Способ исследования технического состояния скважины



Способ исследования технического состояния скважины
Способ исследования технического состояния скважины
Способ исследования технического состояния скважины

 


Владельцы патента RU 2500886:

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА" (RU)

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 нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин.

Известен принятый за прототип способ исследования технического состояния скважин путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль оси ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных вдоль ствола скважины на определенном расстоянии друг от друга, с последующим сопоставлением полученных термограмм / а.с. СССР №1411446, кл. Е21В 47/00, 1983/.

Недостатком известного способа является сложность его реализации.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение практической реализации способа.

Данный технический результат достигается за счет того, что в известном способе исследования технического состояния скважины путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, с последующим сопоставлением полученных термограмм, Сопоставление полученных диаграмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или наличии в ней перетоков флюида.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.

Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлена схема устройства для реализации способа; на фиг.2 - термограммы, полученные за один проход скважины двумя идентичными термометрами, расположенными на расстоянии X друг от друга вдоль ее оси; на фиг.3 - диаграмма корреляционной функции двух полученных термограмм.

Устройство для реализации способа в скважине 1 с насосно-компрессорной трубой (НКТ 2) содержит каротажную систему, включающую в себя два идентичных термометра 3 и 4, закрепленные на каротажном кабеле 5 на известном расстоянии X вдоль ствола скважины.

Один из термометров может быть выполнен с возможностью его смещения вдоль каротажного кабеля 5, что позволяет изменять расстояние X между термометрами 3 и 4.

Имеются также измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4 в скважину 1 с помощью спускоподъемного устройства 7 (СПУ 7), два усилителя 8, 9, коррелятор 10 и регистратор 11. В качестве последнего может использоваться компьютер.

Электрические связи между электронными блоками представлены на фиг.1.

Электрические сигналы с термометров 3, 4 с СПУ 7 поступают на усилители 8, 9 и измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4. Усилители 8, 9 связаны с входами коррелятора 10, выход которого подключен к регистратору 11. Выходы усилителя 8 и измерителя 6 глубины погружения также связаны с входами регистратора 11.

Способ реализуется следующим образом. С помощью СПУ 7 опускают систему термометров 3, 4 вдоль ствола скважины 1 с равномерной скоростью V, предварительно установив расстояние X между термометрами 3, 4 максимальным для данного устройства.

При этом осуществляется двукратная регистрация распределения температуры вдоль ствола скважины.

На фиг.2 представлены две кривые температурных распределений, искусственно сдвинутые одна относительно другой. На глубине h1 (фиг.1, 2) скважины 1 термометры 3, 4 пересекают породу с повышенной теплопроводностью. В связи с этим на распределениях температуры появляются температурные аномалии.

Температурные аномалии, возникающие от наличия в породе пластовых неоднородностей 12, носят стационарных характер, поэтому регистрируемые термометрами 3, 4 аномалии совпадают по форме.

На глубине h2 термокаротаж позволяет выделить интервалы перетоков флюида, например, через негерметичное заколонное пространство 13 (фиг.1). Регистрируемая термометрами 3, 4 аномалия теплового поля в этом случае носит нестационарный характер и термометры 3, 4 зарегистрируют различную форму температурной аномалии (фиг.2).

Сигналы с термометров 3, 4 после их усиления в усилителях 8, 9 подаются на коррелятор 10. Время t запаздывания одного сигнала относительно другого задается в корреляторе равным t=X/V.

Значение коэффициента K корреляции двух сигналов до глубины h1 будет близко к единице, а на глубине h2 будет меньшим единицы, поскольку здесь сигналы не совпадают между собой (фиг.3).

На регистратор 11 подаются сигналы с одного из термометров, с коррелятора 10 и измерителя 6 глубины.

По значению корреляционной функции между двумя сигналами на термограмме можно диагностировать наличие геофизических аномалий в горной породе и наличие перетоков флюида через негерметичную колонну за один проход двух термометров вдоль ствола скважины.

Для уточнения результатов исследований термокаротаж можно проводить при различных скоростях V и различных расстояниях X между термометрами.

1. Способ исследования технического состояния скважины путем двукратной регистрации 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, отличающийся тем, что сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствия в ней перетоков флюида.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.



 

Похожие патенты:

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.

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

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 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.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины. Получают интегрированную индикаторную кривую (IPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и интегрированную индикаторную кривую (IPR2), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны. Получают значение для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2. Определяют в точке смешения начальную долю притока флюида из первой продуктивной зоны и начальную долю притока флюида из второй продуктивной зоны. Получают первую суммарную кривую оттока (TPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья. Определяют в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первую долю притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первую долю притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21). Машиночитаемый носитель, доступный для процессора, содержит программу, которая включает команды для вышеперечисленных действий. Техническим результатом является повышение эффективности оценки доли притока из продуктивной зоны. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения параметров забоя и призабойной зоны во время спуско-подъемных операций с последующим расчетом притока/оттока жидкости на забое и вычислением скин-фактора, проницаемости или мощности коллектора. Способ, в котором в процессе перемещения колонны труб в скважине осуществляют измерения давления двумя датчиками, один из которых установлен над пакером, а второй - ниже пакера. По результатам измерения давления определяют плотность флюида и определяют динамическое забойное давление в зависимости от плотности флюида, постоянной силы тяжести, заданной скорости перемещения колонны бурильных труб, площади поперечного сечения колонны бурильных труб, пластового давления, коэффициента продуктивности скважины. 12. з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх