Способ гидрогазодинамических исследований скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Способ включает измерение давления, температуры и расхода флюида на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления. При этом определяют функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления по формуле (1) или по формуле (2). При этом задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала: (3) и (4) или (5) и (4). Затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения системы уравнений (3) и (4) или (5) и (4) методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по формуле (6). Технический результат заключается в повышении точности определения продуктивных характеристик скважин. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и применяется при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Известен способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, включающий определение пластовых и забойных давлений, обработку результатов, построение индикаторных линий и определение коэффициентов линейного и квадратичного сопротивления в уравнении притока при нелинейном двучленном законе фильтрации газа к скважине (Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев «Добыча природного газа». - М: Недра, 1976, с.134).

Недостатком этого способа является необходимость проведения исследований на нескольких, как правило, пяти и более установившихся режимах работы скважины, что приводит к большой длительности исследований, особенно при низкой проницаемости продуктивных пластов.

Известен также способ исследования скважин по кривым стабилизации давления, включающий запуск скважины, измерение в ней давления, расхода газа, обработку полученных кривых стабилизации давления и определение коэффициентов линейного и квадратичного сопротивления в уравнении притока при нелинейном двучленном законе фильтрации газа к скважине (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М.Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.248).

Недостатком указанного способа является большая погрешность определения продуктивных характеристик скважины, в частности коэффициентов линейного и квадратичного сопротивления, по результатам обработки кривых стабилизации давления. При исследовании высокодебитных скважин, разрабатывающих продуктивные пласты с высокой проницаемостью, измеряемые параметры сопоставимы с погрешностью измерительного оборудования, что снижает точность результатов исследований.

Задачей изобретения является разработка способа исследований скважин, позволяющего определять продуктивные характеристики скважины по данным замеров на установившихся и (или) неустановившихся режимах фильтрации газа, повышение точности результатов газогидродинамических исследований скважин и уменьшение времени их проведения.

Техническим результатом решения этой задачи является повышение точности определения продуктивных характеристик скважин, экономия времени и средств на проведение исследований.

Поставленная задача достигается тем, что в способе газодинамических исследований, включающем измерение давления, температуры и расхода флюида на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления, согласно изобретению функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления определяют по формуле:

P m (0)-P m (t) = b (q 2 (t)-q 2 (0)) + c + 0 t q'(τ)h(t-τ)dτ ,    (1)

или по формуле:

P m P m ( t ) = b ( q 2 ( t ) q 2 ( 0 ) ) + c + 0 t ( q ( t τ ) q ( 0 ) ) h ' ( τ ) d τ , ( 2 )

где

Р(0) - давление флюида в скважине в начальный момент времени, t=0;

P(t) - давление флюида в скважине в момент времени t;

t - время;

m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=2 для газовых и газоконденсатных скважин;

b - коэффициент квадратичного сопротивления;

q(0) - расход флюида в скважине в начальный момент времени, t=0;

q(t) - расход флюида в скважине в момент времени t;

с - постоянный коэффициент;

h(t) - функция влияния,

при этом задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала:

P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 0 i 1 ( q j + 1 q j ) h ( t i t j ) , ( 3 )

P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )

или

P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 1 i ( q j q 0 ) ( h ( t i t j 1 ) h ( t i t j ) ) , ( 5 )

P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )

где

Ppi - расчетное давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

Pi - измеренное давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

P0 - измеренное давление флюида в скважине в момент начала первого интервала времени;

m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=1 для газовых и газоконденсатных скважин;

b - коэффициент квадратичного сопротивления;

q0 - измеренный расход флюида в скважине в момент начала первого интервала времени;

qi, qj, qj+1 - измеренный расход флюида в скважине соответственно на i-ом, j-ом и j+i-ом интервалах времени;

с - постоянный коэффициент;

h(ti-tj), h(tj-tj-i) - значения функции влияния соответственно в моменты времени t=ti-tj и t=ti-tj-1;

ti, tj - время начала соответственно i-го j-го интервалов времени;

vi, ui - соответственно положительная и отрицательная невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного;

i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N;

N - количество интервалов времени,

затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения системы уравнений (3) и (4) или (5) и (4) методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по формуле:

F = i = 1 N ( ν i + u i ) , ( 4 )

где

F - линейная функция;

vi, ui, - соответственно положительная и отрицательная невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного;

i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N;

N - количество интервалов времени.

Сущность способа иллюстрируется графическими материалами, где на фиг.1 показаны параметры замеров скважины; на фиг.2 - функция влияния; на фиг.3 - сопоставление фактических и расчетных кривых.

Способ реализуется следующим образом.

В процессе проведения газогидродинамических исследований скважины измеряют давление, температуру и дебит газа на одном или нескольких установившихся и (или) неустановившихся режимах работы. После завершения программы исследований обрабатывают весь массив данных, зарегистрированных за время проведения исследований, и определяют продуктивные характеристики скважины по формуле:

P m (0)-P m (t) = b (q 2 (t)-q 2 (0)) + c + 0 t q'(τ)h(t-τ)dτ ,    (1)

или по формуле

P m P m ( t ) = b ( q 2 ( t ) q 2 ( 0 ) ) + c + 0 t ( q ( t τ ) q ( 0 ) ) h ' ( τ ) d τ , ( 2 )

где

P(0) - давление флюида в скважине в начальный момент времени, t=0;

P(t) - давление флюида в скважине в момент времени t;

t - время;

m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=2 для газовых и газоконденсатных скважин;

b - коэффициент квадратичного сопротивления;

q(0) - расход флюида в скважине в начальный момент времени, t=0;

q(t) - расход флюида в скважине в момент времени t;

с - постоянный коэффициент;

h(t) - функция влияния;

Для этого задают период проведения исследований и разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от продуктивных характеристик скважины. Задают свойства функции влияния, например:

h ( t ) 0, d h d t 0, d 2 h d t 2 0, d 3 h d t 3 0, d 4 h d t 4 0, d 5 h d t 5 0, ( 7 )

которые при дискретизации, то есть при разбивке заданного периода на интервалы, принимают вид:

h ( t i ) 0, R i ( 1 ) = h ( t i ) h ( t i 1 ) t i t i 1 0, R i ( 2 ) = R i ( 1 ) R i 1 ( 1 ) t i t i 1 0, R i ( 3 ) = R i ( 2 ) R i 1 ( 2 ) t i t i 1 0, R i ( 4 ) = R i ( 3 ) R i 1 ( 3 ) t i t i 1 0, R i ( 5 ) = R i ( 4 ) R i 1 ( 4 ) t i t i 1 0, ( 8 )

где

i - порядковый номер интервала, i=1,2,3,…,N.

Для каждого интервала записывают уравнения для расчета давления флюида, которое при использовании формулы (1) имеет вид:

P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 0 i 1 ( q j + 1 q j ) h ( t i t j ) , ( 3 )

P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )

а при использовании формулы (2) имеет вид:

P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 1 i ( q j q 0 ) ( h ( t i t j 1 ) h ( t i t j ) ) , ( 5 )

P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )

где

Ppi - расчетное давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

Pi - измеренное давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

P0 - измеренное давление флюида в скважине в момент начала первого интервала времени;

m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=2 для газовых и газоконденсатных скважин;

b - коэффициент квадратичного сопротивления;

q0 - измеренный расход флюида в скважине в момент начала первого интервала времени;

qi, qj, qj+i - измеренный расход флюида в скважине соответственно на i-ом, j-ом и j+1-ом интервалах времени;

с - постоянный коэффициент;

h(ti-tj), h(ti-tj-i) - значения функции влияния соответственно в моменты времени t=ti-tj и t=ti-tj-1;

ti, tj - время начала соответственно i-го j-го интервалов времени;

vi, uj - положительная и отрицательная невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного;

i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N;

N - количество интервалов времени,

Затем определяют положительные и отрицательные невязки, характеризующие отклонение измеренного от расчетного значения давления:

v i = P i m P p i m , п р и у с л о в и и P i P p i , ( 9 )

u i = P i m + P p i m , п р и у с л о в и и P i P p i , ( 10 )

где

vi, ui - положительные и отрицательные невязки, характеризующие отклонение измеренного от расчетного значения давления;

Pi - измеренное среднее давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

Ppi - расчетное давление флюида в скважине на i-ом интервале времени;

i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N;

N - количество интервалов времени,

затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения уравнений (3) и (4) или (5) и (4) методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по формуле:

F = i = 1 N ( ν i + u i ) , ( 6 )

где

F - линейная функция;

vi, ui - положительные и отрицательные невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного;

i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N;

N - количество интервалов времени.

Пример конкретной реализации.

Газовая скважина 91 была исследована предлагаемым способом 17 июня 2002 года. После остановки и стабилизации давления скважина была запущена в работу с дебитом 549 тыс.м3/сут, через 24 мин остановлена и запущена вновь с дебитом 694 тыс.м3/сут, с которым работала 22 мин. В процессе газогидродинамических исследований в скважине регистрировались давление, температура и дебит газа. Изменение давления и температуры показано на фиг.1. Для обработки был задан период времени от 3765 сек до 7239 сек, который разбили на 250 интервалов одинаковой длительности. Обработка данных проводилась по формуле (2). Для каждого интервала были записаны уравнения (5) и (4), затем, путем их решения с помощью специального программного обеспечения методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния (8) и при условии минимума линейной функции (6), были определены коэффициент квадратичного сопротивления:

b=0,00046 (кг/см2/2/тыс.м3/сут)2,

равный квадратичному коэффициенту фильтрационного сопротивления в известном уравнении притока при нелинейном двучленном законе фильтрации газа к скважине (Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, К.С. Басниев "Добыча природного газа", - М: Недра, 1976, с.135):

P п л 2 P 2 = a q + b q 2 ,

где

Рпл - пластовое давление, измеренное в скважине на установившемся режиме с нулевым дебитом газа при проведении текущего исследования;

P - давление, измеренное в скважине на установившемся режиме при дебите газа q;

q - дебит газа, измеренный при установившемся режиме работы скважины;

а - линейный коэффициент фильтрационного сопротивления,

b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, и функция влияния, представленная на фиг.2, стабилизированное значение которой равно величине линейного коэффициента фильтрационного сопротивления в формуле (II):

a=0,1513 (кг/см2)2/(тыс.м3/сут).

Для оценки качества полученных результатов проведено сравнение расчетных и фактических кривых разницы квадратов пластового и текущего давления в скважине, представленное на фиг.3. Хорошее согласование расчетных и измеренных данных позволило использовать полученные коэффициенты фильтрационного сопротивления в качестве характеристик продуктивности скважины.

Предлагаемый способ повышает точность результатов исследований, поскольку обрабатывается весь массив зарегистрированных данных как на установившихся, так и на неустановившихся режимах работы скважины в период проведения исследований и проводится их сравнение с результатами расчета. Способ не требует исследования скважин на большом количестве режимов ее работы. Как правило, достаточно 1-2 режимов, причем стабилизация параметров на этих режимах не требуется, что существенно сокращает продолжительность исследований. При этом выпуск газа в атмосферу уменьшается в несколько раз, что снижает техногенную нагрузку на окружающую среду.

Способ гидрогазодинамических исследований скважин, включающий измерение давления, температуры и расхода флюида на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления, отличающийся тем, что определяют функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления по формуле:
P m (0)-P m (t) = b (q 2 (t)-q 2 (0)) + c + 0 t q'(τ)h(t-τ)dτ ,    (1)
или по формуле
P m ( 0 ) P m ( t ) = b ( q 2 ( t ) q 2 ( 0 ) ) + c + 0 t ( q ( t τ ) q ( 0 ) ) h ' ( τ ) d τ , ( 2 )
где Р(0) - давление флюида в скважине в начальный момент времени, t=0; P(t) - давление флюида в скважине в момент времени t; t - время; m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=2 для газовых и газоконденсатных скважин; b - коэффициент квадратичного сопротивления; q(0) - расход флюида в скважине в начальный момент времени, t=0; q(t) - расход флюида в скважине в момент времени t; c - постоянный коэффициент; h(t) - функция влияния; при этом задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала:
P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 0 i 1 ( q j + 1 q j ) h ( t i t j ) , ( 3 )
P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )
или
P p i m = P 0 m b ( q i 2 q 0 2 ) c j = 1 i ( q j q 0 ) ( h ( t i t j 1 ) h ( t i t j ) ) , ( 5 )
P i m = P p i m + ν i u i , ( 4 )
где Ppi - расчетное давление флюида в скважине на i-м интервале времени; Pi - измеренное давление флюида в скважине на i-м интервале времени; Р0 - измеренное давление флюида в скважине в момент начала первого интервала времени; m - показатель степени, m=1 для нефтяных скважин и m=2 для газовых и газоконденсатных скважин; b - коэффициент квадратичного сопротивления; q0 - измеренный расход флюида в скважине в момент начала первого интервала времени; qi, qj, qj+1 - измеренный расход флюида в скважине соответственно на i-м, j-м и j+1-м интервалах времени; с - постоянный коэффициент; h(ti-tj), h(ti-tj-1) - значения функции влияния соответственно в моменты времени t=ti-tj и t=ti-tj-1; ti, tj - время начала соответственно i-го и j-го интервалов времени; νi, ui - соответственно положительная и отрицательная невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного; i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N; N - количество интервалов времени, затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения системы уравнений (3) и (4) или (5) и (4) методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по формуле:
F = i = 1 N ( ν i + u i ) , ( 4 )
где F - линейная функция; νi, ui - соответственно положительная и отрицательная невязки, характеризующие отклонение измеренного давления от расчетного; i, j - порядковые номера интервалов времени, i=1,2,3,…,N; N - количество интервалов времени.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения. Аппаратура содержит термическую каротажную систему, выполненную в виде нагревателя, подключенного к источнику тока, термометра, соединенного выходом через усилитель с регистратором, и спускоподъемного устройства в виде лебедки с управляемым приводом, соединенного выходом с регистратором, а также кинематически связанного с лебедкой спускоподъемного устройства каротажного кабеля-троса, на конце которого закреплены друг над другом нагреватель и термометр. Дополнительно содержит блок управления, переключатель и скважинный профилемер с выходным прибором. При этом профилемер установлен на каротажном кабеле-тросе выше нагревателя, а его выход через выходной прибор подключен к блоку управления, выход которого через переключатель соединен или с управляющим входом источника тока нагревателя, или с управляющим входом управляемого привода лебедки спускоподъемного устройства. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 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.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга внутрискважинных параметров по всей длине скважины. Способ мониторинга внутрискважинных параметров, при котором с помощью источника лазерного излучения формируют заданной длительностью и частотой световой импульс, поступающий в оптоволоконный кабель, где по всей длине кабеля выделяют излучение рассеяния. Излучение рассеяния, поступающее в блок обработки, преобразуют в электрический сигнал и усиливают, затем из него выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера, где определяют частоту смещения полезного сигнала относительно частоты генерации источника лазерного излучения, а затем по ее значению вычисляют текущее значение параметра изменения давления, полученные данные сравнивают с заданными в первом контроллере, при отклонении от которых автоматически регулируют процесс добычи нефти в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления, в скважине управляют частотой вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданной величины увеличивают частоту вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления больше заданным значением уменьшают. 5 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс), где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м; Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Техническим результатом является повышение точности измерения давления насыщения нефти газом. Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине включает замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. При этом дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве. По данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени. Фиксируют появление выделившегося свободного газа, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор. Определяют величину давления насыщения нефти газом, сопоставляя кривую изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени. 1 табл., 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований. Техническим результатом является регистрация границ раздела фаз скважинного флюида и скорости течения каждой отдельной фазы в условно-горизонтальных скважинах. Устройство содержит корпус, в котором установлен блок датчиков давления, температуры, влагомера и дебитомера, блок электроники, соединенный, с одной стороны, геофизическим кабелем с наземной станцией управления и, с другой стороны, с указанными датчиками, стыковочный узел с головкой кабельного разъема и центратор. На корпусе с помощью рычажного механизма закреплен контрольно-измерительный модуль, включающий инклинометр и дополнительные датчики, по крайней мере, влагомера и дебитомера, связанные соединительным кабелем с блоком электроники, с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль вектора гравитации между обсадной трубой и корпусом, расположенным в нижней части профиля обсадной трубы посредством центратора и стыковочного узла, выполненного с приводом поворота корпуса с контрольно-измерительным модулем на угол смещения их от вектора гравитации, заданный инклинометром через блок электроники. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи. Техническим результатом является обеспечение измерения в режиме реального времени свойств скважинной текучей среды как во время бурения, так и во время эксплуатации скважины. Предложена система (100) датчиков для измерения технологического параметра текучей среды в скважинном местоположении, содержащая резонатор (110) параметра, который расположен в скважине (106), имеющий частоту резонанса, изменяющуюся в зависимости от технологического параметра текучей среды и который в ответ формирует резонансный акустический сигнал на частоте резонанса, указывающей технологический параметр. Кроме того система содержит акустический датчик (118), расположенный в местоположении вблизи над поверхностью, разнесенном от резонатора параметра, схему измерения (102), соединенную с акустическим датчиком, и акустический источник, соединенный с трубой в местоположении вблизи над поверхностью и разнесенном от резонатора параметра, размещенного в скважине. При этом акустический датчик выполнен с возможностью приема резонансного акустического сигнала, передаваемого с резонатора параметра, схема измерения выполнена с возможностью формирования выходного сигнала технологического параметра, соответствующего технологическому параметру текучей среды, в ответ на принятый резонансный акустический сигнал, а акустический источник выполнен с возможностью передачи акустического сигнала в скважину. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Наверх