Патенты автора Кременецкий Михаил Израилевич (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для удаления шлама в стволе горизонтальной скважины. Устройство содержит шламоуловительную насадку и систему доставки в скважину шламоуловительной насадки, промывки ствола скважины и транспортировки шлама на поверхность в виде двух коаксильно расположенных колтюбинговых труб, на башмаке которых закреплена шламоуловительная насадка. Полость внутренней трубы подсоединена к гидронасосу. Шламоуловительная насадка состоит из неподвижного цилиндрического корпуса с установленным в его полости с возможностью вращения подвижным модулем в виде двух жестко соединенных коаксиальных труб, в полостях которых закреплены шнековые лопатки, образующие винтовые шнековые транспортеры. В носочной области внешней и внутренней труб подвижного модуля размещены форсунки, входные сопла которых сообщаются с полостью внутренней трубы, а выходные - с полостью внешней трубы с ориентацией их в направлении устья скважины. Коаксиальные трубы подвижного модуля и коаксильно расположенные колтюбинговые трубы имеют равные диаметры. Торцевой конец внутренней трубы шламоуловительного модуля, обращенный к забою, выполнен заглушенным и размещен на опоре с возможностью вращения. Торцевой конец внешней трубы выполнен открытым. Свободные концевые торцы цилиндрического корпуса, обращенные к забою, выполнены с острыми кромками. Обеспечивается проведение в едином непрерывном замкнутом цикле за одну спуско-подъемную операцию стадий разрушения отложений, промывки скважины и выноса шлама на поверхность без создания репрессии на пласт, предотвращение засорения прискважинной зоны в условиях аномально пониженного пластового давления. 2 ил.

Изобретение относится к способам определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и может быть использовано для управления процесса нефтедобычи, в частности для проведения процессов увеличения нефтеотдачи. Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом при ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ. 6 н. и 41 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах с целью последующего обоснования мероприятий по предупреждению и устранению непроизводительной закачки. Способ оценки непроизводительной закачки в нагнетательной скважине включает проведение закачки рабочей жидкости в нагнетательную скважину с осуществлением авто-ГРП, определение расхода рабочей жидкости (QКСД). Последующую остановку нагнетательной скважины, регистрацию кривой падения давления (КПД) и определение кажущейся проводимости перфорированных пластов (kh'КПД) на основе определенного на предшествующем этапе расхода рабочей жидкости (QКСД) и КПД. Последующую закачку рабочей жидкости в нагнетательную скважину при давлении, при котором трещина авто-ГРП закрыта, регистрацию кривой стабилизации давления (КСД*), определение расхода рабочей жидкости (QКСД*), оценку истинной проводимости перфорированных пластов (khКСД*) на основе КСД* и расхода рабочей жидкости (QКСД*). Определение расхода рабочей жидкости (Q1), поступающей в процессе закачки в перфорированные пласты, на основе QКСД, khКСД* и kh'КПД; определение расхода рабочей жидкости (Q2) непроизводительной закачки на основе Q1 и QКСД. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения непроизводительной закачки нагнетательной скважины, в частности, в случае подключения трещиной дополнительных невскрытых перфорацией толщин вне зависимости от их энергетического состояния (давления в пласте). 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам определения фазового профиля притока и устройствам для измерения и контроля эксплуатационных параметров малодебитной нефтяной скважины. Техническим результатом является количественная оценка профиля расходных параметров легкой фазы (нефти или газа) в многокомпонентном потоке в малодебитных вертикальных и наклонно-направленных скважинах, преимущественно заполненных водой (т.е. в условиях видеопрозрачности заполнителя ствола). Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных нефтяных обводненных скважинах заключается в определении объемной доли легкой (более подвижной) фазы, движущейся по стволу. Для уточнения реальной скорости движения глобул (V) используется измерение покадрово с возможностью фиксации прохождения глобулами легкой фазы точек пересечения фокусов: либо скважинной видеокамерой, помещенной в видеопрозрачную среду, что обеспечивается настройкой камеры на два фокусных расстояния, разница между которыми L, с поочередным переключением фокусов и поочередной фиксацией; либо двумя синхронно работающими видеокамерами, разнесенными на расстояние L. Расстояние L определяется математическим выражением L=v*3600/N, где v – ориентировочная скорость движения легкой фазы, N – количество кадров в минуту, обеспечиваемое видеокамерой. После этого рассчитывается скорость легкой фазы по математическому выражению V=L/dT, где dT – время перемещения глобул в пределах длины L. Затем рассчитывается дебит легкой фазы по математическому выражению Q=V*S, где S – площадь потока, определяемая на основе измерений видеокамерой на одном из фокусных расстояний. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Технической результат заключается в получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) и в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации. Согласно способу предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале. После чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле: где μ - вязкость [сП], n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций), F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц], D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм]. Затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Техническим результатом является количественная оценка расхода жидкости в интервале внутриколонного межпластового перетока. Способ оценки интенсивности межпластового перетока по результатам термических исследований, заключается в регистрации термограммы в длительно простаивающей или работающей при низкой депрессии скважине в условиях стабилизации распределения температуры в стволе, определении в интервале перетока величины нормированного коэффициента теплоотдачи «В» и оценки по данной величине объемного расхода перетекающего флюида. Для повышения точности оценки за счет меньшего влияния на результат отсутствия информации о тепловых свойствах вмещающих пластов производится: вывод скважины на режим отбора с длительностью τ и дебитом QΣ, выбираемых на основе обоснованных термомоделированием критериев: τо - продолжительность периода существования межпластового перетока, Cv - объемная теплоемкость заполнителя ствола, λП, аП - средние значения диапазона максимально возможного для исследуемой скважины изменения теплопроводности и температуропроводности массива вмещающих горных пород, rс - радиус скважины; регистрацию термограммы на данном режиме; определение величины нормированного коэффициента теплоотдачи ВΣ в интервале Δz на данном режиме; расчет объемного расхода в интервале перетока по формуле Q=QΣ B/BΣ. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН). Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ), блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ), блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП). 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Технический результат заключается в возможности оценки доли в притоке работающих интервалов низкой интенсивности. Способ заключается в реализации термокондуктивного принципа измерений скорости потока с помощью искусственного нагрева оптоволоконного чувствительного элемента. При этом для повышения точности способа обеспечивается синхронное одновременное определение интенсивности притока в нескольких точках ствола, причем нагрев и измерение температуры производится одновременно в пределах локальных зон или всей длины распределенной оптоволоконной измерительной системы, расположенной в стволе скважины в исследуемом интервале глубин. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта. Способ заключается в целевой закачке в пласт контрастного по температуре меченого вещества и в последующем проведении измерений распределения температуры по длине ствола. При этом с целью повышения точности способа путем обеспечения оценки долей вкладов пластов/портов МГРП в приток в условиях технологического отбора, а также за счет исключения из расчетов недостоверной априорной информации о теплопроводности пласта скважину запускают на режим технологического отбора, диапазон необходимых длительностей которого обеспечивает необходимую для расчетов контрастность температурных аномалий в интервалах притока и при этом достаточен для очистки пласта от закачиваемой жидкости, определяется критерием: 0.1⋅G∑/Q<ΔT<0.3⋅G∑/Q, где G∑ - общий объем закачанной жидкости (м3),Q - усредненный технологический дебит отбора (м3/сут), после чего проводят оценку доли пластов в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания. Технический результат заключается в повышении точности определения доли вкладов отдельных перфорированных интервалов ГС или портов компоновки МГРП в суммарный приток в эксплуатационных мало- и среднедебитных нефтяных скважинах, где задача не может быть решена с помощью методов расходометрии. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах. Способ заключается в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах. При этом измерения производят непосредственно после запуска скважины до наступления стабилизации температуры в стволе скважины, в течение периода времени t, определяемого по формуле: t < V Q = π R 2 L Q , сут, где V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м3; L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м; R - радиус ствола, м; Q - дебит скважины, м3/сут. 1 ил.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и используется для добычи нефти и газа из одной скважины как при однопластовой, так и при многопластовой добыче

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при многопластовой добыче как нефти, так и газа
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для использования при добыче нефти или газа из нескольких пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовую залежь
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при совместной разработке нескольких пластов в скважине, эксплуатирующей многопластовую залежь, для мониторинга параметров флюида (нефти или газа) на этапах освоения скважины и ее эксплуатации с целью выявления и устранения пластовых перетоков

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх