АВТОМАТИЧЕСКОЕ СЦЕПНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ
AUTOMATIC COUPLING UNIT FOR INVESTIGATION OF WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к геофизическим устройствам и способам для исследования скважины, и может быть использовано для исследования добывающих скважин под действующим устройством механизированной добычи без остановки оборудования.
Известен способ исследования скважины (патент РФ №2384698, Е21В 47/10, G01V 5/04, 20.03.2010), включающий оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб, закачку рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более суток, остановку скважины, проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут, проведение гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачку первого возмущающего объема воды по колонне насосно-компрессорных труб или межтрубному пространству в пласт, повторную термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализ данных и вынесение заключения о состоянии скважины, при этом основание колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м, при прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше основания колонны насосно-компрессорных труб, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера, возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера, закачивают второй возмущающий объем воды и производят запись термограммы по всему стволу скважины через 5-10 мин после остановки закачки.
Недостатком аналога является сложность осуществления способа и ограниченные функциональные возможности, обусловленные остановом скважины для проведения исследования.
Известно автоматическое сцепное устройство для соединения плунжерного штангового насоса с колонной штанг при исследовании скважин (патент РФ №31397, Е21В 17/02, 10.08.2003), содержащее втулку, связанную с плунжером с выполненной в ее верхней части проточкой, цангу с лепестками и хвостовик с конусной частью, соединенный муфтой с колонной штанг, причем на концах лепестков цанги имеются зубчатые выступы, направленные к центру, а конусная часть хвостовика выполнена рифленой.
Недостатком аналога являются ограниченные функциональные возможности автосцепа, обусловленные остановкой оборудования при выполнении исследований.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявляемому является способ измерения внутрискважинных параметров (заявка РФ №2008130459, Е21В 45/00, 27.01.2010), включающий спуск в эксплуатационную колонну насосной скважины, с одним или несколькими пластами, на колонне труб соответствующей подземной компоновки для исследования или эксплуатации и, по меньшей мере, одной измерительной системы в виде измерительного преобразователя с автономным передатчиком и приемным устройством, с мокрым верхним концом, и размещают в корпусе с закрытым или открытым проходом, причем его спускают в эксплуатационную колонну скважины совместно с подземной компоновкой, и располагают эксцентрично на глубине или выше, или ниже, по меньшей мере, одного исследуемого пласта, причем измерительный преобразователь с передатчиком при включении в работу регистрирует во времени на соответствующей глубине скважины параметры среды: либо расход среды - закачку рабочего агента в пласт или дебит флюида из пласта, либо давление или перепад давления, без или с температурой, а затем передает измеренные значения к приемному устройству прямым контактом, через соединение между собой их мокрых нижнего и верхнего концов, при этом приемное устройство в виде съемного автономного приемника спускают в скважину с помощью канатной техники и обеспечивают контакт его с измерительным прибором, соединением между собой их мокрых нижнего и верхнего концов.
Недостатком ближайшего аналога является сложность осуществления способа и ограниченные функциональные возможности, обусловленные отсутствием возможности продольного перемещения измерительного прибора вдоль скважины во время исследования, а также измерение естественной гамма-активности окружающих горных пород.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявляемому устройству является автоматическое сцепное устройство (патент РФ №67167, Е21В 17/02, Е21В 17/06), состоящее из соединяемого с насосом зацепа, снабженного замковым выступом, и ловушки, содержащей цилиндр, на внутренней поверхности которого выполнена винтовая нарезка, переходящая в овальный замковый паз под замковый выступ, втулку, направляющие средства, пружину и пробку.
Недостатком ближайшего аналога являются ограниченные функциональные возможности автосцепа, обусловленные остановкой оборудования при выполнении исследований, и невысокая надежность устройства в режиме работающей скважины.
Задача изобретения - расширение функциональных возможностей за счет проведения исследования без остановки скважины посредством автоматического сцепного устройства под действующей системой механизированной добычи.
Поставленная задача решается также тем, что в автоматическом сцепном устройстве для исследования скважины, содержащем цилиндр, соединенный со втулкой зацепа, пружину, согласно изобретению в цилиндре выполнены направляющая и ответная части с возможностью зацепления со втулкой зацепа, которая установлена на корпусе контакта, закрепленном в корпусе, представляющем собой цилиндрическую деталь, таким образом, что втулка прижата к корпусу пружиной, при этом в корпусе контакта установлены фторопластовая изоляционная трубка и стержень, связанный с кабельным зажимом, соединенным с первой кабельной головкой посредством каротажного информационного кабеля, на котором подвешен измерительный прибор и который связан с обратным клапаном, а цилиндр укреплен на второй кабельной головке.
Существо изобретения поясняется чертежом общего вида (фиг.1).
Автоматическое сцепное устройство (фиг.1) содержит корпус приемника 1, расположенный в скважине и соединенный муфтой 2 с центратором 3, через который закреплен к электрическому центробежному насосу (ЭЦН), насосно-компрессорная труба (НКТ) 4 закреплена в корпусе приемника 1. Канал ЭЦН - Переходник - Корпус приемника - Труба НКТ предназначен для подачи жидкости к устью скважины. В корпусе приемника 1 седло 5 укреплено резьбовым соединением и уплотнено двумя резиновыми уплотнительным кольцами 6. В седле 5 по конусной поверхности установлен ниппель 7. Ниппель 7 имеет резьбу для крепления в корпусе приемника 1 и два уплотнительных кольца 6, внутри ниппеля 7 выполнено отверстие для каротажного информационного кабеля 8. Для установки уплотнения 9 в корпус приемника 1 ввинчен болт 10, а для предотвращения перетекания жидкости в аварийной ситуации в канале выполнен обратный клапан 11. На ниппель 7 установлен корпус 12, который представляет собой цилиндрическую деталь, в которой закреплена первая кабельная головка 13. Между первой кабельной головкой 13 и корпусом 12 установлена первая шайба 14. Втулка 15 установлена между первой и второй шайбами 14, в которую установлен кабельный зажим 16. В корпус 12 вкручен корпус контакта 17 и уплотнен двумя кольцами 18. На корпус контакта 17, перед вкручиванием в корпус 12, устанавливаются втулка зацепа 19, упор 20, втулка 21, пружина 22, шайба 23, которая упирается в корпус 12 под действием пружины 22. В корпусе контакта 17 установлены фторопластовая изоляционная трубка 24 и стержень 25, связанный с кабельным зажимом 16, соединенным с первой кабельной головкой 13 посредством каротажного информационного кабеля 8, на котором подвешен измерительный прибор 26. На второй кабельной головке 27 закреплен цилиндр 28, соединенный со втулкой зацепа 19, который представляет собой ответную часть. В цилиндре 28 выполнены профилированные каналы (на чертеже не показаны).
Устройство работает следующим образом. Корпус приемника 1 установлен через центратор 3 с муфтой 2 на ЭЦН, в корпусе под действием силы натяжения каротажного информационного кабеля установлено седло 5 и корпус 1 с корпусом контакта 17. Для осуществления зацепления на каротажном информационном кабеле опускают вторую кабельную головку 27, с закрученным на нее по резьбе цилиндром 28, в котором выполнены профилированные каналы, ограничивающие перемещение втулки зацепа 19 внутри цилиндра 28. При опускании цилиндра 28 на корпус контакта 17 происходит упор в верхние ограничивающие поверхности, по которым втулка зацепа 19 проворачивается и фиксируется в определенном положении. В этот момент происходит соединение стержня 25 с контактами второй кабельной головки 27 и таким образом осуществляется замыкание электрической цепи измерительного канала. После замыкания электрической цепи для осуществления испытаний пластов на различной глубине, измерительный прибор 26 поднимают в следующей последовательности: каротажный информационный кабель 8, с закрепленными на нем второй кабельной головкой 27 и цилиндром 28, поднимают вверх. Втулка зацепа 19 попадает в упорные поверхности цилиндра 28 и поднимает за собой корпус контакта 17, корпус 12, ниппель 7 и каротажный информационный кабель 8, на котором закреплен измерительный прибор 26.
После проведения исследований конструкцию опускают. Ниппель 7 садится на конусную поверхность седла 5, и цилиндр 28 начинает опускаться, а корпус контакта 17 остается в зафиксированном положении, благодаря упору конструкции в седло 5. Втулка зацепа 19 попадает на направляющие поверхности и, поворачиваясь, упирается в цилиндр 28. Для осуществления разъединения контакта кабельную головку 27 с цилиндром 28 начинают поднимать вверх, втулка зацепа 19 попадает на направляющие поверхности и попадает в канал выхода из цилиндра 28. Цилиндр 28 выполнен таким образом, что процесс сцепки и расцепки со втулкой зацепа 19 происходит полуавтоматически при возвратно-поступательном перемещении каротажного информационного кабеля 8 вдоль насосно-компрессорной трубы 4. Сцепка и автосцепка выполняется многократно при проведении исследований скважин, причем вне зависимости, работает ЭЦН или нет.
В процессе исследования скважин могут возникать аварийные ситуации, связанные с обрывом каротажного информационного кабеля. В случае обрыва каротажного информационного кабеля 8 возникает утечка рабочей жидкости в корпусе 1 в ствол скважины по каналу, где установлены уплотнения 9. Для данного случая предусмотрен обратный клапан 11, через который проходит каротажный информационный кабель 8 и который запирает полость с уплотнениями 9 и устраняет утечки рабочей жидкости.