аппарат имплозионный на кабеле для исследования пластов нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

1. Аппарат имплозионный на кабеле для исследования пластов нефтяных и газовых скважин, включающий электромеханический привод, пробоотборник, имплозионную камеру, пакерный модуль, золотниковый узел, датчик давления пласта, расположенный под пакерным модулем, и датчик температуры, отличающийся тем, что аппарат дополнительно снабжен влагомером, резистивиметром, модулем пробосборников и дополнительным датчиком давления, расположенным над пакерным модулем, при этом золотниковый узел снабжен клапанами и расположен над модулем пробосборников с возможностью переключения потока проб в имплозионную камеру, расположенную в верхней части аппарата, и в модуль пробосборников через пробоотборник, который содержит дифференциальный поршень, а пробоотборник и имплозионная камера соединены с прискважинной зоной через вертикальный канал, в котором расположены влагомер, резистивиметр, датчик давления пласта и датчик температуры.

2. Аппарат имплозионный на кабеле для исследования пластов нефтяных и газовых скважин по п.1, отличающийся тем, что он снабжен аварийной бобышкой для захвата и извлечения аппарата при нестандартных ситуациях, расположенной над имплозионной камерой.

3. Аппарат имплозионный на кабеле для исследования пластов нефтяных и газовых скважин по п.1, отличающийся тем, что резиновые манжеты пакерного модуля выполнены с различными показателями твердости и упругости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для исследования физических свойств их пластов.

Наиболее близким к предложенному устройству является устройство, содержащее электромеханический привод, пробоотборник, имплозионную камеру, пакерный модуль, золотниковый узел, датчик давления пласта и датчик температуры (патент РФ № 2199009, МПК Е21В 49/00, опубл. 2003.02.20).

Недостатками данного устройства являются сложность конструкции и низкая надежность в работе вследствие наличия множества срезных элементов. Кроме того, в процессе исследования и отбора проб не контролируется качество изоляции интервала пласта пакерным модулем, за один спуск берется только одна проба, забираемая из первой порции жидкости, поступившей в имплозионную камеру, и исследуются только два параметра - давление и температура флюида. Отсутствует контроль за качеством отбираемых проб на наличие углеводородов и воды, пробы забираются заведомо некачественными. В результате снижается точность исследования гидродинамических характеристик пластов нефтяных и газовых скважин.

Задачей изобретения является повышение точности исследования гидродинамических характеристик пластов нефтяных и газовых скважин и повышение качества отбираемых проб пластовых флюидов на разных(ой) интервалах (глубине) за счет исключения влияния скважинной жидкости на результаты исследования и отбора проб.

Поставленная задача решается тем, что аппарат, включающий электромеханический привод, пробоотборник, имплозионную камеру, пакерный модуль, золотниковый узел, датчик давления пласта, расположенный под пакерным модулем, и датчик температуры, дополнительно снабжен влагомером, резистивиметром, модулем пробосборников, дополнительным датчиком давления, расположенным над пакерным модулем, и аварийной бобышкой для захвата и извлечения аппарата при нестандартных ситуациях, расположенной над имплозионной камерой, при этом золотниковый узел снабжен клапанами и расположен над модулем пробосборников с возможностью переключения потока проб в имплозионную камеру, расположенную в верхней части аппарата, и в модуль пробосборников через пробоотборник, который содержит дифференциальные поршни, а пробоотборник и имплозионная камера соединены с прискважинной зоной через вертикальный канал, в котором расположены влагомер, резистивиметр, датчик давления пласта и датчик температуры.

На фиг.1 представлена схема заявляемого устройства.

Устройство содержит корпус 1, полый шток 2, в котором расположен электропривод 3 с тягой 4, клапаны 5 и 6, золотниковый узел 7, расположенный в конце полого штока 2, гидроусилитель 8, срезную шайбу 9, поршень 10, пробоотборник 11, дифференциальный поршень 12, сообщенный через канал 13 со скважиной, пробосборники 14, сообщенные через радиальные каналы 15 с полостью А пробоотборника 11, пакерный модуль, состоящий из двух пакеров 16 и 17, каждый из которых состоит из неподвижного 18 и подвижного 19 фланцев, резиновые манжеты жесткую 20 и мягкую 21, расположенные на наружной поверхности корпуса 1, толкатель 22, жестко закрепленный на полом штоке 2, канал 23, сообщающий пробоотборник 11 через клапаны 5 и 6 со скважиной, имплозионную камеру 24, связанную по каналу 25 и клапанами 5 и 6 со скважиной, электромеханический привод 26 с винтом 27, жестко закрепленным к штоку 2, аварийный узел, состоящий из кожуха 28, подвижно посаженного на электромеханический привод 26, срезной шайбы 29, упора 30, вертикальный канал 31, сообщающийся с гидроусилителем 8, датчиками давления 32, 33, 34 и датчиком температуры 35, влагомер 36, резистивиметр 37, кабель 38, являющийся токопроводящим и грузонесущим элементом устройства, пульт 39 управления и приема информации от датчиков 32, 33, 34, 35, 36, 37, аварийную бобышку 40 для захвата и извлечения прибора при нестандартных ситуациях, полость Б, образованную между тягой 4 и полым штоком 2, полость В, где давление атмосферное, и полость Г, где высокое давление (заполнена жидкостью), узел крепления 41 кабеля 38 к корпусу 1.

Устройство работает следующим образом (фиг.2).

Аппарат имплозионный для исследования пластов нефтяных и газовых скважин на кабеле 38 спускают в скважину на необходимую глубину и закрепляют пакерный модуль 16, 17 на кровле исследуемого пласта. Для этого с пульта управления и приема информации 39 подают ток прямой полярности на электропривод 26. Винт 27 перемещается вверх вместе с полым штоком 2, толкатель 22 соответственно перемещает вверх подвижный фланец 19, резиновые манжеты 20 и 21 деформируются и увеличиваются в поперечном сечении, поскольку они ограничены с другой стороны неподвижным фланцем 18, достигают стенки скважины (породы) и изолируют кольцевое пространство скважины между корпусом 1, стволом (породой) и пакерами 16, 17. На электропривод 3 подают ток прямой полярности, и тяга 4 вместе с клапаном 5 перемещается вверх. Каналы 23 и 25 сообщаются между собой. Жидкость, находящаяся в изолированном кольцевом пространстве Б, устремляется в имплозионную камеру 24, где давление равно атмосферному, глинистая корка, образованная на стенке ствола (породы), разрушается, и пластовые флюиды попадают в имплозионную камеру 24. В это время датчик давления 34 фиксирует снижение давления в канале 23, это означает начало исследования и отбора проб. Через 15-20 с прекращают поступление флюидов в имплозионную камеру 24, для чего к электроприводу 3 подают ток обратной полярности, тяга 4 вместе с клапанами 5 и 6 перемещается вниз и закрывает каналы 23 и 25. Датчик температуры 35 измеряет температуру пластовой жидкости на протяжении всего процесса исследования. Датчик 34 фиксирует пластовое давление, после этого замеряют фракционный состав и содержание углеводородов с помощью датчиков 36 и 37, показания фиксируют на пульте 39. Датчики 32 и 33 фиксируют давление в скважине над и под пакерным модулем в процессе исследования и отбора проб. При негерметичной посадке пакера 16 или при наличии гидравлической связи изолированного участка пласта со скважиной (через трещины) датчик 32 показывает снижение давления, а если пакер 17 посажен негерметично или имеется гидравлическая связь подпакерного участка скважины с изолированным пространством Б через призабойную зону пласта, датчик 33 показывает снижение давления. Далее снова открывают каналы 23 и 25 с помощью электропривода 3 с целью направления пластовых флюидов в имплозионную камеру 24, после чего замеряют фракционный состав и содержание углеводородов в них и давление пласта с помощью датчиков соответственно 36, 37, 34. При положительной динамике в показаниях проба отбирается в пробосборник 14. Для этого на электропривод 3 подают ток обратной полярности, тяга 4 перемещает клапаны 5 и 6 вверх, канал 23 открывается, а канал 25 закрывается, и пластовые флюиды по каналу 23 и пространству Б проходят в полость А пробоотборника 11, дифференциальный поршень 12 перемещается вверх ступенчато по мере ее заполнения, т.к. на него давит гидростатическое давление скважины через канал 13, при этом одновременно датчик 34 замеряет давление пласта в динамике в процессе отбора проб. После восстановления пластового давления (на основании показаний датчика 34) отобранная проба направляется в пробосборник 14. Для этого на электромеханический привод 26 подают ток обратной полярности, винт 27 перемещается вниз вместе с полым штоком 2, золотниковый узел 7 направляется вниз и открывает радиальный канал 15, пластовые флюиды из полости А пробоотборника 11 перетекают в пробосборник 14, где давление меньше, чем пластовое, и заполняют его. При движении полого штока 2 вниз толкатель 22 вместе с подвижным фланцем 19 тоже перемещается вниз, резиновые манжеты 20 и 21 принимают исходное положение. Для исследования и взятия пробы с последующего интервала пласта прибор спускают вниз на величину h, равное расстоянию между двумя пакерами 16 и 17, сажают на кровле исследуемого пласта, и далее все операции повторяются. При нестандартных, аварийных ситуациях аппарат захватывают за аварийную бобышку, расположенную в верхней части, над имплозионной камерой, и извлекают из скважины.

При аварийной ситуации в случае отказа электропривода 3 или пробития кабеля 38 срыв пакерного модуля или извлечение всего аппарата производится следующим образом.

Создается усилие на кабель 38 с устья, срезная шайба 29 разрушается, кожух 28 перемещается вверх относительно корпуса 1 до упора 30, вертикальный канал 31 сообщается со скважиной полостью, при этом гидростатическое давление в скважине действует на гидроусилитель 8, который создает высокое давление в полости Г. Под этим давлением поршень 10 перемещается вниз и разрушает срезную шайбу 9, полый корпус 1 перемещается на расстояние L вниз вмести с толкателем 22, резиновые манжеты 20 и 21 принимают исходное положение, пакерный модуль срывается со стенок пласта (фиг.3), и аппарат извлекается наверх из скважины.

В случае, когда аппарат зажало породой, его извлекают следующим образом.

Создается усилие на кабеле 38 с устья скважины, аппарат при этом обрывается на месте узла крепления 41, далее спускается наружная труболовка на колонне НКТ или бурильных труб. Труболовка захватывает аппарат за бобышку 40 и созданием усилия, направленного вверх, разрушается срезная шайба 9. Толкатель 22, резиновая жесткая манжета 20, резиновая мягкая манжета 21 вместе с подвижным фланцем 19 смещаются вниз относительно корпуса 1, пакерный модуль срывается со стенок пласта, и аппарат извлекается из скважины.

Предлагаемое техническое решение обеспечивает качественное исследование пласта и взятие качественных проб за счет исключения влияния скважинной жидкости на результаты исследования и проб. Взятые пробы на разных участках не смешиваются с другими пробами, что обеспечивает качество исследуемых пластовых флюидов. Конструкция аппарата позволяет за один спуск прибора осуществлять исследование пласта и забор проб многократно и брать столько проб, сколько имеется пробосборников в модуле. Предлагаемый аппарат позволяет одновременно исследовать динамику движения жидкости, на основании чего делается вывод об интенсивности отдачи нефти от пласта, и производить отбор проб. При использовании предлагаемого аппарата сокращается время на спускоподъемные операции, т.к. исключаются повторные и многократные спускоподъемные операции по исследованию пластов и взятию проб, что снижает затраты, обеспечивает выработку пластов в экономически рентабельном режиме. Обеспечиваются качественное выполнение исследований и забора проб, отражающих истинное состояние пласта, и качественная эксплуатация пласта.