ru) | Способ измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине и устройство для его реализации | |
RU2801378C1 (ru) | Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров (варианты) |