Патенты автора Черных Ирина Александровна (RU)
Изобретение относится к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации. Техническим результатом является повышение точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки. Способ заключается в определении параметров нефтенасыщенных пластов: накопленная добыча воды (Qвн), начальное пластовое давление (Рплн) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальная проницаемость коллектора (Kпронн) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн), далее по значениям РплН и Т устанавливают скважинное пластовое давление РплТ-М модели по математической зависимости. Используя ранее установленные показатели Рплн, Т, Qвн, Рзаб, S, Гф, Kпронн и Qн методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z модели скважины по математической формуле. По дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины: при Z>0 - модель скважины относят к первому классу, при Z<0 - модель скважины относят ко второму классу. Если построенная модель скважины относится к первому классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М1 по математической формуле. В случае отнесения модели скважины ко второму классу рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М2 по математической формуле. Используя ранее полученные значения РплТ-М и РплТ-М1 или РплТ-М2, производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по математической формуле. 1 ил.
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ // 2659445
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах. Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной газожидкостной смеси (ГЖС) в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели. Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом. Технический результат - упрощение и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов. По способу предварительно размещают в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор. Осуществляют спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах установку электроцентробежного насоса. Создают депрессию на пласт и отстрел перфоратора. При этом кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия. При спуске установки электроцентробежного насоса на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора. С помощью него также контролируют значение создаваемой глубинным насосом депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида. При периодической регистрации упомянутых параметров в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода. По истечении этого периода оборудование, подвешенное на насосно-компрессорных трубах и на кабеле, извлекают из ствола скважины. 3 н.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных скважинах с избыточным давлением на устье с помощью геофизических приборов, присоединенных к колонне НКТ малого диаметра и спускаемых в скважину на геофизическом кабеле вместе с колонной НКТ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН // 2355883
Изобретение относится к области измерения количества жидкости и газа в газожидкостной смеси
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ // 2348805
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин, эксплуатируемых с помощью установок электроцентробежных насосов
