Результат интеллектуальной деятельности: Устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб

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.