Устройство для измерения трубы в конструкции нефтяной скважины и способ указанного измерения

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения. Техническим результатом является повышение точности определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне. Устройство для измерения трубы в конструкции скважины содержит трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и имеющее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено из немагнитного легированного металла. Устройство дополнительно содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из пары фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Устройство дополнительно содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, и по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Предпосылки изобретения

1. Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретение относится к бурению скважин и, в частности, к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения.

2. Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

При добыче углеводородов скважина может быть образована внешней обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, и необязательно может быть окружена цементом. Скважина может также содержать колонну для спуска инструментов или эксплуатационную колонну для эксплуатации или добычи из скважины. Ввиду потенциально высоких давлений в скважине от углеводородов, извлеченных из продуктивной углеводородной формации, используются многочисленные типы запорных задвижек, катушек и другой арматуры для изолирования доступа в скважину и управления им, такой как, в качестве неограничивающего примера, широко известная группа превентеров, или комплекс оборудования для спуско-подъема труб под давлением.

Конструкция скважины может содержать запорные задвижки, предназначенные для закрытия устья скважины или его полного или частичного уплотнения иным образом по желанию пользователя. В частности, одной распространенной конструкцией для таких задвижек являются трубные плашки, используемые в виде пары противоположно расположенных плашек, подвижных в плоскости, перпендикулярной стволу скважины. Плашки могут перемещаться в этой плоскости поршнями или подобными устройствами и управляются таким образом, чтобы смещаться от центрального прохода скважины или контактировать друг с другом для уплотнения скважины. Плашки могут быть глухого или срезающего типа для полного уплотнения скважины или типа трубной плашки, в котором каждая из двух плашек содержит полукруглое отверстие размером, позволяющим трубе проходить через него, когда две плашки прижаты друг к другу. Эти трубные плашки обычно используются в комплексах оборудования для спуско-подъема труб под давлением для уплотнения затрубного пространства бурильной или эксплуатационной колонны и изоляции скважины ниже трубной плашки от окружающей среды, одновременно позволяя бурильной или эксплуатационной колонне оставаться в скважине или извлекаться из нее или вводиться в нее.

Одной из трудностей, связанных с обычными скважинами для добычи углеводородов, является трудность определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне. Эти колонны обычно образуют из нескольких соединенных конец с концом труб, которые соединены между собой резьбовыми соединителями. Обычно эти резьбовые соединители находятся на каждом конце и образуют увеличенные части трубы, которые усилены для обеспечения большей и более прочной секции трубы для ее захвата инструментами и т.п. Эти замковые соединения характеризуются большим поперечным сечением, чем остальная часть трубы. К сожалению, эти увеличенные диаметры замковых соединений могут мешать должной работе трубных плашек в случае попытки закрыть трубную плашку в месте нахождения такого замкового соединения или при извлечении или вставке трубы, когда для удерживания давления установлена по меньшей мере одна из плашек. Этот случай обычно называется протаскиванием через закрытый противовыбросовый превентор, и это может создавать опасность втягивания или вталкивания замкового соединения в закрытую трубную плашку с повреждением при этом трубы и/или трубной плашки.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

В соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается устройство для измерения трубы в конструкции скважины. Устройство содержит трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и содержащее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено из немагнитного легированного металла. Кроме того, устройство содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из двух фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Кроме того, устройство содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, и по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит.

Трубчатое тело может содержать по меньшей мере один корпус, проходящий вокруг одного из по меньшей мере одного датчикового блока или одного из по меньшей мере одного магнитного блока. Каждый корпус может включать в себя гильзу. Гильзы могут изготавливаться из сплава черного металла. Каждый из указанного по меньшей мере одного датчикового блока и указанного по меньшей мере одного магнитного блока может проходить в радиальном направлении от указанного трубчатого тела.

Датчиковый блок может включать в себя датчик, выдающий сигнал, представляющий диаметр металлического предмета, находящегося в центральном проходе. Датчик может включать в себя датчик на эффекте Холла. Датчик может располагаться рядом с наружной поверхностью трубчатого тела. Датчиковый блок может содержать магнит, расположенный на конце слепого отверстия, противоположном датчику.

Магнитный блок может содержать по меньшей мере один магнит. Магнит может включать в себя несколько магнитов. Магнит может включать себя магниты из редкоземельных металлов. Магнит может включать в себя электромагниты.

Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены вокруг трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены на одинаковом расстоянии друг от друга вокруг трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены в общей плоскости, перпендикулярной оси трубчатого тела. Датчиковый блок и магнитный блок могут быть расположены в нескольких плоскостях.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается система для измерения трубы в конструкции скважины, содержащая трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и содержащее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено немагнитного легированного металла. Кроме того, система содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из двух фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Система дополнительно содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит, и дисплей, предназначенный для получения выходного сигнала по меньшей мере с одного датчикового блока и выдачи пользователю отображения, указывающего диаметр предмета в трубчатом теле.

Другие аспекты и признаки настоящего изобретения станут очевидными специалистам в области данной техники после анализа последующего раскрытия конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, выполненного со ссылками на прилагаемые фигуры.

Краткое описание фигур

На фигурах, иллюстрирующих варианты осуществления настоящего изобретения, подобными позициями обозначены соответствующие детали на каждом виде.

На фиг. 1 представлен разрез верхнего конца ствола скважины, содержащего внешнюю обсадную колонну и находящуюся в ней эксплуатационную колонну с устройством для обнаружения местоположения соединения труб.

На фиг. 2 представлен вид в перспективном изображении устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 представлен разрез устройства, показанного на фиг. 3, по линии 3-3.

На фиг. 4 представлен разрез устройства, показанного на фиг. 3, по линии 4-4.

На фиг. 5 представлена иллюстрация вывода данных на экран, который демонстрирует напряжение, выдаваемое датчиком устройства, показанного на фиг. 3, при прохождении через него замкового соединения.

На фиг. 6 представлен вид в перспективном изображении устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 7 представлен вид сбоку устройства для обнаружения местоположения соединения труб в соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 8 представлен разрез устройства на фиг. 1 с находящейся в нем трубой.

На фиг. 9 представлен подробный разрез одного из магнитных блоков устройства на фиг. 3.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

Рассмотрим фиг. 1, на которой позицией 10 в общем обозначена конструкция скважины, находящаяся в стволе 8 скважины в грунтовой формации 6. Конструкция скважины содержит обсадную колонну 12 скважины, содержащую верхний фланец 14, который выполнен с возможностью крепления к трубной плашке 16 или любому иному требуемому устройству устья скважины. Ясно, что предлагаемое устройство может располагаться в любом месте в скважине, таком как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, стояк, блок для спуско-подъема труб под давлением, противовыбросовый превентор или любое иное устройство скважины. Кроме того, следует понимать, что хотя на фиг. 1 для ясности проиллюстрирована лишь одна трубная плашка, многие установки будут содержать более одного компонента устья скважины. Как проиллюстрировано на фиг. 1, конструкция скважины содержит устройство для обнаружения соединения труб в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения, обозначенное позицией 20, и одно или несколько из следующего: верхняя труба, компонент скважины или иное оборудование 18, расположенные выше. Внутри обсадной колонны расположена эксплуатационная колонна или колонна 15 для спуска инструментов, содержащая по своей длине несколько замковых соединений 17.

Устройство 20 обнаруживает присутствие замкового соединения 17 и выдает сигнал компьютеру 88 и/или на дисплей 89 для указания пользователю, что замковое соединение 17 находится в устройстве 20, чтобы позволить пользователю продвинуть эксплуатационную колонну или 15 колонну для спуска инструментов внутри обсадной колонны 12 на предопределенное расстояние для предотвращения зацепления одной из трубных плашек 16 или других устройств устья скважины с замковым соединением.

Рассмотрим фиг. 2, на которой устройство 20 содержит трубчатый элемент или тело 22, проходящее между верхним и нижним концами 24 и 26 соответственно и проходящее между внутренней и наружной поверхностями 25 и 27 соответственно. Трубчатый элемент 22 содержит несколько магнитных или датчиковых блоков 70 и 80, проходящих от него, что более подробно будет описано ниже. Необязательно, каждый из магнитных или датчиковых блоков 70 и 80 может содержаться в корпусе, таком как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, гильза 40, проходящая от наружной поверхности трубчатого элемента 22. Как проиллюстрировано, внутренняя и наружная поверхности 25 и 27 трубчатого элемента 22 являются по существу цилиндрическими относительно центральной оси 29, и внутренняя поверхность 25 окружает центральный проход 28, проходящий внутри ее, который по размеру и форме может соответствовать внутреннему пространству обсадной колонны 12. Как проиллюстрировано на фиг. 2 и 4, верхняя и нижняя поверхности верхнего и нижнего фланцев 30 и 32 являются по существу плоскими в плоскости, нормальной к оси 29, и необязательно могут содержать канавку 36 под уплотнение, проходящую кольцеобразно по ним и предназначенную для приема уплотнения, как известно в области данной техники.

Устройство 20 содержит верхний и нижний фланцы 30 и 32 соответственно, прилегающие к каждому из верхнего и нижнего концов 24 и 26 трубчатого элемента и соединенные с ними для образования с ними сплошного тела. Как проиллюстрировано, каждый из верхнего и нижнего фланцев 30 и 32 и трубчатый элемент 22 содержат центральный проход 28, проходящий через них вдоль общей центральной оси 29. Верхний и нижний фланцы 30 и 32 размерно выполнены такими, что характеризуются большим наружным диаметром, чем трубчатый элемент 22, чтобы выступать из трубчатого элемента, и содержат несколько отверстий 34, проходящих через них и предназначенных для присоединения прилегающих конструкций в устье скважины, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, трубные плашки и т.п.Необязательно, устройство может быть выполнено в качестве стыковочной втулки, в которой верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать зажимающие элементы, предназначенные для зажатия прилегающих труб, как проиллюстрировано на фиг. 6, что хорошо известно из уровня техники. При работе верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут крепиться к таким дополнительным конструкциям с помощью болтов или подобных крепежных деталей, как общеизвестно. Необязательно, устройство может быть выполнено в качестве стыковочной втулки, в которой верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать зажимающие элементы, предназначенные для зажатия прилегающих труб, как проиллюстрировано на фиг. 6, что хорошо известно из уровня техники.

Как уже отмечалось, трубчатое тело 22 может необязательно содержать несколько корпусов, предназначенных для размещения в них и защиты датчиковых и магнитных блоков 70 и 80, проходящих в радиальном направлении от наружной поверхности 27 трубчатого тела. Как проиллюстрировано на фиг. 2-4, корпуса могут включать в себя гильзы, проходящие в радиальном направлении от трубчатого тела 22. Следует понимать, что магнитные и датчиковые блоки 70 и 80 могут проходить от наружной поверхности 27 трубчатого тела 22 и без этого корпуса или гильзы вокруг них. Как проиллюстрировано на фиг. 3, каждая из гильз 40 может находиться в положении вдоль трубчатого тела 22 так, чтобы образовывать общую плоскость 42, перпендикулярную центральной оси 29 устройства. Как проиллюстрировано на фиг. 7, магнитные и датчиковые блоки 70 и 80 могут располагаться и в более чем одной плоскости 42а, 42b и 42с для создания нескольких местоположений датчиков, позволяющих пользователю отслеживать перемещение трубы через устройство 20.

Гильзы 40 включают в себя трубчатые элементы, проходящие между первым и вторым концами 46 и 48 соответственно и содержащие внутренние и наружные поверхности 50 и 52 соответственно. Гильзы 40 могут быть изготовлены из по существу ферромагнитного материала, такого как сталь, способного проводить магнитный поток, что более подробно будет описано ниже. Гильзы 40 выбирают таким образом, чтобы диаметр их внутренней поверхности был достаточным для размещения в них магнитного блока 70 или датчикового блока 80, что более подробно будет описано ниже. Как пример, не ограничивающий объем настоящего изобретения, установлено, что можно использовать диаметр внутренней поверхности 0,5-6 дюймов (13-152 мм). Кроме того, гильза 40 может характеризоваться длиной, достаточной для размещения в ней датчикового и магнитного блоков, такой как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, 0,5-6 дюймов (13-152 мм). Кроме того, следует понимать, что при использовании других типов корпусов эти корпуса могут быть выполнены из любого подходящего размера для размещения и защиты магнитных и датчиковых блоков от ударов или подобного.

Рассмотрим теперь фиг. 3 и 4, на которых гильзы 40 расположены вокруг трубчатого тела 22 в общей плоскости 42. Общая плоскость 42 перпендикулярна центральной оси 29 и может находиться на любой высоте трубчатого тела, такой как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, в его средней точке, как проиллюстрировано на фиг. 3. Как проиллюстрировано на фиг. 4, гильзы 40 могут быть расположены вокруг трубчатого тела 22 на одинаковом расстоянии друг от друга. Как проиллюстрировано в настоящем документе, гильзы 40 крепятся к наружной поверхности 27 трубчатого тела 22 для образования с ним глухого отверстия 44. Гильзы 40 содержат внутри один магнитный блок 70 и по меньшей мере один датчиковый блок 80, причем магнитный блок 70 создает во внутреннем пространстве центрального прохода 28 магнитное поле, а датчиковый блок 80 измеряет изменения этого магнитного поля в ответ на прохождение предмета через него. В частности, магнитные блоки 70 и датчиковые блоки 80 могут быть расположены попеременно вокруг трубчатого тела 22, при этом следует понимать, что потребуется четное число гильз. Кроме того, следует понимать, что могут использоваться и другие расположения магнитных и датчиковых блоков.

Магнитный блок 70 содержит несколько магнитов, размерно выполненных такими, чтобы помещаться в гильзе 40. Магниты 60 выбирают таким образом, чтобы они характеризовались сильными магнитными полями. В частности, установлено, что могут быть использованы магниты из редкоземельных металлов, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, неодим, самарий-кобальт, или электромагниты. Необязательно, магниты 60 могут также быть никелированными или содержать иное покрытие для стойкости к коррозии.

Датчиковый блок 80 содержит датчик 82, предназначенный для создания выходного сигнала в ответ на магнитное поле вблизи его. Как пример, не ограничивающий объем настоящего изобретения, датчики 82 могут включать в себя магнитные датчики, такие как датчики на эффекте Холла, хотя ясно, что могут быть использованы другие типы датчиков. В частности, установлено, что особенно подходящими являются датчики на эффекте Холла, такие как датчики модели SS496A1, выпускаемые компанией Honeywell®, хотя ясно, что подходящими будут и другие датчики. Датчики 82 вставляют в гильзы 40 таким образом, чтобы они располагались рядом с ее первым концом 46, при этом указанные датчики удерживаются в гильзах любыми подходящими средствами, такими как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, клеи, резьба, крепежные детали и т.п. Датчик 82 содержит выходящие из него выходные провода 86, как проиллюстрировано на фиг. 1. Выходной провод 86 проводным или иным образом соединен с компьютером 88, который необязательно выдает информацию на дисплей 89, и, следовательно, предназначен для передачи выходного сигнала, представляющего ширину металлического предмета, находящегося в центральном проходе 28, такого как бурильная колонна.

Датчиковый блок 80 может также необязательно содержать магнит 84, размещенный на втором конце 48 гильзы 40. Магниты 84 выбирают таким образом, чтобы они характеризовались сильными магнитными полями. В частности, установлено, что могут использоваться магниты из редкоземельных металлов, таких как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, неодим, самарий-кобальт, или электромагниты. Необязательно, магниты 60 могут также быть никелированными или содержать иное покрытие для стойкости к коррозии. Магниты 84 размещены на вторых концах 48 гильз 40 и удерживаются в гильзах любыми подходящими средствами, такими как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, клеи, резьба, крепежные детали и т.п.

По желанию пользователя устройство 20 может характеризоваться любой глубиной между верхней и нижней поверхностями. Подобным образом, верхний и нижний фланцы 30 и 32 могут содержать толщину, выбранную таким образом, чтобы придать устройству достаточную прочность для поддержания конструктивной целостности скважины. Кроме того, устройство будет выбрано таким образом, чтобы оно характеризовалось внутренним диаметром внутренней поверхности 25, соответствующим внутреннему проходу обсадной колонны 12, в которой оно должно использоваться, и диаметром наружной поверхности 27 для обеспечения достаточной прочности для поддержания предполагаемого давления в скважине в соответствии с хорошо известными средствами для давлений и температур, ожидаемых в стволе скважины. Трубчатое тело 22 может быть изготовлено из немагнитного материала, такого как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сплав на основе никеля и хрома, такой как Инконель (Inconel)®, выпускаемый компанией Special Metals Corporation. Кроме того, следует понимать, что могут быть использованы и другие материалы, такие как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, дуплексные и супердуплексные нержавеющие стали, при условии, что они не создают помех работе датчиков, как описано ниже. Верхний и нижний фланцы 30 и 32 изготавливают из сплава на железной основе, такого как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сталь 4130 и 4140, хотя могут использоваться и другие металлы, такие как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, супердуплексная нержавеющая сталь. Необязательно, верхний и нижний фланцы также могут быть изготовлены из такого же немагнитного материала, как и трубчатое тело 22. Фланцы 30 и 32 и трубчатое тело 22 могут быть соединены любым известным способом, таким как, в качестве примера, не ограничивающего объем настоящего изобретения, сварка и аналогичные способы для образования цельного тела.

Рассмотрим фиг. 5, выходное устройство 100 может отображать сигнал напряжения, выдаваемый одним или несколькими датчиками во времени. В течение первого периода времени сигнал напряжения будет на первом уровне, обозначенном позицией 102, когда через устройство 20 протянута основная часть трубы. При протягивании через устройство 20 замкового соединения 17 выходной сигнал напряжения датчиков 82 увеличится, как показано позицией 104, из-за большего диаметра металлического предмета в центральном проходе 28. После того как замковое соединение 17 пройдет через устройство, напряжение вернется на более низкий уровень 106. При этом дисплей 100 укажет оператору, когда замковое соединение 17 находится на уровне гильзы. После этого оператор сможет переместить эксплуатационную колонну или колонну 15 для спуска инструментов на известное расстояние для обеспечения того, чтобы трубные плашки 16 или иное оборудование не попали в замковое соединение 17. Кроме того, система может необязательно отображать состояние отсутствия трубы, показанное позицией 108, в котором труба удалена из ствола скважины.

До начала использования датчики 82 могут быть откалиброваны путем помещения магнитного тела с известным размером и местоположением в центральном проходе 28 и корректировки показания для каждого датчика 82а, 82b и 8с известными способами. Затем при работе каждый из датчиков 82 измеряет расстояние до трубы, как показано позициями 83а, 83b и 83с на фиг. 8, причем измеренные расстояния от каждого из датчиков затем сравниваются между собой для оценки размера и положения колонны 15 для спуска инструментов или трубы с использованием триангуляции известными способами. Как проиллюстрировано на фиг. 8, для установления этого местоположения может использоваться один комплект из 3 датчиков. Следует понимать, что могут быть предусмотрены и дополнительные комплекты из 3 или более датчиков для получения дополнительного показателя местоположения трубы. Эти несколько местоположений и размеров трубы могут затем сравниваться и усредняться для повышения точности системы.

Рассмотрим теперь фиг. 9, на которой проиллюстрирован разрез одного из магнитных блоков 70. Как проиллюстрировано на фиг. 9, магнитный блок 70 может располагаться в гильзе 40, которая содержит также исполнительный механизм 120 и вал 122 исполнительного механизма, проходящий от исполнительного механизма 120 к магнитному блоку 70. При работе исполнительный механизм 120 может выдвигать магнитный блок 70 в зацепление с наружной поверхностью 27 трубчатого тела 22 или убирать его из зацепления с указанной поверхностью. В убранном положении магнитное поле, создаваемое магнитным блоком 70, уменьшится, тем самым позволяя любым ферромагнитным частицам, притянутым к нему, высвободиться из внутреннего пространства центрального прохода.

Описаны и проиллюстрированы конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, однако эти варианты осуществления должны рассматриваться лишь как иллюстрирующие настоящее изобретение, а не ограничивающие его объем, определяемый прилагаемой формулой изобретения.

1. Устройство для измерения трубы в конструкции скважины, причем устройство содержит:

трубчатое тело, изготовленное из немагнитного легированного металла, причем трубчатое тело проходит между его первым концом и вторым концом, и трубчатое тело содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность;

первый фланец, соединенный с первым концом трубчатого тела, причем первый фланец содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, при этом проход первого фланца соответствует проходу трубчатого тела;

второй фланец, соединенный со вторым концом трубчатого тела, причем второй фланец содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, при этом проход второго фланца соответствует проходу трубчатого тела;

по меньшей мере один датчиковый блок, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля; и

по меньшей мере один магнитный блок, содержащий по меньшей мере один магнит,

причем по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены снаружи наружной поверхности трубчатого тела, и устройство выполнено с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины.

2. Устройство по п. 1, в котором трубчатое тело содержит по меньшей мере один корпус, который проходит вокруг по меньшей мере одного датчикового блока или по меньшей мере одного магнитного блока.

3. Устройство по п. 2, в котором каждый из по меньшей мере одного корпуса включает в себя по меньшей мере одну гильзу.

4. Устройство по п. 3, в котором по меньшей мере одна гильза изготовлена из сплава черного металла.

5. Устройство по п. 3, в котором по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок проходят в радиальном направлении от трубчатого тела.

6. Устройство по п. 1, в котором по меньшей мере один датчиковый блок содержит датчик, выдающий сигнал, представляющий диаметр металлического предмета, находящегося в проходе трубчатого тела.

7. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один датчиковый блок содержит датчик на эффекте Холла.

8. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один датчиковый блок расположен рядом с наружной поверхностью трубчатого тела.

9. Устройство по п. 6, в котором по меньшей мере один датчиковый блок содержит магнит, расположенный на конце слепого отверстия, противоположном по меньшей мере одному датчиковому блоку.

10. Устройство по п. 1, в котором по меньшей мере один магнитный блок содержит по меньшей мере один магнит.

11. Устройство по п. 10, в котором по меньшей мере один магнит содержит несколько магнитов.

12. Устройство по п. 10, в котором по меньшей мере один магнит содержит магнит из редкоземельных металлов.

13. Устройство по п. 10, в котором по меньшей мере один магнит содержит электромагнит.

14. Устройство по п. 10, в котором по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены вокруг трубчатого тела.

15. Устройство по п. 14, в котором по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены на одинаковом расстоянии друг от друга вокруг трубчатого тела.

16. Устройство по п. 14, в котором по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены в общей плоскости, перпендикулярной оси трубчатого тела.

17. Устройство по п. 14, в котором по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены в нескольких плоскостях.

18. Устройство по п. 1, в котором первый фланец и второй фланец изготовлены из магнитного легированного металла.

19. Система для измерения трубы в конструкции скважины, причем система содержит: трубчатое тело, изготовленное из немагнитного легированного металла, причем

трубчатое тело проходит между его первым концом и вторым концом, и трубчатое тело содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность;

первый фланец, соединенный с первым концом трубчатого тела, причем первый фланец содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, при этом проход первого фланца соответствует проходу трубчатого тела;

второй фланец, соединенный со вторым концом трубчатого тела, причем второй фланец содержит внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, при этом проход второго фланца соответствует проходу трубчатого тела;

по меньшей мере один датчиковый блок, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля;

по меньшей мере один магнитный блок, содержащий по меньшей мере один магнит; и

дисплей, предназначенный для получения выходного сигнала из по меньшей мере одного датчикового блока и выдачи пользователю отображения, указывающего диаметр предмета внутри прохода трубчатого тела,

причем по меньшей мере один датчиковый блок и по меньшей мере один магнитный блок расположены снаружи наружной поверхности трубчатого тела, и устройство выполнено с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной геологии и используется для проводки горизонтальных стволов скважин в черносланцевых нефтяных формациях, в условиях тонкослоистого разреза и маломощной (первые метры) продуктивной его части.

Группа изобретений относится к добыче нефти в скважине, эксплуатируемой электроцентробежным погружным насосом, а именно к способам и устройствам для воздействия на насосное оборудование с целью разрушения солеотложений на его рабочих органах и запуска в работу очищенного от солеотложений электроцентробежного погружного насоса в скважине.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Тренажер глазомерного определения пространственного положения забуриваемых шпуров содержит имитатор буровой машины, включающий буровой молоток с буровой штангой.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам передачи информации в скважине по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является повышение эффективности передачи информации за счет увеличения амплитуды импульсов давления.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и используется для определения точности установки технических колонн труб в кондукторе при строительстве скважин на шельфе.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к области термометрии. Техническим результатом является упрощение технологии, повышение точности измерений температуры за счет подавления температурных колебаний, вызванных свободной тепловой конвекцией.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при управлении скважиной на нефтяных месторождениях. Технической результат - повышение достоверности контроля обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит датчик влагомера и блок детектирования плотномера, взаимодействующий с источником гамма-излучения, заключенным в защитный экран, герметичный короб с электронным блоком обработки сигналов и компьютер.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн (ЭК) в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа. Технический результат заключается в расширении аналитические возможности нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений ЭК на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах. Способ предусматривает регистрацию текущих интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, и текущую интенсивносить потоков тепловых нейтронов на малом зонде - . Нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде (Jннк.нт.мз.в., Jннк.нт.бз.в., Jннк.т.мз.в.) и в процессе построения диаграмм изменения указанных нормированных показаний по глубине газовой скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений ЭК, где наблюдаются отрицательные аномальные значения - , а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению показаний относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений ЭК. При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений. По зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН). Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ), блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ), блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП). 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения. Техническим результатом является повышение точности определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне. Устройство для измерения трубы в конструкции скважины содержит трубчатое тело, проходящее между первым и вторым концами и имеющее внутреннюю поверхность, окружающую проход через него, и наружную поверхность, причем тело изготовлено из немагнитного легированного металла. Устройство дополнительно содержит пару фланцев, каждый из которых соединен с одним из первого или второго концов трубчатого тела и содержит проход через него, соответствующий проходу трубчатого тела, причем каждый из пары фланцев выполнен с возможностью линейного соединения с конструкцией скважины. Устройство дополнительно содержит по меньшей мере один датчиковый блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий датчик, предназначенный для измерения напряженности магнитного поля, и по меньшей мере один магнитный блок, который выполнен с возможностью расположения вокруг наружной части трубчатого тела, содержащий по меньшей мере один магнит. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

Наверх