Прибор для каротажа нефтегазовых скважин

Прибор для каротажа нефтегазовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин. Цель изобретения - повышение надежности при работе в газлифтных скважинах. Прибор содержит охранный кожух 1 с размещенным в нем шасси с измерительными преобразователями , подключенными к электровводу приборной головки (Г) 2. Последняя сочленена с кожухом 1. Нижняя часть Г 2 выполнена в виде коаксиального цилиндра 3. На внешней поверхности последнего размещены уплотнительные кольца (К) 4 из резины, фторопласта, ограниченные стальными К 5 квадратного сечения. Снизу группы уплотнительных К ограничены упорным 6 прямоСЛ С Ю о Ю 0°

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)s Е 21 В 47/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4787985/03 (22) 31.01.90 (46} 15.03.92. Бюл. N 10 (71) Тюменское специальное конструкторско-технологическое бюро с опытным производством (72) Ю. Н. Дурасов и В. M. Иванов (53) 550.83.002:622.241(088.8) (56) Зельцман П. А, Конструирование аппаратуры для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1968.

Комплексная аппаратура контроля разработки месторождений К2-321М. Конструкторская документация КД 89-035-076.

Тюменский ЦНТИ, инфор. листок N 89-4.

Авторское свидетельство СССР

N 316842,,кл,,E 21 В 47/00, 1970

„„5U„„1719628 A 1 (54) ПРИБОР ДЛЯ КАРОТАЖА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин. Цель изобретения — повышение надежности при работе в газлифтных скважинах. Прибор содержит охранный кожух 1 с размещенным в нем шасси с измерительными преобразователями, подключенными к электровводу приборной головки (Г) 2. Последняя сочленена с кожухом 1. Нижняя часть Г 2 выполнена в виде коаксиального цилиндра 3. На внешней поверхности последнего размещены уплотнительные кольца (К) 4 из резины, фторопласта, ограниченные стальными К 5 квадратного сечения. Снизу группы уплотнительных К ограничены упорным 6 прямо1719628 угольного сечения. Ниже К 6 во внутренней полости кожуха 1 закреплена при помощи сварки резьбовая муфта 7. По центру цилиндра 3 размещен стержневой контакт 8. От Г

2 контакт 8 изолирован изолятором 10. Снизу наконечник контакта 8 подключен к ответному контакту питания схемы 11. При

Изобретение относится к промыслово-геофизической аппаратуре для исследования нефтегазовых скважин, эксплуатируемых газлифтным способом.

Вся промыслово-геофизическая аппа- 5 ратура, испол .зуемая для проведения исследований в скважинах эксплуатационного фонда через насосно-компрессорные трубы (НКТ), малогабаритная и имеет внешний диаметр не более 42 мм, а для скважин, экс- 10 плуатируемых газлифтным способом — не более 36 мм, Длина приборов также ограничена высотой серийных лубрикаторов (1400 мм). Исходя из необходимости размещения в скважинном приборе макси- 15 мального числа датчиков, конструкторские разработки в Тюменском СКТБ (а также в других КБ) направлены на максимально возможное увеличение внутреннего диаметра охранного кожуха (при соблюдении задан- 20 ой баропрочности), потому, что ряд датчи- ков геофизической информации, имеющих внешний диаметр 26-28 мм, не вписываются в полость охранного кожуха притолщи- не его стенки 3 — 4 мм, Внутренний диаметр охранного кожуха скважинного прибора ограничен не только по баропрочности, так как промышленностью выпускаются высокопрочные трубы (цирконий, титан). При этом возникает проблема сочленения тонкостенной трубы с приборной головкой.

Стандартные способы сочленения, основанные на использовании резьбы на поверхности охранного кожуха и приборочной

Головки, неприемлемыми по изложенным 35 причинам.

В скважинах, эксплуатируемых газлифтным способом, пои проведении геофизических исследований через НКТ нередко наблюдается явление подброса скважин- 40 ного прибора при подходе его в процессе подъема к лубрикатору. В момент нахождения прибора на глубине 30 — 50 м без участия каротаж ного подьемника прибор с большим ускорением устремляется вверх, выталки- 45 вая также каротажный кабель, У устья скважины приборная головка силой ударяется о крышку лубрикатора. В результате в первую сборке на коаксиальную часть Г 2 надевают К 4 и с альные К 5 и 6 в порядке, показанном на чертеже. Затяжку Г 2 к кожуху 1 производят в горизонтальном положении прибора. При работе на скважине к Г 2 присоединяют кабельную головку. 1 э.п. флы,1 ил. очередь получает повреждение резьбовое сочленение охранного кожуха с приборной головкой. Резьба срывается и охранный кожух "налезает" на приборную головку. Прибор в дальнейшем не пригоден к эксплуатации, В ряде модификаций аппаратуры для исследования действующих скважин реализован способ сочленения приборной головки с охранным кожухом при помощи сварки (К2-321, К6-321, "Катек"). В результате опытному производству

Тюменского СКТБ за 1989 год пришлось безвозмездно заменить блее 60 охранных кожухов и не менее 30 единиц радиосхем и датчиков. Исследование показало, что указанные приборы (свыше 90 случаев) выходили из строя после эксплуатации в 3-5 скважинах. На поверхности сварных швов появлялись трещины и охранные кожухи оказывались разгерметизированными. Даже при строгом соблюдении технологии сварки редко удается поулчить высококачественное сочленение. В результате для проведения геофизических работ в скважинах, эксплуатируемых газлифтным способом, изложенное техническое решение по сочленению приборной головки с охранным кожухом оказалось неприемлемым.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является прибор, содержащий охранный кожух, герметизированный кабельный ввод, шасси для размещения радиосхемы и герметизированную заглушку. На нижней части шасси закреплена гайка, а заглушка имеет резьбовой стержень. Поскольку шасси в верхней части прикреплено к приборной головке (герметизированный кабельный ввод), единство сцепки прибора достигнуто без применения резьбового сочленения охранного кожуха с приборной головкой и заглушкой.

Указанное техническое решение позволяет увеличить внутренний диаметр охранного кожуха, В данном случае действительно можно достичь увеличения внутреннего диаметра охранного кожуха в определенной степени, од .ко для силового сочленения прибора

1719628 требуется прочное шасси с толщиной стенки не менее 2 мм. В другом варианте шасси при сборке скручено, В современных скважинных приборах с электроникой и датчиками толщина стенки составляет (шасси), как 5 правило, 0,5 мм (К2-321, К6-321, "Катек").

Следовательно, увеличение полезного внутреннего диаметра охранного кожуха не достигается, Тем не менее, если бы даже удалось решить задачу предотвращения 10 скручиваемости шасси, возникает другое и репятствие. В на клон но-нап ра влен н ых скважинах основной интервал искривления ствола (интервал зарезки) находится на глубинах 0 — 200 м. При этом наклон ствола сква- 15 жины нередко составляет 45, В скважинах капремонтного фонда нередко уровень столба жидкости в НКТ может быть не глубине 200-250 м, Следовательно. в интервале глубин 0-250 м скважинный прибор в 20 сочленяемых узлах не испытывает давления гидростатического столба жидкости. Между тем силовая нагрузка на шасси в этом интервале складывается как сумма массы охранного кожуха с хвостовиком-заглушкой и 25 силы трения охранного кожуха о стенки

НКТ. Вероятность обрыва шасси и оставления части прибора в скважине в этом случае достаточно велика. Кроме того, данное решение в скважинном приборе радиоактивного каротажа (с ампульным источником) неприемлемо без ухудшения качества измеряемых параметров (чувствительность, погрешность измерений).

Цель изобретения — повышение надежности при работе в газлифтных скважинахх.

Поставленная цель достигается тем. что прибор снабжен резьбовой муфтой, жестко закрепленной по периметру внутренней стенки охранного кожуха, Сочленяемая с охранным кожухом часть приборной головки выполнена в виде цилиндра, на внешней поверхности которого (без с пециал ьн ых канавок) размещены уплотнительные элементы, а на нижней части цилиндра выполнена резьба для соединения с резьбовой муфтой, Уплотнительные элементы выполнены в виде групп колец, в каждую из которых входят кольца из резины, фторопласта и стали, причем фторопластовые и стальные кольца имеют квадратное сечение.

На чертеже приведен эскиз прибора для каротажа скважин, общии вид. 55

Прибор содержит охранный кожух 1, сочлененный с приборной головкой 2, Нижняя часть последней выполнена в виде коаксиального цилиндра 3, на внешней поверхности которого размещены уплотнительные кольца 4 из резины, фторопласта, ограниченные стальными кольцами 5 квадратного сечения сверху и в средней части. Снизу группы уплотнительных колец ограничены упорным кольцом 6 прямоугольного сечения. Ниже кольца 6 во внутренней полости охранного кожуха 1 закреплена при помощи сварки по периметру резьбовая муфта 7. По центру коаксиального цилиндра 3 размещен стержневой контакт 8, подпружиненный пружиной 9. От массы приборной головки 2 контакт 8 изолирован изолятором

10. Снизу заостренный наконечник контакта 8 подключен к ответному контакту питания радиосхемы 11.

Прибор работает следующим образом, Особенность предлагаемого прибора заключается в том. что радиосхема с датчиками закреплена неподвижно не к приборной головке, а к хвостовику (не показан).

Коаксиал ьно выполненную часть приборной головки переворачивают вниз головой и надевают на нее уплотнительные 4 и стальные 5 и 6 кольца в порядке, показанном на чертеже. В этом же положении прикручивают к приборной головке охранный кожух с хвостовиком. Окончательную затяжку приборной головки к охранному кожуху производят при горизонтальном положении прибора. При работе на скважине к приборной головке прикручивают кабельную головку. Процесс записи с последующим извлечением прибора на поверхность не отличаетсяч от стандартной технологии каротажа. В случае возникновения явления подброса сочленение охранного кожуха с приборной головкой не может подвергаться механическому повреждению, так как в верхней части охранный кожух имеет такую же толщину, как и в средней части.

Таким образом, п редлагаемое устройство позволяет значительно усилить узел прибора, подвергающийся повышенному механическому воздействию в скважинах, эксплуатируемых газлифтиым способом.

Кроме того. система уплотнения. основанная на размещении уплотнительных колец в описанном виде, позволяет повысить баропрочность, поскольку исключает воз% можности задавки прибора в условиях предварительного (до подключения к каротажному кабелю) нахождения его при относительно низкой температуре. Установлено, что свободно {без поджатия) расположенные в канавках резиновые кольца при низкой температуре и дмерзают и в лубрикаторе пропускают l30 внутреннюю полость прибора газожидкос гну и смесь.

1719628

Предлагаемое изобретение позволяет сохранить работоспособность скважинной аппаратуры вне зависимости от условий эксплуатации, Формула изобретения

Составитель Ю.)1упичева

Техред М.Моргентал Корректор О.Кравцова

Редактор M.Ïåòðîâà

Заказ 751 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

1. Прибор для каротажа нефтегазовых скважин, содержащий охранный кожух с размещенным в нем шасси с измерительными преобразователями, подсоединенными к электровводу приборной головки, сочлененной с кожухом, и уплотнительные элементы, отличающийся тем,что,с целью повышения надежности при работе в газлифтных скважинах, он снабжен реэьбовой муфтой, жестко закрепленной по периметру внутренней стенки охранного кожуха, сочленяемая с охранным кожухом часть

5 приборной головки выполнена в виде цилиндра, на внешней поверхности которого размещены уплотнительные элементы. а на нижней части цилиндра выполнена резьба для соединения с реэьбовой муфтой, 10 2, Прибор по и. 1, отл и à ю щи и с я тем, что уплотнительные элементы выполнены в виде групп колец, в каждую иэ которых входят кольца иэ резины. фторопласта и стали, причем последние имеют квадрат15 ное сечение.