Патенты автора Кирсанов Сергей Александрович (RU)
Изобретение относится к области геофизических исследований обсаженных газовых и нефтегазовых скважин промыслово-геофизическими методами (ПГИ) для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений и обеспечивает исследования через насосно-компрессорные трубы (НКТ). Комплекс ПГИ, дополненный методами индукционной резистивиметрии и диэлектрической влагометрии, позволяет детально определить состав флюида, поступающего из интервала перфорации, и его распределение по стволу скважины или НКТ. Комплексная аппаратура состоит из соединенных между собой двух скважинных модулей, при этом в корпусе верхнего модуля установлены средства ПГИ, зонды спектрометрического гамма-каротажа и сканирующей магнитно-импульсной дефектоскопии, а в корпусе нижнего модуля размещены большой и малый зонды с детекторами нейтрон-нейтронного каротажа, зонд импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа и источник нейтронов. Изобретение позволяет расширить круг решаемых задач на всех этапах жизни газовых и нефтегазовых скважин на основе использования основных видов взаимодействия нейтронов с породой и насыщающими ее флюидами в процессе облучения их потоками нейтронов от управляемого генератора нейтронов, работающего как в импульсном, так и в стационарном режимах, с возможностью переключения режима через интерфейс программы для регистрации данных измерений. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Использование: для импульсного нейтронного каротажа нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что малогабаритный мультиметодный многозондовый прибор импульсного нейтронного каротажа нефтегазовых скважин содержит источник нейтронов (ИН), детектор гамма-излучения радиационного захвата нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (НГК-С), детекторы нейтронов, формирующие малый (МЗ) и большой (БЗ) зонды нейтрон-нейтронного каротажа (ННК), при этом зонды НГК-С и ННК расположены по одну сторону от ИН, зонд НГК-С размещен между БЗ и МЗ зондами ННК и защищен от прямого нейтронного и нейтронного гамма-излучения со стороны ИН и ствола скважины экраном, состоящим из чередующихся полиамидных и свинцовых пластин, нейтронная трубка генератора нейтронов (ГН) и фотоэлектронный умножитель зонда НГК-С помещены в экраны из магнитомягкого железа, а МЗ ННК защищен со стороны ГН и ствола скважины полиамидным экраном, а охранный корпус выполнен из борсодержащего материала. Технический результат: обеспечение возможности использования практически всех основных видов взаимодействия нейтронов с породой и насыщающих их флюидов при облучении их потоками нейтронов от управляемого генератора нейтронов, работающего как в импульсном, так и в стационарном режимах. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований газовых скважин, к способам оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов, поровое пространство которых, наряду с газом, содержит галит (соль). Согласно заявленному способу для достоверности оценки Г коллекторов производят измерение прибором 2ИННКт нейтронных потоков: Jмзим, Jбзим, вычисление функции пористости и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigМЗим, SigБЗим в физических моделях (ФМ) скважины, помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого известняком или кварцитом с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием (Wим). Для каждой из указанных ФМ строят палеточные зависимости (ПЗ): Wим - F(Kр)ИННКтим и ПЗ: SigМЗим, SigБЗим, - Σим (известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте), на основе которых создают сводную базу ПЗ. Данные ПЗ используют для перехода от измеренных значений: F(Kр)ИННКтим, SigМЗим и SigБЗим к геологическим параметрам исследуемого пласта: - Wпл и Σпл по прилагаемым формулам. Затем, используя Wпл и Σпл, на основе приведенных петрофизических зависимостей рассчитывают коэффициенты газонасыщенности и галитизации коллектора, %. Технический результат - способ позволяет повысить достоверность оценки газонасыщенности (Г) указанных коллекторов по результатам измерений в скважинах с использованием двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННКт по тепловым нейтронам. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области ядерно-физических методов исследований скважин и может быть использовано в приборах, осуществляющих в сканирующем режиме диагностику заколонного пространства с целью оценки его заполнения легкими и облегченными цементами, определения пористости коллекторов горных пород и их насыщения углеводородами на разном удалении от стенки (в радиальном направлении) обсадной колонны (ОК) и по периметру скважины. Аппаратура содержит установленные в охранном корпусе прибора: общий источник нейтронов и расположенные по одну сторону от него детектор спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт) и два детектора надтепловых нейтронов нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (2ННКнт), при этом указанные детекторы нейтронов экранированы от источника нейтронов, а детекторы 2ННКнт и 2ННКт выполнены в виде кассет со счетчиками нейтронов, каждая из которых содержит центральный счетчик нейтронов и счетчики, равномерно расставленные по периметру внутренней стенки прибора, которые взаимно экранированы между собой и от центрального счетчика полиамидными экранами. Технический результат - заявляемая аппаратура позволяет с повышенной достоверностью осуществлять детальное изучение особенностей заполнения заколонного пространства цементом, определять пористость коллекторов и характер их насыщения, что расширяет функциональные возможности нейтронных методов. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области ядерно-физических методов исследований скважин и может быть использовано в приборах, осуществляющих в режиме вращательного сканирования диагностику заколонного пространства. Предложена аппаратура мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК для вращательного сканирования разрезов нефтегазовых скважин, которая включает источник нейтронов, детектор спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), детекторы тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и детекторы надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (2ННКнт). Детекторы 2ННКнт и 2ННКт выполнены в виде кассет со счетчиками нейтронов, каждая из которых содержит центральный счетчик нейтронов и счетчик нейтронов, установленный в кольцевой зоне, приближенной к периметру внутренней стенки прибора. Все зонды СНГК, 2ННКнт и 2ННКт с экранами установлены в дополнительном корпусе, имеющем возможность принудительного вращения вокруг продольной оси прибора внутри охранного кожуха, при этом дополнительный корпус выполнен из прозрачного для прохождения нейтронов материала, не подвергающегося деформациям изгиба и кручения. Технический результат - расширение функциональных возможностей нейтронных методов, что позволяет с повышенной достоверностью исследовать прискважинную зону коллектора по флюидному составу углеводородов и содержанию пластовых вод в поровом пространстве коллектора и их распределение в радиальном направлении от стенки обсадной колонны (ОК) скважины. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.
Использование: для контроля качества цементирования облегченными и обычными цементами строящихся скважин и состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что используют метод двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа (2ННК) для контроля качества цементирования заколонного пространства строящихся скважин и для контроля состояния цементного камня эксплуатируемых нефтегазовых скважин, заполненных любыми типами флюидов, при этом определяют функционал - Si, характеризующий относительную близость нормализованных обратных скоростей счета нейтронов двух зондов ННК, который реагирует только на степень целостности цемента и не зависит от литологии, пористости - Кп и нефтегазонасыщенности - Кнг пласта. Данный функционал Si вычисляется по заданным формулам и позволяет определить объемную долю цемента - CEMi в заколонном пространстве или показатель целостности цемента по формуле: CEMi=(1-Si)⋅100%. Технический результат: расширение области применения и повышение информативности нейтрон-нейтронной цементометрии (ННК-Ц) для определения состояния цемента за эксплуатационной колонной (ЭК). 4 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту на Крайнем Севере, в частности, к автоматическому поддержанию на установке низкотемпературной сепарации газа (далее – установка) плотности нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемого в магистральный конденсатопровод (МКП). В способе осуществляют очистку поступающей газоконденсатной смеси от механических примесей, разделение ее на осушенный газ и смесь НГК с водным раствором ингибитора (ВРИ), и осушенный газ направляют в магистральный газопровод (МГП), а смесь в дегазатор-разделитель (ДР), из которого ВРИ отводят на регенерацию ингибитора, НГК насосом подают в МКП, а газ выветривания через клапан регулятор (КР), регулирующий давление в ДР, направляют в компрессор газов выветривания для закачки в МГП, а ведущая эти процессы автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки контролирует датчиком плотности плотность ρфакт НГК, подаваемого в МКП, и датчиком давления – давление газа выветривания Рфакт в ДР. Регулирование давления в ДР осуществляется КР, стоящим на его выходе и управляемым каскадом пропорционально-интегрально-дифференцирующих регуляторов (ПИД-регуляторов). На вход задания SP первого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал значения уставки плотности ρзад НГК, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал значения фактической плотности ρфакт с датчика плотности НГК, сравнивая которые он формирует на своем выходе CV сигнал уставки значения давления Рзад, которое обеспечит достижение необходимой плотности НГК на выходе ДР, и подает ее на вход задания SP второго ПИД-регулятора каскада поддержания давления в ДР, а на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают сигнал фактического значения давления Рфакт с датчика давления, установленного в ДР, сравнивая которые данный ПИД-регулятор на своем выходе CV формирует управляющий сигнал для КР, стоящего на выходе ДР, поддерживая необходимое давление газа в нем. Плотность НГК, подаваемого в МКП, автоматически поддерживают контролируемые АСУ ТП два каскада ПИД-регуляторов, первый из которых поддерживает заданную плотность ρзад НГК после включения установки в работу, регулируя давление газа в ДР с помощью КР, установленного на его выходе, а второй каскад вступает в работу по команде АСУ ТП после того, как первый каскад ПИД-регуляторов исчерпает свои возможности по управлению плотностью НГК, подаваемого в МКП, и эту команду АСУ ТП подает на вход Start\Stop второго ПИД-регулятора второго каскада системы, после чего этот ПИД-регулятор подает со своего выхода CV сигнал управления на КР, который регулирует расход добытой газоконденсатной смеси по установке, и начинает изменять степень его открытия/закрытия до тех пор, пока не будут выполнены определенные условия. Только после этого АСУ ТП прекращает управление расходом добываемой газоконденсатной смеси вторым каскадом системы, и управление плотностью НГК, подаваемого в МКП, АСУ ТП вновь осуществляет с помощью первого каскада ПИД-регуляторов. Технический результат заключается в повышении качества управления технологическим процессом. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований скважин с целью поиска и разведки лития в рапе как источника гидроминерального сырья в соленосных разрезах, вскрытых скважинами различного назначения. Согласно заявленному способу осуществляют регистрацию интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом - Jннкмз и большом - Jннкбз зондах метода нейтрон-нейтронного каротажа - 2ННКт и регистрацию интенсивности потока гамма излучения в жесткой части спектра ГИРЗ с энергией более 2,23 МэВ - Jснгк. Производят вычисление функции пористости F(Kп), функции насыщения F(H)ннк и F(H)снгк по прилагаемым формулам. Осуществляют построение на кросс-плотах F(H)ннк от F(Kп), F(H)снгк от F(Kп) зависимостей, верхние точки которых аппроксимируют функцией F(мах)ннк = a⋅F(Kп)2 ± b⋅F(Kп) и F(мах)снгк = a⋅F(Kп)2 ± b⋅F(Kп). Затем определяют величины текущего содержания хлора и лития, полученные 2ННКт - Сннк, и величины текущего содержания хлора и лития, полученные СНГК - Сснгк. Интервалы, содержащие литий, определяют по низким значениям показаний на малом Jннкмз и большом Jннкбз зондах 2ННКт и зондах СНГК, и по высоким показаниям F(Kп) при превышении значений Сннк над значениями Сснгк, при этом интервалы, содержащие литий, характеризуют как зоны с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Технический результат – повышение достоверности оценки содержания лития в рапе соленосных отложений нефтегазовых скважин и прогноза зон с аномально высоким давлением - АВПД. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований газовых скважин, к способам оценки газонасыщенности коллекторов, поровое пространство которых, наряду с газом, содержит галит (соль). Заявлен способ оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов путем регистрации и обработки показаний двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа скважин - 2ИННКт по тепловым нейтронам. Регистрируют интегральные нейтронные потоки J на малом - МЗ ИННКт и большом - БЗ ИННКт зондах с вычислением функции пористости - F(Kp)ИННКт и декрементов затухания потоков нейтронов на МЗ - SigМЗ и БЗ - SigБЗ зондах. Производят запись данных ГК, осуществляют в декартовых координатах кросс-плотные построения вида: от F(Kp)ИННКт, от F(Kp)ИННКт, SigМЗ от F(Kp)ИННКт, SigБЗ от F(Kp)ИННКт, вычисляют по прилагаемым формулам функции насыщения Pdd для МЗ - и БЗ - и декрементов затухания потоков нейтронов для МЗ - PddSigМЗ и БЗ – PddSigБЗ. Строят кросс-плоты Pdd от F(Kp)ИННКт, и производят обработку кросс-плотных распределений по прилагаемым формулам, в результате вычислений определяют следующие геологические параметры: W - полное объемное содержание газа и соли в коллекторе, %, Wсоль - объемное содержание соли, %, Wг - объемное содержание газа, %. Технический результат - повышение достоверности оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов. 3 з.п. ф-лы, 7 ил.
СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА РФ // 2761052
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для уточнения строения нефтегазоконденсатных месторождений, повышения эффективности процесса их освоения, а также для повышения безопасности разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Предложен способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера РФ, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара с прогнозированием ориентации систем субвертикальных трещин. Способ предусматривает стационарное размещение комплекта сейсмокос у каждого куста добывающих скважин. Расстановку осуществляют по данным геологической модели месторождения, построенной на основании результатов трехмерной сейсморазведки, геофизическим исследованиям и исследованиям имеющихся наблюдательных и добывающих скважин. При этом обосновывают минимальное число устанавливаемых сейсмодатчиков и их шаг в каждой сейсмокосе, гарантирующие выявление пространственной миграции углеводородных флюидов вдоль стволов добывающих и исследовательских скважин куста в вышележащие горизонты, способные аккумулировать углеводородные флюиды в объемах, достаточных для аккумулирования их в техногенные залежи. Сейсмокосы комплекта подключают к контролируемому пункту (КП) системы телеметрии кустов газовых скважин (СТ КГС), входящей в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) газодобывающего промысла, и установленному на этом кусте добывающих скважин. Контроллер КП с индивидуально заданной дискретностью опрашивает все датчики куста скважин, связанные с ведением технологических процессов промысла и сейсмодатчики подключенного к нему комплекта сейсмокос. Этот опрос контроллер осуществляет с периодичностью, задаваемой Геологической службой газодобывающего предприятия. Контролер записывает в свою память получаемую от датчиков информацию, которую передает по каналу радиосвязи АСУ ТП во время сеанса опроса ею в пункт управления (ПУ) СТ КГС. Из ПУ СТ КГС, по каналам связи информационно-управляющей системы диспетчерского управления (ИУС ДУ) газодобывающего предприятия, полученные данные сейсмометрии передают для предварительной обработки и анализа в Геологическую службу предприятия, которая реализует программу сейсмомониторинга территории месторождения. При выявлении признаков начала этого процесса Геологическая служба предприятия отправляет полученные данные по каналам радиосвязи или интернет в институт по проблемам нефти и газа для детального анализа и предложения управляющих решений по снижению рисков потенциальных последствий образования техногенных залежей, полномасштабной 3D сейсморазведки станции, используя для этого ее штатное оборудование. Технический результат – повышение эффективности и информативности контроля за разработкой месторождения и оценки возможности образования техногенных залежей, снижение рисков геоэкологических инцидентов в процессе эксплуатации месторождения. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к методам нейтронного каротажа для определения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе обсаженных нефтегазовых скважин, разделению рапосодержащих и рапопоглощающих интервалов относительно пластов соли, а также выделению интервалов с рапой в цементном камне. Способ позволяет решить проблему выделения рапоносных интервалов при строительстве скважин для планирования и проведения комплекса мероприятий, предотвращающих рапопроявления в скважине, являющегося причиной техногенной аварии. В результате измерений спектрометрического нейтрон-гамма-каротажа - НГК и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК вначале выделяют пласты соли по аномальному росту показаний больших зондов - ННКбз при отсутствии роста показаний малых зондов - ННКмз на фоне показаний этих зондов в водонасыщенном пласте (ВП), затем на фоне полученных показаний выделяют пласты, насыщенные рапой, по резкому падению показаний зондов НГКбз и ННКбз и резкому росту кривой декремента ИННК по сравнению с показаниями указанных зондов в ВП. О наличии рапопоглощающих интервалов судят по их положению под пластами каменной соли с менее резким, чем в случае рапоносного пласта, падением показаний НГКбз и ННКбз и менее резким ростом кривой декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. О наличии интервалов поглощения рапы в пустотах цементного камня судят по падению показаний НГКмз и ИННКмз при постоянном значении декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. Технический результат - расширение функциональных возможностей комплекса нейтронных методов по выделению интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению рапосодержащих интервалов и интервалов солей, выделению рапопоглощающих интервалов, а также интервалов с рапой в цементном камне. 4 ил.
Группа изобретений относится к технологическим жидкостям для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров. Технический результат - комплексное воздействие, универсальность, срок хранения не менее чем у известных технологических жидкостей, применяемых в указанных выше областях. По первому варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: бензин 20-50; керосин 20-50; нефтяной дистиллят высокоароматический 10-50; терпены и пинены 10-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. По второму варианту технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров содержит, %: уайт-спирит 40-70; терпены и пинены 13,5-50; изопропиловый спирт 0-15; кетоны 0-1,5. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Использование: для нейтронного каротажа в режиме кругового сканирования нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что реализуют трехзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - ЗННКнт с помощью скважинного прибора с тремя зондами разной длины. При вращении вокруг оси корпуса прибора регистрируют интенсивности надтепловых нейтронов - центральными и периферийными счетчиками нейтронов всех зондов ЗННКнт и нормируют показания - на показания этих счетчиков в воде - Jц.i, используя и Jц.i, по формулам производят вычисление функции цемента Fцем., определяющей распределение цемента в заколонном пространстве на разном удалении от стенки обсадной колонны скважины, и вычисление функции дефицита цемента ΔFцем. Используя минимальные и максимальные значения ΔFцем., производят интегральную оценку доли цемента по периметру кольцевого заколонного пространства - по отдельным i секторам для каждого зонда. Используя минимальные и максимальные значения Jц.i, рассчитывают интегральную оценку - доли цемента по периметру кольцевого заколонного пространства по исследованному интервалу. Технический результат: повышение достоверности исследования скважин нейтронным методом, позволяющее осуществлять детальное изучение особенностей заполнения заколонного пространства цементом. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 2 ил.
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ОТДАЧИ КОНДЕНСАТА ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ОБЪЕКТОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2713553
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально. Технический результат заключается в максимизации текущего выхода конденсата и потенциально возможного конечного коэффициента его извлечения на основе оперативного регулирования процесса разработки залежи с индивидуальным подходом к управлению режимом работы каждой скважины и назначению проведения исследования скважин по состоянию залежи. Регулирование осуществляется с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированной с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), включающим геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин. Технический результат достигается благодаря тому, что проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее с заданным шагом дискретизации система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции». 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования. Технический результат заключается в повышении достоверности результатов исследований скважин нейтронными методами путем раскрытия аналитических возможностей комплекса нейтронных зондов в модификациях 2ННКнт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам и 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. В исследуемых скважинах производят 2ННКт и 2ННКнт, в результате которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - и большом - зондах метода 2ННКт, производят вычисление функционала цемента , затем по палеточной зависимости от , полученной на моделях пластов, определяют количественное содержание цемента в % в соответствии с коэффициентом пористости , определяемым по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) открытого ствола исследуемой скважины или в соответствии с коэффициентом пористости полученным в результате измерения зондами метода 2ННКт: . 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к способу адаптации гидродинамической модели с учетом неопределенности геологического строения. Техническим результатом является минимизация погрешности расчета технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей. Способ включает проведение геофизических, газодинамических, гидродинамических исследований скважин, отбор керна, проведение петрофизических исследований, обобщение материалов по изучению геологического строения, построение геологической модели месторождения, определение распределения фаций по площади месторождения по данным петрофизических и геофизических исследований, определение минимального, максимального и наиболее вероятного значений коэффициентов песчанистости, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости, эффективных нефтегазонасыщенных толщин для каждой ячейки (блока) трехмерной модели месторождения, оценку геологических показателей в межскважинном пространстве, расчет показателей разработки на гидродинамической модели. В базу данных автоматической системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и/или информационно-управляющей системы (ИУС) вводят рассчитанные на гидродинамической модели показатели разработки и допустимые отклонения. Осуществляют контроль фактических показателей разработки по приборам, установленным на скважинах, и записывают результаты этих измерений в свою базу данных. Проводят проверку отклонения расчетных показателей от фактически измеренных. Формируют блок информации о фактических текущих и исторических показателях разработки, которые передаются по каналам связи на дополнительную обработку. Строят трехмерное распределение погрешности расчета адаптируемого показателя разработки по гидродинамической модели. Определяют аналитическую зависимость между геологическими параметрами, участвующими в адаптации, и адаптируемым показателем разработки. Определяют значения геологических параметров для каждой ячейки (блока) трехмерной модели. Для каждой ячейки проверяют соответствие значений заданных параметров. Если величина геологического параметра выходит за границы вероятностных отклонений, ему присваивают соответственно максимальное или минимальное вероятное значение. Продолжают процесс адаптации для других ячеек (блоков) модели до достижения заданной погрешности. Передают уточненные расчетные данные в базу данных АСУ ТП и/или ИУС для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. В случае невозможности обеспечения заданной точности расчета показателей определяют геологические параметры с наибольшей степенью неопределенности и высоким влиянием на показатели разработки. Определяют зоны месторождения с максимальной погрешностью расчета показателей разработки и в выявленных зонах месторождения проводят дополнительные геофизические, петрофизические, гидродинамические исследования для локального уточнения геологических параметров, и по результатам дополнительных исследований проводят повторную процедуру адаптации гидродинамической модели, после чего соответствующие параметры загружают в базу данных для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
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 нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, осуществляют вычисление функции минерализации как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле, затем по калибровочной зависимости, полученной в результате измерений указанных интенсивностей потоков нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации, и вычисления отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованном водном растворе, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле определяют величину минерализации скважинной жидкости. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что применяют нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт) в комплексе с СНГК - спектрометрическим нейтронным гамма-каротажем, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном радиальном удалении от стенки эксплуатационной колонны (ЭК) - «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора производят вычисление функции пористости коллектора - функции насыщения «дальней» зоны , функции насыщения «средней» зоны F(Hcp), функции насыщения «ближней» зоны F(Hб), функции насыщения «скважина» F(Hc) и осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hc) от с помощью которых осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: - коэффициента газонасыщенности, КОГн - коэффициента объемной газонасыщенности по прилагаемым формулам. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов и повышение информативности исследований. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей. Предложен способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации акваториальных месторождений углеводородов в Арктике, включающий проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам ее данных осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения. Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных. Технический результат - повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей. 1 з.п. ф-лы.
Использование: для определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют измерение спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и в области более 500 кэВ на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, вычисляют функции пористости функции насыщения «дальней зоны» вычисляют функци насыщения «ближней зоны» вычисляют функции насыщения «скважина» с построением на кросс-плотах от зависимостей, по которым вычисляют функции насыщения, соответствующие водонасыщенным пластам - нефтенасыщенным пластам - и газонасыщенным пластам - используемых для вычисления коэффициентов нефтенасыщенности, нефтегазонасыщенности, газонасыщенности, объемной нефтенасыщенности, объемной нефтегазонасыщенности и объемной газонасыщенности. Технический результат: обеспечение возможности повышения информативности исследований за счет расширения функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов на разном удалении от стенки стеклопластиковой колонны в скважинах. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Использование: для диагностики прискважинных зон пластов-коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура нейтронного каротажа включает установленные в охранном кожухе по его оси общий источник нейтронов, два детектора гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), и дополнительно содержит два детектора надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт), детекторы СНГК разделены между собой свинцовым экраном и помещены в общий экран-конвертор из кадмия, а детекторы зондов ННКнт помещены в кадмиевые экраны и отделены от детекторов зондов ННКт экранами из полиамида, и зазоры между экранами пропитаны высокотемпературным силиконовым герметиком, при этом все зонды СНГК, ННКт и ННКнт расположены по одну сторону от источника нейтронов. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов, позволяющих с повышенной достоверностью исследовать прискважинную зону коллектора по флюидному составу углеводородов и содержанию пластовых вод в поровом пространстве коллектора и их распределение в радиальном направлении от стенки скважины (колонны). 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Использование: для определения характера насыщения и элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов нейтронными методами. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура содержит импульсный генератор нейтронов, зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ИННКт) и зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ИННКнт), которые расположены по одну сторону от импульсного генератора нейтронов, при этом аппаратура дополнительно содержит спектрометрический зонд гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ИНГК-С) с детектором, помещенным в борный экран и защищенным свинцовым экраном от сопутствующего гамма-излучения, и расположенный с обратной стороны от генератора нейтронов и удаленный от него спектрометрический зонд гамма-активности (НАК), регистрирующий спектральное распределение наведенной гамма-активности от химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих их флюидов. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов, позволяющих детально исследовать прискважинную зону коллектора по флюидному составу углеводородов и содержанию пластовых вод в поровом пространстве коллектора и их распределение в радиальном направлении от стенки колонны с одновременным определением элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и вычисление функции по хлору F(С1), производят построение на кросс-плотах функции хлора «жесткая» F(С1жт) от F(Kпт), функции хлора «мягкая» F(С1мт) от F(Kпт), F(С1ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(С1ннкт) и F(С1ннкнт), а геологические параметры (ГП) насыщения пластов вычисляют по функциям насыщения: F(С1ннкт) и F(С1ннкнт) отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам, при этом в зависимости от изменения ГП насыщения пластов устанавливают ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров (ГП) насыщения пластов с последующим определением ФЕС и степени подвижности углеводородов. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей нейтронных методов для определения фазового состояния углеводородов и оценки параметров насыщения (ПН) пластов-коллекторов углеводородами на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин путем применения многозондового нейтронного каротажа. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на двух зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на двух зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и F(Kпнт), вычисление функции по хлору F(Cl), производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(Kпт), F(Cl_мт) от F(Kпт), F(Cl_ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт), а ПН пластов вычисляют по указанным функциям отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности газодинамических исследований (ГДИ) скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) выдает команду системе телемеханики кустов скважин (СТКС) на проведение испытаний. Получив команду, ее контролируемый пункт (КП) фиксирует на выбранной скважине значения забойного, устьевого и затрубного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит. Значение забойного давления КП определяют расчетным путем по соответствующей формуле. Затем КП останавливает работу выбранной скважины и заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и/или за колонной до полной его стабилизации. Далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных (БД). После стабилизации давления по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и/или затрубное давление скважины. По окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим. Расчетным путем определяет значения забойного давления рз скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Эти параметры система использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения , описывающего приток газа к забою скважины, где рпл - пластовое давление, рз - забойное давление. Когда изменение параметров а, b и рпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, на этом процесс ГДИ скважины заканчивается. Технический результат заключается в повышении эффективности способа оптимизации газодинамических исследований скважины, улучшении экологической безопасности.
Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом. Техническим результатом является повышение точности прогноза пластового давления в каждой точке многопластового месторождения. Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений, с одновременной эксплуатацией скважинами нескольких пластов и неравномерностью отборов по разрезу, включающий газодинамические исследования скважин, уточнение трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования, замерами пластового давления. При этом построение карты изобар проводят по результатам расчета гидродинамической модели, которые объединяют с результатами исследований скважин, используя детерминистическую интерполяцию.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используют все полученные данные и, в частности, пластовое давление, устьевое давление, температуру, расход газа или газоконденсатной смеси по каждой скважине или кусту скважин. Вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами. Техническим результатом является повышение оперативности получения информации о состоянии разработки месторождения и информативности прослушивания куста скважин в реальном масштабе времени на газовых и газоконденсатных месторождениях. По данным стандартных газодинамических исследований (ГДИ) определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления уравнения притока газа к забою скважин и производят сравнение указанных коэффициентов с их величинами, определенными расчетным путем на основе секторной модели куста скважин, построенной по данным геофизических исследований и лабораторных исследований керна, и если коэффициенты не совпадают, уточняют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) секторной модели куста скважин используя фактические данные по притоку газа к забою скважин, полученные по результатам ГДИ, добиваясь совпадения расчетных и фактических коэффициентов уравнения притока газа к забою скважин, и после этого уточнения, используя ФЕС определяют радиус дренирования каждой скважины куста и выполняют ранжирование скважин по степени наложения контуров питания, определяют скважину, имеющую максимальную степень наложения площадей дренирования с остальными скважинами куста, после чего с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа (АСУ ТП УКПГ/УППГ) производят остановку указанной скважины средствами систем телемеханики для кустов скважин (СТКС), и с этого момента АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС с заданной дискретностью синхронно фиксирует изменение забойного давления прямым измерением забойного давления или расчетным методом, которое определяется по измеряемому заколонному давлению на устье на всех скважинах куста до его полной стабилизации, а остальные скважины, подключенные к газосборному шлейфу с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ, одновременно отключают от него средства СТКС для исключения искажения результатов измерений из-за их связи через газосборный шлейф. При этом фиксацию изменения забойного давления АСУ ТП УКПГ/УППГ также осуществляет средствами СТКС путем синхронного измерения кривых восстановления давления на всех скважинах с заданным шагом дискретизации и заносит их в свою базу данных (БД) для последующего сравнения и анализа разницы в поведении скважин, а также использования этих данных для уточнения модели разработки месторождения, после чего назначают порядок последовательности запуска скважин куста в эксплуатацию и индивидуальные временные интервалы между пусками скважин для вывода куста на заданный режим эксплуатации с учетом результатов всех предыдущих испытаний с момента ввода месторождения в эксплуатацию, при этом АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС осуществляет запуск скважин в назначенной последовательности и выполняет синхронное измерение кривых изменения заколонного давления на устьях всех скважин куста и их дебит, и заносит их в свою БД для последующего анализа функционирования скважин и комплексного анализа работы газоносного пласта с определением его параметров по результатам остановки-запуска куста газовых скважин для выбора режимов его оптимальной эксплуатации до следующих испытаний. После чего с использованием секторной модели куста на основании данных стабилизации дебитов и забойных давлений возмущающих скважин и данных стабилизации пластового давления в зоне реагирующих скважин производят уточнение эквивалентной проницаемости пласта в межскважинном пространстве. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций. Способ включает: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2607005
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки. Технический результат – повышение эффективности разработки месторождений природного газа. По способу осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки. Остановку осуществляют на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки. Учитывают точку пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин, и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. После остановки осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. При этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон. 1 пр., 1 табл., 5 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин. Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат. Техническим результатом изобретения является обеспечение безопасной эксплуатации скважин. По способу на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование. Затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой. В лифтовую колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробкой герметизируют трубное пространство лифтовой колонны. В лифтовую колонну закачивают негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из этой колонны. Извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой. Спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны. Затем закачивают в лифтовую колонну растворитель. После растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину. В безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика. Затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя. После этого на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины. Демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу. 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора. Техническим результатом является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений. Заявленный технический результат достигается за счет того, что дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С2-С6 и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С2-С6 для эталонных горизонтов. Таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений. 1 пр., 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для обеспечения процесса эксплуатации обводненных газовых скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах при разработке газовых и газо-конденсатных залежей с использованием химических реагентов
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ // 2474686
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при определении параметров работы газовой скважины, обеспечивающих вынос жидкости с забоя
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности для ликвидации негерметичности обсадных колонн скважин
Изобретение относится к способам контроля разработки месторождений углеводородов с использованием методов разведочной геофизики, в частности гравиметрической разведки
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ // 2390626
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из подгазовых нефтяных оторочек с использованием водяных барьеров для борьбы с прорывами газа к добывающим скважинам
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может применяться при разработке нефтяных оторочек и нефтегазовых залежей подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола
СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВОМ ПЛАСТЕ // 2383576
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважине при ликвидации негерметичности обсадных колонн
