Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЗАМЕРА ПРОФИЛЯ ТРУБ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

Известно устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины, содержащее оптический каверномер, последний включает оптический датчик, обеспечивающий ответ, коррелированный с внутренним размером ствола скважины. Оптический датчик соединен с оптическим волокном и содержит брегговскую решетку, включенную в участок оптического волокна и соединенную с механическим рычагом каверномера, находящимся в контакте со стенкой ствола скважины. Рычаг соединен с участком оптического волокна с помощью шарнирного соединения. Устройство содержит дополнительный рычаг, шарнирно соединенный с механическим рычагом и участком оптического волокна. (Патент RU №2353766 C2 на изобретение «Устройство для измерения внутреннего размера ствола скважины». - МПК: E21B 47/08. - 27.04.2009).

Известен профилемер-дефектоскоп для исследования технического состояния обсадных колонн и насосно-компрессорных труб нефтегазовых скважин, содержащий электромагнитный дефектоскоп, размещенный между двумя центраторами, каждый из которых содержит корпус с шарнирно соединенными с ним и подпружиненными относительно него рычагами, и профилемер с преобразователем механического перемещения рычагов в электрический сигнал. Профилемер совмещен с одним из центраторов с рычагами, отслеживающими неровности стенок скважины, и содержит постоянные магниты, установленные на рычагах центратора, и датчик Холла, расположенный на оси дефектоскопа внутри корпуса центратора, выполненного из немагнитного материала, и измеряющий суммарную магнитную индукцию поля постоянных магнитов, последние установлены в середине диаметрально противоположных рычагов. Оси постоянных магнитов в сложенном состоянии рычагов перпендикулярны оси дефектоскопа. Ось наибольшей чувствительности датчика Холла направлена перпендикулярно оси дефектоскопа и находится в единой плоскости с осями магнитов. Датчик Холла электрически связан с электронной схемой дефектоскопа, обеспечивающего прием и обработку сигналов от датчика Холла и передачу их на поверхность. (Патент RU №2440493 C1 на изобретение «Профилемер-дефектоскоп для исследования технического состояния обсадных колонн и насосно-компрессорных труб нефтегазовых скважин». - МПК: E21B 47/08, G01N 27/82. - 20.01.2012). Недостатком известных изобретений является сложность конструкции и ограниченные технологические возможности применения.

Известен скважинный профилемер, содержащий корпус с шарнирно соединенными с ним несколькими независимыми кинематическими подвижными парами шарнирно соединенных между собой измерительных рычагов, подпружиненных относительно корпуса, и вспомогательных рычагов, оснащенных опорными роликами контакта с внутренней поверхностью измеряемой трубы, размещенными равномерно по окружности наружной поверхности корпуса. Каждый измерительный рычаг с помощью подвижного шарнира, установленного в пазу измерительного рычага, соединен со своим вспомогательным рычагом, шарнирно закрепленным на наружной поверхности корпуса, и связан со своим преобразователем механического перемещения в электрический сигнал, выполненный в виде магнитометра с постоянным магнитом. Каждый измерительный рычаг подпружинен кинематической связью с торсионом, установленным вдоль продольной оси корпуса. На подвижном торце торсиона закреплен постоянный магнит и на одной оси с ним установлен магниточувствительный элемент преобразователя механического перемещения в электрический сигнал. (Патент RU №2213219 С1 на изобретение «Скважинный профилемер». - МПК: E21B 47/08. - 27.09.2003). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известного скважинного профилемера, принятого за прототип, является сложность конструкции и ограниченные технологические возможности при нахождении в скважинной трубе колонны насосно-компрессорных труб, требующих их удаления из скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является сокращение трудоемкости замера профиля труб нефтегазовых скважин путем расширения технологических возможностей.

Техническим результатом является сокращение трудоемкости замера профиля труб нефтегазовых скважин путем расширения технологичности устройства.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве для замера профиля труб нефтегазовых скважин, содержащем корпус, кинематические подвижные пары из шарнирно соединенных измерительных и вспомогательных рычагов, расположенные вокруг наружной поверхности и подпружиненные относительно корпуса, снабженные опорными роликами для контакта с внутренней стенкой трубы, функционально соединенные с измерительным преобразователем линейного перемещения измерительных рычагов в электрический сигнал, согласно предложенному техническому решению,

корпус состоит из двух идентичных частей, выполненных из немагнитного материала и герметично соединенных между собой, и на каждой части корпуса установлены диаметрально противоположные кинематические подвижные пары, функционально связанные со своими преобразователями линейного перемещения измерительных рычагов в электрический сигнал, выполненными в виде цилиндрических катушек индуктивности, размещенных внутри каждой части корпуса, и втулок, выполненных из ферромагнитного материала и подвижно установленных снаружи частей корпуса в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов и подпружиненных в направлении кинематических подвижных пар до упора в буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие линейные перемещения ферромагнитных втулок на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности при взаимодействии пружин и измерительных рычагов, при этом цилиндрические катушки индуктивности электрически связаны с блоком электроники, размещенным внутри герметичного корпуса, измеряющим суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности и намагниченности ферромагнитных втулок с возможностью преобразования возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передачи их по геофизическому кабелю на поверхность скважины, а вспомогательные рычаги шарнирно соединены с кольцами, подвижно установленными снаружи частей корпуса и подпружиненными в направлении кинематических подвижных пар до упора во вторые буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие возвратно-поступательные перемещения колец при взаимодействии вспомогательных рычагов и вторых пружин, причем с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия ранее упомянутых первых пружин;

диаметрально противоположные кинематические подвижные пары расположены на обеих частях корпуса в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси корпуса.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного устройства для замера профиля труб нефтегазовых скважин, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов и принятой технологии и использовано на нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На фиг.1 схематично показан общий вид устройства для замера профиля труб нефтегазовых скважин.

Устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин содержит немагнитный корпус 1, который состоит из двух идентичных частей, выполненных из немагнитного материала и последовательно соединенных между собой, например, муфтой 2. На каждой из частей корпуса 1 вокруг наружной поверхности установлены диаметрально противоположные кинематические подвижные пары шарнирно соединенных измерительных рычагов 3 и вспомогательных рычагов 4, оснащенные опорными роликами 5 для контакта с внутренней стенкой трубы. Кинематические подвижные пары расположены на обеих частях корпуса 1 в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси 6 корпуса 1. Измерительные рычаги 3 кинематических подвижных пар функционально соединены со своими преобразователями линейного перемещения в электрический сигнал, выполненными в виде цилиндрических катушек индуктивности 7, размещенных внутри каждой части корпуса 1, и втулок 8, изготовленных из ферромагнитного материала и подвижно установленных снаружи немагнитных частей корпуса 1 в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7. Ферромагнитные втулки 8 шарнирно соединены с концами измерительных рычагов 3 и подпружинены в направлении кинематических подвижных пар до упора в буртики 9, выполненные на каждой части корпуса 1, ограничивающие линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности 7 при взаимодействии пружин 10 и измерительных рычагов 3. Цилиндрические катушки индуктивности 7 электрически связаны с блоком электроники 11, размещенным внутри герметичного корпуса 1, измеряющим суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8 с возможностью преобразования возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передачи их на поверхность скважины по геофизическому кабелю 12, герметично закрепленному в корпусе 1.

Вспомогательные рычаги 4 шарнирно соединены с кольцами 13, подвижно установленными снаружи частей корпуса 1 и подпружиненными в направлении кинематических подвижных пар до упора во вторые буртики 14, выполненные на каждой части корпуса 1, ограничивающие возвратно-поступательные перемещения колец 13 при взаимодействии вспомогательных рычагов 4 и вторых пружин 15, последние выполнены с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия первых пружин 10 измерительными рычагами 3 через ферромагнитные втулки 8. Головная часть корпуса 1 снабжена головкой 16 с буртиком для упора пружины 15.

Предложенное устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин работает следующим образом.

Замеры внутреннего профиля поперечного сечения исследуемых насосно-компрессорных и скважинных труб могут осуществляться как раздельно, так и последовательно, как при спуске в скважину, так и при подъеме устройства из скважины. При исследовании профиля насосно-компрессорной или скважинной трубы опорные ролики 5, подвижно установленные на осях шарнирных соединений измерительных рычагов 3 и вспомогательных рычагов 4 последовательно сжимаются в направлении частей корпуса 1 до размера, несколько меньшего внутреннего профиля исследуемой трубы, затем устройство головкой 16 вставляется во внутреннюю полость трубы и на геофизическом кабеле 12 спускается вниз по трубе. В результате подпружинивания диаметрально противоположных кинематических подвижных пар с помощью пружин 10 и ферромагнитных втулок 8, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов 3, в направлении буртиков 9, ограничивающих линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности 7, опорные ролики 5 прижимаются к стенке исследуемой трубы. При этом кольца 13, шарнирно соединенные со вспомогательными рычагами 4 кинематических подвижных пар, прижаты к буртикам 14 пружинами 15, вследствие того, что они выполнены с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия первых пружин 10 измерительными рычагами 3 через ферромагнитные втулки 8. В таком положении устройство спускается на вращаемых опорных роликах 5 в интервал исследования профиля поперечного сечения трубы. При изменении профиля трубы в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси 6 корпуса 1, меняется положение шарнирных соединений совместно с опорными роликами 5 относительно центральной оси 6. Через измерительные рычаги 3 меняется угол α кинематических подвижных пар, происходят линейные перемещения ферромагнитных втулок 8 в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7, что вызывает пропорциональные изменения напряженности магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8. Блок электроники 11, размещенный внутри корпуса 1, измеряет суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и намагниченности ферромагнитных втулок 8, осуществляет соответствующее преобразование возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передает их по геофизическому кабелю 12 на поверхность скважины.

В случае необходимости замера профиля поперечного сечения скважинной трубы в интервале, расположенном ниже насосно-компрессорной трубы, опорные ролики 5 последовательно сжимаются в направлении частей корпуса 1 до размера, несколько меньшего внутреннего диаметра насосно-компрессорной трубы, затем устройство головкой 16 вставляется в ее внутреннюю полость и на геофизическом кабеле 12 спускается по насосно-компрессорной трубе в зону исследования скважинной трубы. Вспомогательные рычаги 4, шарнирно соединенные с подпружиненными кольцами 13, служат для надежного спуска устройства в скважинную трубу исключения возможности поломки измерительных рычагов 3. В результате подпружинивания диаметрально противоположных кинематических подвижных пар с помощью ферромагнитных втулок 8, шарнирно соединенных с концами измерительных рычагов 3, с увеличением угла α кинематических подвижных пар, пружины 10 полностью сжимаются, кольца 13, шарнирно соединенные со вспомогательными рычагами 4 кинематических подвижных пар, последними отжимаются от буртиков 14, сжимая пружины 15. В таком положении устройство спускается на вращаемых опорных роликах 5 через колонну насосно-компрессорных труб в интервал исследования профиля поперечного сечения скважинной трубы. С выходом устройства из колонны насосно-компрессорных труб под воздействием сначала пружин 15, а затем и пружин 10, при этом кинематические подвижные пары раздвигаются, уменьшая угол α, в результате опорные ролики 5 прижимаются к стенке скважинной трубы, ферромагнитные втулки 8 под воздействием пружин 10 возвращаются в зону действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности 7 и на поверхность скважины поступает информация об открытии кинематических подвижных пар. Замер профиля поперечного сечения скважинной трубы осуществляется описанным выше способом.

Удаление устройства по колонне насосно-компрессорных труб осуществляется с помощью геофизического кабеля 12. При этом торец насосно-компрессорной трубы давит на измерительные рычаги 3, последние нажимают на вспомогательные рычаги 4, тем самым прижимают опорные ролики 5 к частям корпуса 1, увеличивая угол α кинематических подвижных пар, тем самым сжимая пружины 10 и 15. При входе в полость колонны насосно-компрессорных труб, пружины 15 полностью разжимаются, сжимая пружины 10. Опорные ролики 5 входят в полость труб, прижимаются к стенке насосно-компрессорных труб и на вращаемых опорных роликах 5 удаляется на поверхность скважины. Это дает возможность мягко без заклинивания складывать рычаги 3 и 4 при сужении диаметров скважинных труб.

Предлагаемое устройство для замера профиля труб нефтегазовых скважин может быть использовано для замера профиля поперечного сечения труб в горизонтальных и условно горизонтальных скважинах без дополнительного удаления из них насосно-компрессорных труб, что повышает технологичность эксплуатации нефтегазовых скважин