Способ выявления газогидратов в низкотемпературных породах

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах (НП) при строительстве и эксплуатации скважин в НП. Техническим результатом, на достижение которого направлен предлагаемый способ, является повышение его эффективности за счет выявления газогидратных пород, залегающих в низкотемпературных породах ниже подошвы многолетнемерзлых пород. Для этого проводят стандартный электрокаротаж скважины в низкотемпературных породах, выделяют в них область возможного залегания газогидратов и гидратообразования. В выделенной области низкотемпературных пород по данным стандартного элктрокаротажа регистрируют зоны, в которых измеренные значения кажущегося электрического сопротивления НП равны не менее 15 Ом·м. Проводят прокачку теплоносителя в исследуемом интервале пород, после чего осуществляют термометрию с использованием высокочувствительных термометров, обеспечивающих погрешность измерений температур не более 0,01°C, и проводят поиск зон, температура пород в которых, относительно самой низкой зарегистрированной температуры в выделенной зоне, не менее чем на 0,2-0,5°C ниже температур пород, прилегающих к границам обнаруженных зон. При этом последние зоны рассматриваются в качестве зон, содержащих газогидраты. За область возможного залегания и гидратообразования принимают область залегания пород, характеризующуюся наличием в ней термобарических условий существования газогидратов в породах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах (НП) при строительстве и эксплуатации скважин в НП.

Наиболее близким к предлагаемому является способ выявления газогидратных пород в криолитозоне, заключающийся в том, что проводят стандартный электрокаротаж скважины, осуществляют ее термометрию и проводят поиск зон, содержащих газогидраты (см. патент РФ №2428559, Е21В 36/00, Е21В 47/06, 2011).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная тем, что он не позволяет выявлять газогидратные породы, залегающие в низкотемпературных породах ниже подошвы многолетнемерзлых пород (ММП).

Техническим результатом, на достижение которого направлен предлагаемый способ, является повышение его эффективности за счет выявления газогидратных пород, залегающих в низкотемпературных породах ниже подошвы ММП.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе выявления газогидратов в низкотемпературных породах, заключающемся в том, что проводят стандартный электрокаротаж скважины в геологическом разрезе ее низкотемпературных пород (НП), осуществляют ее термометрию и проводят поиск зон, содержащих газогидраты, стандартный электрокаротаж скважины проводят в НП, залегающих ниже подошвы многолетнемерзлых пород, а перед термометрией скважины в НП выделяют область возможного залегания газогидратов и гидратообразования (ЗГО), характеризующуюся термобарическими условиями существования газогидратов в породах, в выделенной области НП по данным стандартного электрокаротажа регистрируют зоны, в которых измеренные значения кажущегося электрического сопротивления (КЭС) не менее 15 Ом·м, и осуществляют прокачку в скважине теплоносителя, а после термометрии проводят поиск зон, температура пород в которых, относительно самой низкой зарегистрированной температуры в выделенной в зоне, не менее чем на 0,2-0,5°C ниже температур пород, прилегающих к границам обнаруженных зон, при этом последние рассматривают в качестве зон, содержащих газогидраты, а также за счет того, что за область возможного залегания газогидратов и гидратообразования принимают область залегания пород, характеризующуюся наличием термобарических условий существования газогидратов в породах и ее определяют как участок залегания пород в геологическом разрезе скважины, где значения давлений в породах, при соответствующих этим давлениям значениях температур, равны гидростатическим или аномальным давлениям, которые не ниже значений равновесных давлений гидратообразования и соответствующих им значениях температур, не выше равновесных, при соответствующем компонентном составе природного газа на данном участке залегания пород и, кроме того, за счет того, что термометрию в скважине осуществляют с использованием высокочувствительных термометров (ВЧТ), обеспечивающих погрешность измерений температур не более 0,01°C.

Сущность изобретения поясняется диаграммой на фиг.1, на которой показаны результаты исследования скважин в разрезе низкотемпературных пород, залегающих ниже подошвы ММП. На фиг.1 позициями 1, 2, 3, 4 обозначены данные термометрии для скважин №301, №501, №601 и №1001; соответственно, позицией 5 - местоположения точек, соответствующих глубине залегания подошвы ММП для каждой скважины; позицией 6 - расположенная на определенных глубинах область возможного залегания газогидратов и гидратообразования. Позицией 7 обозначены выявленные для каждой скважины интервалы глубин, где расположены породы с пониженными температурами (низкотемпературная аномалия) в исследованном разрезе НП; позицией 8 - зоны залегания пород со значениями КЭС, равными значениям не ниже 15 Ом·м; позицией 9 - точки, где зарегистрирована самая низкая температура в соответствующих зонах расположения пород для каждой скважины (эта температура пород на 0,2°С-0,5°С ниже по сравнению со значениями температур пород, прилегающих к границам выделенных зон; позициями 10 и 11 обозначены верхняя (кровля) и нижняя (подошва по глубине) границы термобарической области возможного залегания газогидратов и гидратообразования; позицией 12 обозначена глубина залегания криолитозоны (определяется нулевой изотермой, зарегистрированной для исследованных скважин).

Для четырех рассмотренных скважин северного месторождения на фиг.1 приведены термограммы с выявлением газогидратов в НП ниже подошвы ММП, которые зарегистрированы для скважин №301, №501, №601 и №1001. Для скважины №501 термометрию осуществляли после окончания закачки цемента за промежуточную колонну диаметром 245 мм через 24 часа после простоя скважины. Для скважины №601 регистрацию осуществили после окончания бурения ствола под кондуктор диаметром 324 мм. В случае скважины №301 термометрию проводили в интервале глубин 0-1450 м при контроле технического состояния скважины после отбора газа из пласта. Для скважины №1001 термометрию осуществили в интервале глубин 0-1489 м после воздействия на породы теплоносителя, а именно после отбора газа с забоя при проведении контроля технического состояния скважины.

Способ реализуется следующим образом. В НП скважины при геофизических исследованиях геологического разреза низкотемпературных пород проводят ее стандартный электрокаротаж. Электрокаротаж проводят в НП, залегающих ниже подошвы ММП. После этого осуществляют термометрию скважины. Перед термометрией скважины в НП выделяют область возможного залегания газогидратов и гидратообразования, характеризующуюся условиями возможного существования газогидратов в породах. В выделенной области НП по данным стандартного электрокаротажа регистрируют зоны, в которых измеренные значения кажущегося электрического сопротивления НП равны не менее 15 Ом·м, после чего осуществляют прокачку в скважине теплоносителя.

Затем проводят поиск зон (позиция 8 на фиг.1), температура пород в которых, относительно самой низкой зарегистрированной температуры (позиция 9) в выделенной зоне, не менее чем на 0,2°C-0,5°C ниже температуры пород, прилегающих к границам обнаруженных зон. Эти зоны рассматриваются в качестве зон, содержащих газогидраты. При этом проводимую на скважине термометрию следует проводить, используя методы высокочувствительной термометрии, которая обеспечивает погрешность измерения температур не более 0,01°C.

В качестве прокачки теплоносителя в скважинах могут рассматриваться используемые при строительстве скважины прокачка бурового раствора в стволе разреза НП при бурении, промывка ствола перед спуском обсадной колонны в НП или закачка цемента при цементировании скважины в разрезе НП. Также в качестве прокачки теплоносителя в скважинах применяется отбор флюида из скважины при ее испытании или при исследовании ее технического состояния.

Термометрию следует проводить после окончания прокачки теплоносителя, например закачки цемента в скважину. Как правило, ее проводят не ранее, чем через 10-15 часов после окончания закачки цемента. Данные по термометрии при этом могут быть получены после проведенной любой прокачки теплоносителя в скважине.

Следует отметить, что по данным значений давлений и температур пород области возможного залегания газогидратов и гидратообразования в исследуемом разрезе скважины в указанной области с учетом полученных данных проведенного стандартного электрокаротажа регистрируют зоны, в которых измеренные значения КЭС низкотемпературных пород равны не менее 15 Ом·м. После этого осуществляют термометрию скважины и проводят поиск зон, температура пород в которых, относительно самой низкой зарегистрированной температуры в выделенной зоне, не менее чем на 0,2°C-0,5°C ниже температур пород, прилегающих к границам обнаруженных зон. Такие зоны рассматриваются в качестве зон, содержащих газогидраты.

За область возможного залегания газогидратов и гидратообразования принимают область залегания НП, характеризующуюся термобарическими условиями существования газогидратов в породах. Ее определяют как участок залегания НП в геологическом разрезе скважины, где значения давлений в породах при соответствующих этим давлениям значениях температур равны гидростатическим или аномальным давлениям, которые не ниже значений равновесных давлений гидратообразования и соответствующих им значениях температур, которые не выше равновесных значений при определеном компонентном составе природного газа в данной области залегания НП.

Данную область можно определить и по результатам параметрического разведочного бурения на месторождении с регистрацией в низкотемпературном разрезе скважины сооветствующих значений пластовых давлений и естественных температур пород.

Использование воздействия повышенной температуры теплоносителя на исследуемые породы в разрезе скважины и регистрация более низких температур в зонах с повышенными значениями КЭС в породах после окончания прокачки теплоносителя позволяет выявить с учетом проведенной термометрии наличие в исследуемых породах фазового перехода при разложении газогидратов и, соответственно, более интенсивное поглощение тепла в выделенных зонах, приводящее к снижению температур в этих выделенных зонах. Этот факт указывает на наличие в этих зонах газогидратов.

Рассмотрим примеры выявления газогидратосодержащих пород, используя данные термометрии (см. диаграмму на фиг.1). Для четырех рассмотренных скважин северного месторождения на фиг.1 приведены термограммы с выявлением газогидратов в НП ниже подошвы ММП. Эти термограммы сняты для скважин №301, №501, №601 и №1001. При этом для скважины №501 термограмма зарегистрирована после окончания закачки цемента за промежуточную обсадную колонну скважины диаметром 245 мм через 24 часа после окончания закачки цемента и простоя скважины (позиция 2 на фиг.1). Для скважины №601 термограмма снята после окончания бурения ствола скважины под кондуктор диаметром 324 мм (позиция 3 на фиг.1). Для скважины №301 термометрия проведена на глубинах в интервале значений 0-1450 м во время контроля технического состояния скажины после отбора газа из пласта (позиция 1 на фиг.1). Для скважины №1001 термометрия проведена на глубинах в интервале значений 0-1489 м также после воздействия на породы теплоносителя (позиция 4 на фиг.10).

На диаграмме (см. фиг.1) самая низкая температура, отмеченная позицией 9 в выделенных зонах (позиция 8), соответствует глубине расположения пласта с гидратами (она может находиться в середине выделенной зоны в случае одинаковой гидронасыщенности пород в зоне).

Подошва ММП, ниже которой исследуется разрез НП, показана на фиг.1 для всех скважин позицией 5. Подошва криолитозоны с пониженными температурами в НП показана позицией 12 на фиг.1, при этом для исследуемых скважин она прослеживается до глубин 280 м. На глубине 200 м температуры НП для исследованных скважин изменялись в пределах значений 0-2,0°C.

При наличии на глубине 200 м в скважинах пород нормального гидростатического пластового давления 2,0 МПа или повышенного аномального давления (выше гидростатического), например 2,5 МПа, и проникновении в них глубинного газа с глубины 750 м и более в них может существовать газогидратая залежь. Проведенные исследования показали, что в породах в выделенной ЗГО (позиция 6 на фиг.1) при давлении, например, равном 2,5 МПа и температуре пород минус 2,0°C и ниже могут залегать и образовываться газогидраты с определенным составом природного газа. Отмеченное позволяет выделить глубину 200 м как верхнюю границу (кровлю) ЗГО (позиция 10). Учитывая, что на глубине 560 м температура пород может изменяться от 7,5°C до 10,2°C при соответствующем пластовом равновесном давлении гидратообразования, то следует считать, что в этих прородах могут существовать газогидраты при определенном метановом составе газа. Эта глубина (позиция 11 на фиг.1) принята за нижнюю границу (подошву) ЗГО.

Как видно из данных, представленных на диаграмме фиг.1, исследования по выявлению газогидратов в НП проводятся в интервале 200 - 560 м. Это ниже глубины залегания подошвы ММП (для скважин №301 и №501 глубина залегания подошвы ММП отмечена, соответственно, на глубинах 52 м и 48 м (позиция 5); для скважины №601 - на глубине 97 м и для скважины №1001 - на глубине 80 м) для рассматриваемых скважин в пределах зоны ЗГО, где по термобарическим условиям и с учетом данных термометрии могут быть выделены зоны с газогидратами.

Рассмотрим реализацию данного способа на примере скважины №301.

Для этой скважины проводят стандартный электрокаротаж в выделенной области ЗГО и регистрируют в ней зону на глубинах 222 м - 247 м с КЭС пород, равным 16-23 Ом·м в зоне (позиция 8 на фиг.1). В дальнейшем после окончания строительства этой скважины проводят контроль ее технического состояния с отбором газа (теплоносителя) из скважины с забоя в течение 10 часов. После окончания отбора газа (теплоносителя) через 7 часов в ней проводят высокочувствительную термометрию с выделением интервала пород на глубинах 220 м - 240 м, в которой зарегистрировано понижение температуры. В данном интервале глубин отмечается самая низкая температура (позиция 9), равная 15,6°C. По сравнению с температурой пород, равной 15,8°C и 16,3°C на границе зоны (позиция 8), она на 0,2-0,7°C ниже температуры 15,6°C. Таким образом, можно считать, что в породах в выделенной зоне (позиция 8), содержатся газогидраты.

При бурении данной скважины в зоне ЗГО отмечалось повышение газосодержания метанового газа в буровом растворе при проходке указанных выше газогидратных интервалов. При дальнейшем углублении скважины отмечалось, и в нем также фиксировалось повышение газосодержания, что буровой раствор имел повышенную положительную температуру, что также указывает на наличие газовых (газогидратных) пластов в ЗГО. Как показывают проведенные исследования, это связано с разложением газогидратов под воздействием повышенной температуры бурового раствора и с выделением свободного газа при бурении в НП. Отмеченный фактор повышения газосодержания бурового раствора при бурении в ЗГО также подтверждает наличие газогидратов в исследованном разрезе НП.

По исследованным четырем скважинам породы с учетом данных электрокаротажа выделены зоны (позиция 8 на фиг.1) с высокими значениями КЭС. Для скважины №301 в интервале глубин 222 м - 247 м КЭС=16-23 Ом·м. Для скважины №501 в интервале глубин 210 м - 238 м КЭС=17-24 Ом·м. Для скважины №601 в интервале глубин 218 м - 228 м КЭС=15-21 Ом·м. Для скважины №1001 в интервале глубин 220 м - 243 м КЭС=17-22 Ом·м. При этом следует обратить внимание на то, что эти зоны располагаются внутри интервалов глубин (позиция 7) с пониженными температурами пород и включают внутри себя породы (позиция 9 на фиг.1), имеющие самую низкую температуру. Породы по исследованным скважинам в выделенных зонах (позиция 8 на фиг.1) считаются содержащими газогидраты.

При бурении указанных выше скважин в зоне ЗГО отмечалось повышение газосодержания метанового газа в буровом растворе при проходке интервалов глубин, где имеются газогидраты. При дальнейшем углублении скважин используемый буровой раствор характеризовался повышенной положительной температурой. Это указывало на наличие газовых пластов в ЗГО, в том числе газогидратных.

Точки, где обнаруживались минимальные температуры (позиция 9 на фиг.1) в выделенном низкотемпературном интервале глубин (позиция 7), а также наличие зон (позиция 8) со значениями КЭС не менее 15 Ом·м позволяют надежно выделять породы с газогидратами.

Выделяющийся при разложении газогидратов охлажденный газ в выявленных зонах (позиция 8 на фиг.1) в свободном виде движется вверх и вниз в указанных интервалах глубин (позиция 7) и дополнительно охлаждает окружающие породы с образованием в них хорошо прослеживаемых на диаграмме «низкотемпературных воронок температур» (позиция 7 на фиг.1) относительно наиболее низкой температуры (позиция 9 на фиг.1) в низкотемпературном интервале глубин.

Использование предлагаемого способа позволяет повысить его эффективность за счет выявления газогидратных пород, залегающих в низкотемпературных породах ниже подошвы ММП. Он также позволяет надежно выявлять газогидраты и картировать газогидратные залежи по данным термометрии скважин при их строительстве на более глубокие продуктивные горизонты. В этом случае отпадает необходимость в проведении специальных геологоразведочных трудоемких работ по отбору и исследованию кернов с газогидратами.

1. Способ выявления газогидратов в низкотемпературных породах, заключающийся в том, что проводят стандартный электрокаротаж скважины, содержащей в геологическом разрезе ее низкотемпературные породы (НП), осуществляют ее термометрию и проводят поиск зон, содержащих газогидраты, отличающийся тем, что стандартный электрокаротаж скважины проводят в НП, залегающих ниже подошвы многолетнемерзлых пород (ММП), а перед термометрией скважины в НП выделяют область возможного залегания газогидратов и гидратообразования, характеризующуюся наличием в ней термобарических условий существования газогидратов в породах, в выделенной области НП по данным стандартного электрокаротажа регистрируют зоны, в которых измеренные значения кажущегося электрического сопротивления НП равны не менее 15 Ом·м, и осуществляют прокачку в скважине теплоносителя, а после термометрию и проводят поиск зон, температура пород в которых, относительно самой низкой зарегистрированной температуры в выделенной в зоне, не менее, чем на 0,2-0,5°C ниже температур пород, прилегающих к границам обнаруженных зон, при этом последние рассматривают в качестве зон, содержащих газогидраты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что за область возможного залегания газогидратов и гидратообразования принимают область залегания НП, характеризующуюся термобарическими условиями существования газогидратов в породах, которую определяют как участок залегания НП в геологическом разрезе скважины, где значения давлений в породах при соответствующих этим давлениям значениях температур равны гидростатическим или аномальным давлениям, которые не ниже значений равновесных давлений гидратообразования и соответствующих им значениях температур, не выше равновесных, при определенном компонентном составе природного газа в данной области залегания НП.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что термометрию в скважине осуществляют с использованием высокочувствительных термометров, обеспечивающих погрешность измерений температур не более 0,01°C.



 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к области геофизических исследований в нефтегазовых скважинах. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электроцентробежных насосов - УЭЦН для контроля текущих характеристик погружных электродвигателей - ПЭД и нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении продуктивности пластов в процессе бурения скважин. .

Изобретение относится к области изучения физических свойств пористых неоднородных материалов и может быть использовано для определения характеристик порового пространства и теплопроводности образцов горных пород и минералов

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Технический результат направлен на определение уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры. 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважине и может быть применено при электромагнитной дефектоскопии многоколонных конструкций стальных труб. Способ заключается в излучении зондирующих импульсов с помощью генераторного соленоида, расположенного внутри исследуемых труб, ось которого совпадает с осью исследуемых труб, и измерении ЭДС, наведенной в приемных катушках процессом спада электромагнитного поля. При этом измеряют магнитный поток, вызванный зондирующими импульсами генераторного соленоида, с помощью датчиков, расположенных по периметру прибора на расстоянии r от оси зонда, напротив торца генераторного соленоида, по N секторам, в радиальном направлении. Технический результат заключается в расширении области применения и повышении качества дефектоскопии труб. 10 ил.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных, газовых и гидротермальных скважинах. Техническим результатом является улучшение эксплуатационных характеристик прибора и расширение сферы его применения. Прибор содержит составной корпус, в котором установлены датчики - локатора муфт (ЛМ), гамма - каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ), размещенные последовательно сверху вниз, в герметичной части составного корпуса - датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ. Причем датчики Т и W смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния и установлены в месте корпуса, на котором выполнены две пары взаимоперпендикулярных, разных по ширине сквозных окон, снабженных поперечными перемычками, причем прибор снабжен модулем расходомера, содержащим центратор, хвостовик, корпус и установленную по оси корпуса турбинку с датчиками оборотов и направления вращения. В верхней части прибора дополнительно установлен датчик усилий F, между прибором и модулем расходомера дополнительно установлены стыковочный узел с фиксатором и двухшарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел с осевым смещением осей вращения относительно продольной оси прибора, а прибор снабжен дополнительным объемным модулем или влагомера (W), или термовлагомера (T-W), или вискозиметра (В). 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи углеводородов и проведения исследований и скважинных операций в скважине без подъема насосного оборудования. Байпасная система скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, имеющей, по меньшей мере, два пласта, состоит из установленного на колонне труб Y-образного блока, к нижней части которого параллельно присоединены насосная установка и колонна байпасных труб с посадочным ниппелем для установки съемной глухой пробки. Ловильная головка расположена при установке съемной глухой пробки в ниппель в Y-образном блоке над колонной байпасных труб, а последняя скреплена с насосной установкой при помощи хомутов. Посадочный ниппель выполнен с возможностью установки в нем геофизической пробки вместо съемной глухой пробки. В скважине ниже байпасной системы с насосной установкой установлены, по меньшей мере, два пакера механического, гидромеханического или гидравлического действия. Каждый из пакеров установлен над соответствующим пластом скважины, а между ними на уровне пластов установлено, по меньшей мере, по одной скважинной камере с установленным в ней штуцером или регулятором расхода, или стационарной оправкой или управляемым клапаном с гидравлическим, электрическим или механическим управлением с возможностью регулирования проходного сечения или имеющие две позиции открыто и закрыто. Над верхним пакером установлен разъединитель колонны труб, на который в разъединенном состоянии установлен адаптер. На нижнем конце колонны труб установлена заглушка или ниппель-воронка. Кроме того, в байпасной системе скважинной насосной установки посадочный ниппель выполнен с возможностью установки в нем геофизической пробки на место съемной глухой пробки, снизу на колонне байпасных труб закреплена ниппель-воронка. Выше последней колонна байпасных труб и насосная установка соединены между собой посредством опорного элемента. Под посадочным ниппелем на колонне байпасных труб установлен телескопический патрубок. Съемная глухая пробка выполнена в верхней части со сдвижной юбкой для выравнивания давления и в нижней части с наконечником для закрепления проволоки или каната. Способ байпасирования проводят путем спуска в скважину прибора на геофизическом кабеле с установленной на геофизическом кабеле геофизической пробкой. На геофизическом кабеле устанавливают два молотка с фрикционной вставкой или внутренней поверхностью с зубчатой насечкой. Нижний молоток устанавливают на 10-20 м выше геофизического прибора. Верхний - на расстоянии большем или равном расстоянии от места установки геофизической пробки в Y-образном блоке до нижней границы исследуемого пласта. Геофизическую пробку выполняют с внутренней сдвижной втулкой для выравнивания давления. В результате достигается повышение надежности работы скважинного оборудования при проведении исследований в скважинах в эксплуатационной колонне ниже насосной установки, за счет безаварийного извлечения съемной глухой и геофизической пробок в процессе проведения исследований. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона. Способ включает стимулирование напряжения в пласте вокруг ствола скважины для образования в нем характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением. Проведение измерений, отражающих геометрию ствола скважины, с использованием компоновки низа бурильной колонны (КНБК), вращаемой в стволе скважины, геометрия которого отображает стимулированные напряжения в пласте. Создание изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии. Оценку азимутальной вариации стимулированного напряжения в пласте по глубине скважины. Изменение параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины. Строят модель скважины с вычисленными параметрами данных. Затем сравнивают измеренные данные на забое и поверхности скважины с данными модели и проверяют достоверность измеренных данных. Далее диагностируют расхождение между измеренными данными и смоделированными, по результатам которого осуществляют регулировку работы механизма искусственного подъема. Способ направлен на обеспечение расширения объема анализа скважины и компонентов системы добычи для эффективной оптимизации добычи в целом. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 16 ил.
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низко проницаемых пластов в бурящейся скважине. Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении низко проницаемых пластов. Данный технический результат достигается следующим образом - проводят фоновый гамма-каротаж, закачивают в открытый ствол «меченый» буровой раствор, проводят расхаживание бурового оборудования. В интервал исследования, после расхаживания бурового оборудования (НКТ), закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его. Проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции, после чего проводят гамма-каротаж. Полученный результат сопоставляют с фоновым замером.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к системе и способу минимизации поглощения бурового раствора в пределах подземных пластов-коллекторов. Техническим результатом является снижение потерь материалов и повышение эффективности эксплуатации скважин. Система содержит один или более источников обеспечения данных, представляющих совокупность трещин в пласте-коллекторе, процессор компьютера, связанный с одним или более источниками данных, причем процессор компьютера содержит используемые в компьютере носители, содержащие исполнительный код компьютера, состоящий из первого программного кода для выбора множества материалов для борьбы с потерями бурового раствора из списка доступных материалов для борьбы с потерями бурового раствора, в соответствии с данными, представляющими совокупность трещин, и второго программного кода, связанного с первым программным кодом и предназначенного для определения оптимизированной смеси выбранных материалов для борьбы с потерями бурового раствора для применения к совокупности трещин, и причем оптимизированная смесь основана на сравнении статистических распределений выбранных размеров материалов для борьбы с потерями бурового раствора и размеров совокупности трещин. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах при строительстве и эксплуатации скважин в НП

Наверх