Патенты автора Шако Валерий Васильевич (RU)
Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности к качественной и количественной оценке многофазных потоков в нефтяных скважинах посредством распределенных измерений. В соответствии с предлагаемым способом вдоль исследуемого интервала скважины размещают две линии оптоволоконных кабелей, один из которых является одномодовым и представляет собой распределенный акустический датчик, а другой является многомодовым и представляет собой распределенный датчик температуры. Используя отраженные сигналы от распределенного датчика температуры, определяют базовый температурный сигнал путем выделения низкочастотной компоненты данных, полученных от распределенного датчика температуры. Используя отраженные сигналы от распределенного акустического датчика, определяют высокочастотную относительную деформацию распределенного акустического датчика и низкочастотную вариацию фазы отраженного сигнала. На основе высокочастотной относительной деформации распределенного акустического датчика определяют полный дебит и фазовый состав потока. Определяют вариации температуры вдоль кабеля или во времени и на основе комбинирования вариаций температуры, полученных на основе низкочастотной вариации фазы отраженного сигнала от распределенного акустического датчика, с базовым температурным сигналом, полученным выделением низкочастотной компоненты данных, полученных от распределенного датчика температуры, получают высокоточные значения температуры. Посредством гидродинамического моделирования многофазного течения с учетом равенства полного дебита полному дебиту, определенному на основе высокочастотной относительной деформации распределенного акустического датчика, определяют модельную температуру. Сравнивают высокоточные значения температуры, полученные комбинированием базового температурного сигнала от распределенного датчика температуры и низкочастотной вариации фазы отраженного сигнала от распределенного акустического датчика, с модельной температурой и в результате многократного подбора параметров модели, обеспечивающих наилучшее совпадение высокоточной температуры с модельной температурой, получают распределение дебита каждой из фаз в каждой точке исследуемого интервала в каждый момент времени. Техническим результатом заявленного изобретения является обеспечение возможности определения фазовых дебитов (воды и нефти) многофазного потока добываемого углеводорода с достаточно высокой точностью за счет комбинации двух систем измерений на основе оптоволоконных кабелей. 6 ил.
Изобретение относится к способу измерения параметров трещин гидроразрыва в горизонтальных скважинах с множественным гидроразрывом пласта. Технический результат заключается в обеспечении возможности оценки гидравлической проводимости отдельных трещин гидроразрыва, их дебитов, а также оценки водосодержания добываемого флюида. В соответствии со способом измеряют нестационарные профили температур добываемого флюида по длине скважины в кольцевом зазоре между обсадной колонной и породой во время добычи после остановки скважины или после изменения дебита скважины. По положению аномалий в измеренных профилях температур добываемого флюида определяют области расположения трещин гидроразрыва по длине скважины. По скорости изменения измеренных температур в областях расположения трещин гидроразрыва оценивают гидравлическую проводимость трещины, дебит трещины и степень уменьшения дебита трещины, причем в случае отсутствия влияния гидравлической проводимости трещины гидроразрыва на дебит этой трещины оценивают водосодержание флюида, добываемого из трещины, по величине изменения температуры, измеренной после добычи длительностью по меньшей мере один месяц с постоянным дебитом. 7 з.п. ф-лы, 17 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 геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности одновременного определения теплопроводности пород и радиуса скважины, используя результаты измерения температуры в скважине во время гидратации цемента. В соответствии со способом опускают в скважину обсадную колонну, снабженную датчиками температуры, размещенными на наружной поверхности обсадной колонны по всей ее длине, и в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины закачивают цементный раствор. В процессе закачки и затвердевания цемента посредством размещенных на обсадной трубе датчиков температуры осуществляют измерения температуры на разных глубинах. Затем, используя численную температурную модель гидратации цемента в скважине, рассчитывают зависимость измеренной в скважине температуры от времени, радиуса скважины и теплопроводности породы, определяют радиус скважины на каждой глубине путем минимизации разности между измеренной и расчетной температурами и на основе рассчитанной зависимости и радиуса скважины определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород на каждой глубине. 3 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.
Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. Технический результат - повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины. По способу в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. При этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури. Посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. По способу для определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину. Останавливают закачку воды в скважину. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину. При этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. После второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины. Определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированной на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды. 2 з.п. ф-лы, 13 ил.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ // 2569522
Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины. Техническим результатом является повышение точности определения давления в скважине. Способ включает измерение давления в скважине во время всего исследования скважины, измерение температуры по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины, определение нестационарных профилей температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины, расчет изменения плотности скважинного флюида и изменения длины НКТ в остановленной скважине и корректировку результатов измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ. 4 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Техническим результатом является возможность одновременного получения информации о свойствах относительно толстого (около 1 м) слоя пород вокруг скважины и информации о теплопроводности пород для всего цементируемого интервала глубин. Согласно способу в скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры и закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины. В процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по измеренной зависимости температуры от времени. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины. В остановленной скважине осуществляют измерение температуры и определяют скорость изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. На интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки, скорость изменения температуры в которых существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации пластовых флюидов на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов. 7 з.п. ф-лы, 7 ил.
Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения параметров забоя и призабойной зоны во время спуско-подъемных операций с последующим расчетом притока/оттока жидкости на забое и вычислением скин-фактора, проницаемости или мощности коллектора. Способ, в котором в процессе перемещения колонны труб в скважине осуществляют измерения давления двумя датчиками, один из которых установлен над пакером, а второй - ниже пакера. По результатам измерения давления определяют плотность флюида и определяют динамическое забойное давление в зависимости от плотности флюида, постоянной силы тяжести, заданной скорости перемещения колонны бурильных труб, площади поперечного сечения колонны бурильных труб, пластового давления, коэффициента продуктивности скважины. 12. з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов. Технический результат настоящего изобретения заключается в увеличении точности и достоверности определения профиля притока в многопластовой скважине на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины. При этом нет необходимости в выстойке скважины между промывкой скважины и перфорацией, и не требуется измерять скорость изменения температуры в скважине до ее перфорации. Технический результат достигается тем, что осуществляют охлаждение призабойной зоны перед перфорацией скважины. Проводят перфорацию скважины и измеряют температуру потока в скважине над каждой зоной перфорации. Определяют дебит каждого продуктивного пласта, учитывая толщины зон перфорации и используя результаты измерений температуры, полученные в интервале между окончанием начальной стадии добычи, характеризующейся сильным влиянием объема скважины и быстрым изменением температуры потока в скважине, и временем, начиная с которого влияние охлаждения призабойной области скважины на измерения температуры становится незначительным. 7 з.п. ф-лы, 10 ил.
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА // 2525093
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов, содержащихся в буровом растворе. Для определения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды измеряют удельную активную поверхность глинистого материала и начальную удельную активную поверхность образца пористой среды. Закачивают водный раствор глинистого материала в образец, измеряют удельную активную поверхность образца пористой среды после закачки и рассчитывают весовую концентрацию nгл глинистого материала. Техническим результатом является обеспечение возможности измерения малой весовой концентрации глинистого материала, проникшего в поровое пространство в ходе прокачки глиносодержащего раствора.1 з.п.ф-лы,1 ил.
Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов, содержащихся в буровом растворе. Через образец пористой среды прокачивают раствор глинистого материала. После окончания прокачки измельчают по меньшей мере часть образца в порошок и производят отмучивание глинистой фракции из образовавшегося порошка. Осуществляют рентгеноструктурный анализ отмученной глинистой фракции и определяют весовую концентрацию глинистого материала в образце пористой среды. Техническим результатом является обеспечение возможности измерения малой весовой концентрации глинистого материала, проникшего в поровое пространство в ходе закачки глиносодержащего раствора. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств нефте/газосодержащих пластов ("повреждения пласта") из-за проникновения в процессе бурения глинистых материалов, содержащихся в буровом растворе. Для определения весовой концентрации глины в образце пористого материала выбирают водорастворимую соль металла, вступающую в селективную ионно-обменную реакцию с глиной, с общей формулой R+M-, где металл R+ выбирают из группы {Ba2+; Sr2+; Tl+; Rb+…}, М- выбирают из группы {Cln; NOn; OHn; CH3COO, SO4;…} в соответствии с таблицей растворимости неорганических веществ в воде. Маркируют глину путем смешивания глины с водным раствором выбранной соли металла, удаляют остатки соли металла, не провзаимодействовавшие с глиной. Проводят рентгенофлуоресцентную спектрометрию маркированной глины и образца и определяют содержание металла в маркированной глине и естественное содержание металла в образце. Прокачивают водный раствор маркированной глины через образец, высушивают образец и проводят рентгенофлуоресцентную спектрометрию целого образца или его отдельных сегментов. Определяют содержание металла в образце или в каждом сегменте и рассчитывают весовые концентрации глины, удерживаемой в образце или в каждом его сегменте. Техническим результатом является обеспечение возможности измерения малой весовой концентрации глины, проникшей в поровое пространство образца в ходе закачки глиносодержащего раствора. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ
р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.
СКВАЖИННЫЙ ДАТЧИК // 2498061
Изобретение относится к устройствам, предназначенным для измерения параметров потока флюида (нефть, вода, газ и их смеси), таких как температура, скорость и фазовый состав, и может быть использовано при проведении геофизических исследований скважин, а также при контроле за транспортировкой жидких углеводородов по трубопроводной системе. Техническим результатом, достигаемым при реализации изобретения, является расширение функциональных возможностей датчика и повышение эффективности измерений. Скважинный датчик, предназначенный для измерения параметров потока флюида, содержит два идентичных полых открытых с одного конца металлических корпуса, оси симметрии которых находится на одной линии. Открытые концы корпусов обращены друг к другу и жестко закреплены в электрическом изоляторе. В каждом корпусе расположен датчик термоанемометра. Электрические выводы датчиков проходят внутри полостей корпусов и через электрический изолятор выведены наружу. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемого из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, как отдельных, так и кустов
Изобретение относится к способам определения концентрации естественной глины в образце керна или глины, проникшей в керн в ходе закачки бурового раствора
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых залежей
КОМПЛЕКСНЫЙ ПРИБОР ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН // 2442891
Изобретение относится к области геофизики и предназначено для проведения комплекса геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, эксплуатируемых горизонтальным стволом
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении параметров продуктивных пластов и параметров околоскважинного пространства
Изобретение относится к области теплофизических исследований
Изобретение относится к области контрольно-измерительной техники и направлено на возможность обеспечения эффективного способа определения места прорыва газа в трубопроводе вне зависимости от его азимутального расположения при помощи одного распределенного оптоволоконного датчика температуры
