Патенты автора ТЕВЕНИ Бертран (FR)
Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для проведения измерений основных параметров потока добываемого флюида в рабочих условиях во время добычи. Система содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида, и по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, подключенное к линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида. Обеспечивается возможность варьирования основных параметров потока добываемого флюида за относительно короткое время, что позволяет увеличить диапазоны изменения этих параметров для улучшения качества работы различных измерительных устройств как в скважине, так и снаружи, и моделей, оценить и адаптировать данные системы к условиям, которые могут быть потенциально встречены в будущем. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил.
Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов. Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности проведения непрерывных измерений расходов с высокой точностью, а также возможности проведения метрологических исследований и сохранения обширного набора данных о покомпонентных расходах со скважины, необходимых для эффективного контроля продуктивности скважины и пласта. В соответствии со способом на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида. Одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого флюида. Устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера. Осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.
Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов. Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности использования результатов измерений расходов, полученных одним или несколькими измерительными устройствами, для создания и обновления предиктивных моделей, а также для оптимизации работы всей системы посредством составления расписания обучения и мониторинга необходимости технического обслуживания оборудования. Распределенная система измерения расходов многофазных и/или многокомпонентных флюидов, добываемых из нефтегазовых скважин, содержит размещенные по меньшей мере на двух скважинах измерительные устройства, вычислительные модули и единое устройство обработки данных, предназначенное для сбора и обработки результатов измерений со всех измерительных устройств и обеспечивающее создание, обновление и распределение предиктивных моделей измерительным устройствам, а также оптимизацию работы всей системы. При этом каждое из измерительных устройств установлено на линии потока добываемого из скважины флюида и представляет собой набор датчиков, чувствительных к по меньшей мере одному физическому параметру потока, добываемого из скважины многофазного и/или многокомпонентного флюида. Каждый из вычислительных модулей установлен на линии потока добываемого флюида, соединен с установленным на этой линии измерительным устройством по меньшей мере для сбора, обработки и передачи результатов измерений. В соответствии со способом измерения осуществляют непрерывные измерения параметров потока добываемого флюида посредством измерительных устройств. Для каждой скважины определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством предиктивных моделей, построенных на основе зависимостей, предварительно установленных между параметрами потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида. Результаты измерений всех измерительных устройств и определения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида передают на единое устройство обработки данных, и посредством единого устройства обработки данных осуществляют хранение и обработку всех переданных результатов. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области измерений давления и температуры в скважине во время перфорации и последующего опробования скважины. Технический результат заключается в обеспечении взаимной калибровки датчиков температуры в скважине до проведения перфорации, что в свою очередь обеспечивает точность измерения температуры скважинного флюида во время перфорации и последующего опробования скважины. В соответствии со способом осуществляют спуск в скважину перфорационной колонны. На нижнем конце нижней секции колонны установлены датчик давления и датчик температуры скважинного флюида, а на той части перфорационной колонны, которая соответствует положению перфорируемых продуктивных пластов, установлены датчики температуры. Во время спуска осуществляют измерения температуры и давления и проводят усреднение показаний датчика давления. Рассчитывают среднюю скорость спуска в скважину перфорационной колонны и градиент температуры скважинного флюида по длине скважины. Выбирают интервал времени во время спуска колонны, в течение которого средняя скорость спуска и градиент температуры скважинного флюида остаются постоянными. В выбранном интервале времени сдвигают измеренные датчиками профили температур на значения температуры, пропорциональные разности времен записи, таким образом, чтобы обеспечить наилучшее совпадение всех сдвинутых профилей температуры с профилем температуры в выбранный момент времени. Вычисляют усредненные показания датчиков для сдвинутых профилей температуры. Выбирают датчик температуры, относительно которого будет проводиться калибровка, и строят калибровочную прямую, проходящую через выбранный датчик температуры и имеющую рассчитанный установившейся градиент температуры вдоль спускаемой колонны. Вычисляют калибровочные поправки к результатам измерения температуры датчиками температуры как отклонение вычисленных усредненных показаний датчиков от построенной калибровочной прямой и осуществляют взаимную калибровку датчиков температуры относительно выбранного датчика температуры. 3 з.п. ф-лы, 11 ил.
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для определения характеристик потока жидкости в скважине. Технический результат - обеспечение возможности измерений характеристик потока жидкости в течение долгого времени с использованием автономных устройств малого размера простой формы, что открывает возможность построения систем долговременного мониторинга скважин, включая разветвленные скважины и скважины с несколькими интервалами добычи в одном стволе. В соответствии со способом в скважине размещают по меньшей мере одно автономное самоходное устройство, содержащее внутренние средства передвижения, обеспечивающие перемещение устройства в скважине, и по меньшей мере один встроенный внутренний датчик определения параметров движения устройства в потоке. В процессе перемещения устройства посредством встроенных датчиков определяют параметры, характеризующие движение устройства в потоке, на основе которых определяют характеристики потока жидкости в скважине. 13 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено при гидравлическом разрыве пласта. Для обеспечения контролируемого инициирования и распространения трещин гидроразрыва осуществляют закачку первой жидкости гидроразрыва в первый горизонтальный ствол, сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, и создают давление первой жидкости гидроразрыва в первом стволе для создания поля механических напряжений вокруг каждого выбранного сегмента первого ствола. Вторую жидкость гидроразрыва под давлением, содержащую частицы расклинивающего агента, одновременно закачивают во второй горизонтальный ствол, находящийся на некотором расстоянии по вертикали от первого ствола и сообщающийся с пластом по меньшей мере в одном выбранном сегменте, чтобы обеспечить распространение трещин от выбранных сегментов второго ствола по направлению к выбранным сегментам первого ствола. Технический результат заключается в повышении продуктивности разрабатываемого пласта и точности размещения трещин. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.
