Способ для анализа скважинных данных (варианты)

Изобретение относится к способу для анализа скважинных данных. Техническим результатом является определение достоверности измерений, выполняемых прибором для испытания в процессе бурения. Способ заключается в том, что устанавливают связь по давлению между датчиком давления прибора и пластом, выполняют первое снижение давления прибором, измеряют данные, указывающие на давление, датчиком давления, определяют по меньшей мере один показатель достоверности на основании данных о давлении и отображают по меньшей мере один показатель достоверности. Причем по меньшей мере один показатель достоверности является представляющим наклон кривой давления в конце цикла повышения давления. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 48 ил.

 

Текст описания приведен в факсимильном виде.

1. Способ определения достоверности измерений, выполняемых прибором для испытания в процессе бурения, расположенным в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, заключающийся в том, что:
устанавливают связь по давлению между датчиком давления прибора и пластом;
выполняют первое снижение давления прибором;
измеряют данные, указывающие на давление, датчиком давления;
определяют по меньшей мере один показатель достоверности на основании данных о давлении; и
отображают по меньшей мере один показатель достоверности;
причем по меньшей мере один показатель достоверности является представляющим наклон кривой давления в конце цикла повышения давления.

2. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют идентификацию скважинного условия; и отображают идентифицированное условие.

3. Способ по п.1, в котором при определении по меньшей мере одного показателя достоверности используют методику сравнения параметров.

4. Способ по п.1, в котором при определении по меньшей мере одного показателя достоверности используют методику анализа рассеяния шума.

5. Способ по п.1, в котором при определении по меньшей мере одного показателя достоверности используют методику анализа тренда.

6. Способ по п.5, в котором методика анализа тренда содержит отражение данных о давлении за конец цикла повышения давления.

7. Способ по п.5, в котором методика представляет собой методику глобального анализа.

8. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют второе снижение давления.

9. Способ по п.8, в котором параметры второго снижения давления основаны по меньшей мере частично на по меньшей мере одном показателе достоверности.

10. Способ по любому из пп.1-9, в котором дополнительно осуществляют определение второго показателя достоверности с использованием одной из методики из группы, состоящей из методики сравнения давлений, методики прогнозирования параметров, методики корреляции модели, методики сравнения датчиков и методики избыточного давления.

11. Способ определения достоверности измерений, выполняемых прибором, расположенным в стволе скважины, проходящем через подземный пласт, заключающийся в том, что:
выбирают множество скважинных условий;
связывают отличающееся значение с каждым из скважинных условий;
выполняют скважинное измерение;
идентифицируют одно из скважинных условий на основании скважинного измерения;
передают на наземный дисплей значение, связанное с идентифицированным условием;
принимают значение на наземном дисплее; и
отображают знаки, указывающие на идентифицированное скважинное условие.

12. Способ по п.11, в котором дополнительно определен по меньшей мере один показатель достоверности и отображают показатель достоверности.

13. Способ по п.11, в котором идентификация одного из скважинных условий содержит определение множества показателей достоверности и сравнение каждого показателя достоверности с заданным порогом.

14. Способ по п.11, дополнительно содержащий этапы, на которых:
идентифицируют множество событий, связанных с работой скважинного прибора;
выбирают точки данных для передачи скважинным прибором, при этом точки данных выбирают в зависимости от событий и функции роста;
определяют значения, связанные с событиями и точками данных, для передачи скважинным прибором;
передают на наземный дисплей определенные значения; и
отображают переданные данные на скважинной каротажной диаграмме.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается способа и системы для получения характеристик градиентов состава и свойств текучей среды коллектора, представляющего интерес, и анализа свойств коллектора на основе таких градиентов.

Изобретение относится к оборудованию для подводной добычи нефти. .

Изобретение относится к области петрофизических исследований определения объема (количества) связанной воды породы и может быть использовано для определения важнейшего параметра - нефтегазонасыщенности пород - при оценке запасов месторождений.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. .
Изобретение относится к построению геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа. .

Изобретение относится к способу определения акустических характеристик глинистой корки, образующейся при бурении скважины, таких как подвижность флюида и пьезопроводность глинистой корки.

Изобретение относится к способу определения акустических характеристик глинистой корки, образующейся при бурении скважины, таких, как подвижность флюида и пьезопроводность глинистой корки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины

Изобретение относится к способу оценки вероятности добычи на буровой площадке

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оперативного исследования пластов бурящихся поисково-разведочных скважин без подъема бурильных труб при проведении исследований

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи. Технический результат направлен на получение уточненной оценки коэффициента газоотдачи, которая основана на калиброванном соотношении между изменениями изотопного состава одного или более компонентов добытого газа и коэффициентом газоотдачи для объема, дренированного продуктивной газовой скважиной. Способ оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной газовой скважиной, включает: калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи. Взятие пробы газа, добытого из продуктивной скважины, и анализ пробы для получения изотопного состава компонента добытого газа. Использование калибровки, полученной ранее, и определенного изотопного состава для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной. Использование оценки коэффициента газоотдачи и совокупного объема газа, добытого из газовой скважины, для определения объема, дренированного газовой скважиной. 8 з.п. ф-лы, 3 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 нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока. Во входном отверстии щели выполнены по горизонтали по всей высоте трубопровода и направлены навстречу потоку жидкости Глубина щелей меняется от малой вблизи стенок трубопровода до наибольшей вблизи оси трубопровода. Напротив входного отверстия в пробозаборной трубке выполнена вертикальная щель. 1 табл., 4 ил.

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований. Устройство предназначено для определения динамики изменения веса образца породы в процессе капиллярной прямоточной пропитки и расчета на основе полученных данных некоторых петрофизических параметров, в частности количества защемленного газа. В устройстве реализовано автоматическое сохранение уровня контактирующей с образцом жидкости без жесткой или упругой связи с буферной емкостью, подпитывающей водой образцовую камеру. Это позволяет проводить, практически без погрешности, постоянное взвешивание образцовой камеры с образцом, который в процессе впитывания воды за счет капиллярного насыщения постоянно увеличивает свой вес. Данные изменения веса во времени, зафиксированные электронными весами, обрабатываются с помощью компьютера. Техническим результатом является повышение точности оценки динамики насыщения породы за счет гидродинамической связи образцовой камеры и буферной емкости. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях. Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных. На основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти. Статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп по математической формуле. При комплексной интерпретации данных выявлена зависимость коэффициента вариации Ксп от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленной математической формулой. 5 ил.

Изобретение относится к способу для анализа скважинных данных

Наверх