Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов



Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов
Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов

 


Владельцы патента RU 2524728:

Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") (RU)

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов. Техническим результатом является повышение точности способа. Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента, последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений. При этом качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают условно стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации. Причем оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после его полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов. Предназначено для оценки текущего состояния разработки месторождения и потребности в корректировке проектных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Не останавливаясь на нюансах ГТМ по оптимизации отработки месторождения, залежи, пласта и/или их отдельных блоков, зон и участков и в тонкостях существующих способов (методов) интенсификации добычи, следует отметить, что наиболее экономически интересна, но и сложна в реализации, отработка двух (и более) продуктивных пластов посредством одной сетки эксплуатационных скважин с одновременным отбором продукции из них; раздельная отработка пластов, каждого по отдельной сетке скважин, требует больших объемов и обустройства и буровых работ, последовательная отработка сначала одного пласта, а затем другого, одной и той же сеткой скважин значительно затягивает срок отработки месторождения в целом и требует значительных затрат на перевод скважин с одного пласта на другой. Одновременная отработка двух пластов месторождения одной сеткой скважин, то есть параллельный отбор продукции из обоих пластов в каждую из эксплуатационных скважин при всех его очевидных преимуществах (минимизируются затраты на обустройство, сокращается срок отработки месторождения, существенно упрощается техника и технология промысловых работ), требует качественного учета и контроля отбора продукции, иначе хозяйствующий субъект рискует существенно увеличить долю «неизвлекаемых» запасов с очень дальней перспективой их извлечения. К отмеченному следует добавить, что отбор флюида (продукции) из породы-коллектора требует при оптимальной отработке месторождения, как минимум, восполнения пластовой энергии, тем более это восполнение необходимо, если требуется интенсификация фильтрационно-миграционных процессов в пласте; поэтому так важен покомпонентный (по нефти, по пластовой воде, по попутному газу) учет извлеченной продукции для объективной оценки энергетического состояния объекта эксплуатации в процессе его отработки и соблюдение баланса отбора продукции с подачей (закачкой) в пласт замещающего агента. Объемы закачки в пласт замещающего продукцию агента, как правило, превышают в разы объемы его добычи.

Современный уровень технологии учета совместно добываемых по одному стволу скважины продукций двух пластов характеризуются информацией в следующих патентных документах: SU 715781 А, 15.02.1980; SU 1122815 А, 07.11.1984; SU 1422983 А, 27.05.2000; SU 1730440 А, 30.04.1992; RU 2090912 С1, 20.09.1997; RU 2151279 С1, 03.04.1998; RU 2172403 С2, 20.08.2001; RU 2181882 С1, 27.04.2002; RU 2449118 С2, 13.07.2010; RU 2461709 С1, 20.04.2011; US 2009044617 А1, 19.02.2001; US 2010193187 А1, 05.08.2010.

Основой известных способов являются, как правило, сведения о физико-химических характеристиках пластовых флюидов в их изначальном (глубинном) состоянии, полученные путем отбора представительных проб, выбор в составе этих флюидов наиболее характерных (для каждого из пластов), так называемых реперных, составляющих, отслеживание содержания этих составляющих в общей добыче и вычисление количества продукции каждого пласта в долевом, процентном, объемном, весовом, массовом исчислении к общему количеству извлеченной продукции. Такими реперными составляющими в известной информации отмечены ванадий, сероводород, характерные ионы солей общей минерализации пластовых вод нефтяных месторождений и т.п.

К существенным недостаткам известных способов пообъектного (по пластам) учета продукции можно (и нужно) отнести необходимость специализированных лабораторий и квалифицированного персонала, то есть значительных материальных и трудовых затрат, при этом достоверность результатов, оперативность геолого-технического анализа этих результатов и коррекция параметров отработки пластов месторождения носит весьма условный характер. Эта ситуация отмечена, кстати, в существующих методических указаниях РД-153-39.0-110-01, М., Минэнерго РФ, 2002, раздел 5.2.2. В документе для контроля за текущим состоянием разработки месторождения предусматривается шесть, как минимум, вариантов решения задачи распределения отборов продукции по пластам при их совместной эксплуатации, при этом прямо указывается на допустимость «…новых методических решений, если они повышают обоснованность выводов для корректировки геолого-технических условий (ГТУ) объекта разработки».

Наиболее близким к предлагаемому способу дифференциации добычи скважины при одновременной работе двух пластов и смешении ее в процессе извлечения на поверхность (иначе - прототипом) является способ [RU 2461709 С1 20.01.2011], включающий лабораторное определение содержания реперного компонента (сероводорода) в продукции (флюиде) каждого из двух пластов путем отбора и исследования глубинных представительных проб на стадии начала разработки месторождения, а затем по периодически отбираемой устьевой пробе отслеживают содержание этого компонента в смеси продукции обоих пластов; определение количества продукции каждого из пластов сводится, при этом к несложному вычислению их по общеизвестным формулам (смешения, разведения, разбавления) двух сред. Существенными отличиями известного способа является использование конкретного реперного компонента (сероводорода) и то, что его содержание в устьевой пробе продукции двух пластов осуществляют портативным газоанализатором согласно «формуле» изобретения.

К недостаткам известного способа-прототипа следует отнести его узкую специализацию, то есть применение только для сероводородсодержащих нефтяных месторождений. Кроме того, это техническое решение позволяет учитывать продукцию скважины весьма приблизительно, тем более, что современные портативные газоанализаторы сероводорода работают с погрешностью ± %, а контроль и учет добытой пластовой воды также весьма условен без поправок на ее минерализацию и содержание мехпримесей.

Требуемый технический регламент (иначе - цель изобретения) заключается в придании известному решению большей универсальности, точности при минимизации трудовых затрат на его реализацию.

Решение задачи (цель) предлагаемого изобретения достигается тем, что в известном способе дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента (критерия сравнения), последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений, в качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации, при этом оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после ее полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды.

Сопоставительный анализ предлагаемого способа дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов, как совокупности существенных признаков (в том числе и отличительных), с решениями, известными из нормативно-технической и патентной документации позволяет утверждать, что объект соответствует всем критериям изобретения, в том числе критериям «новизна» и «неочевидность».

Реализация предлагаемого способа может быть проиллюстрирована графически (см. фиг.1), где «зависимость содержания реперного компонента в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=0,0866 и c=0,0372, а «зависимость общей минерализации попутнодобываемой воды в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=1,92 и c=6,14.

Для того чтобы определить долю нефти каждого из пластов в общем дебите скважины с ОРЭ двух объектов, в числе прочих сведений необходимо знать показания счетчика-расходомера с замерной установки о дебите скважины; мгновенные значения, часовые, суточные и т.п. показания по любой из скважин на промысле находятся в распоряжении так называемых ЦИТС (центральных инженерно-технологических служб) нефтедобывающего предприятия. Кроме того, необходимо регулярно (периодически) квалифицированно отбирать и анализировать устьевую пробу продукции, что также не представляет сложности при наличии устройства [RU, патент на полезную модель №100806, 27.08.2010], надежного в эксплуатации и обеспечивающего пробам максимальную представительность при их отборе, а хроматография углеводородов пробы на содержание в ней реперного компонента (С1+…С5) может быть произведена как в стационарных условиях, так и в условиях передвижной лаборатории.

Исходя из того, что изначально известны: интервал перфорации пласта, состав и степень минерализации пластовой воды, компонентный состав нефти, наличие (или отсутствие) в воде и нефти иных (не углеводородных) газов и/или элементов (веществ), пластовое давление и гидродинамические характеристики системы «пласт-флюид», а также пространственная ориентация, взаиморасположение и геометрическая форма всех характерных элементов месторождения, размещения продукции в пластах и ориентация ствола конкретной скважины относительно каждого из них при существующих (известных) средствах и методах контроля (и учета) проблемы по дифференциации добычи не должно быть, однако систематический непрерывный и высокоточный контроль и учет требует колоссальных материальных затрат, а периодический выборочный (по месту и времени) контроль и учет с привлечением минимально необходимых средств не дает качественной (объективной) оценки состояния месторождения (тем более по пластам).

В связи с вышеизложенным в качестве поясняющего суть изобретения материала предлагаем конкретный пример его реализации. Так, например, одно из нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется следующим образом. Промышленные запасы нефти заключены (сосредоточены) в двух объектах, находящихся в эксплуатации уже более двадцати лет. Нефть пласта А (глубина залегания 1400…1450 метров) по неоднократным анализам глубинных проб характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 106 нм3/т, плотность - 0,835 т/м3, компоненты (% масс.) C1 - 4,70, С2 - 4,42, С3 - 1,59, С4 - 2,85, С5 - 2,79, СO2 - 0,03, N2 - 0,13, C6+ вышекипящие (условный компонент - остаток) - 83,49), нефть пласта Б (глубина залегания 1200…1220 метров) характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 51 нм3/т, плотность - 0,855 т/м3, компоненты (% масс) d - 3,09, С2 - 0,06, С3 - 0,13, С4 - 0,23, С5 - 0,20, СO2 - 0,02, N2 - 0,05, C6+ вышекипящие (условный компонент - остаток) - 96,22). Минерализация пластовых (подстилающих) вод составляет для пласта А 8,06 г/л, а для пласта Б 6,14 г/л, при этом в добывающих скважинах отбор продукции осуществляется (по результатам геолого-промысловых и геофизических исследований) только из верхней части пласта А (порядка двадцати метров по стволу скважины) и пласта Б (пятнадцать метров) соответственно. В связи с решением о нецелесообразности проведения изоляционных работ по отсечению обводнившихся интервалов перфорации стволов скважин продукция одной из них по пласту А характеризуется обводненностью в 20%, а продукция другой, соседней, скважины (по пласту Б) характеризуется обводненностью в 60%, при этом дебиты этих скважин по жидкости составляют соответственно 30 и 40 т/сутки. Одна из скважин, по которой осуществляют так называемую одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), характеризуется дебитом по жидкости 50 т/сутки (по состоянию на 01.07.2012) при обводненности смеси продукции пластов в 70%. Отобрав очередную представительную устьевую пробу на этой скважине, установили, что реперный компонент (С1+…С5) составил 0,09% масс. в общем количестве добываемого пластового флюида, при этом общая минерализация отделенной пластовой воды составила 7,87 г/л, а содержание мехпримесей составляет 0,41 г/л. Анализ частиц мехпримесей после удаления водорастворимых фрагментов показал, что вынос материала породы-коллектора практически отсутствует (следы), а основная масса мехпримесей - это продукт коррозии металла труб и интенсивность процесса коррозии в пересчете составляет 0,41 г/л·Qводы (35 м3/сутки или 35000 л/сутки)=14350 г/сутки или 14,35 кг/сутки или 5,238 т/год, что чревато (при локальной интенсивной коррозии) нарушением герметичности колонны остановкой скважины и проведением ремонтно-изолировочных работ в стволе или капитальным ремонтом. Возвращаясь к дифференциации добычи по анализу устьевой отобранной пробы, изначальным параметрам нефтей и пластовых вод обоих объектов (А и Б) устанавливаем по общеизвестным формулам из общей химии (см. точку G на фиг.1), что скважина выдает на поверхность 9 т/сутки нефти пласта А, 6 тонн/сутки нефти пласта Б, воды пласта А 3,5 тонн/сутки, воды пласта Б 31,5 тонн/сутки, что соответствует обводнености по пласту А 28% масс., по пласту Б 84% масс., доля добычи воды пласта А в смеси попутнодобываемой воды 0,9% масс. (см. точку М на фиг.2).

С достаточной для промысловой практики точностью контроль отработки месторождения с ОРЭ пластов вышеизложенным способом достаточно проводить не чаще раза в месяц, способ не сложен в реализации, промышленно применим и подлежит охране патентом на изобретение согласно заявлению автора.

Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента (критерия сравнения), последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений, отличающийся тем, что в качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают условно стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации, при этом оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после его полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Изобретение относится к геофизике. Сущность: способ включает определение пористости трещин и расчет показателя удельного сопротивления на различных глубинах трещинного коллектора на основе данных, полученных при помощи керна полного диаметра, и отображения данных каротажного зондирования; создание модели перколяционной сетки, сочетающей матрицу и трещину, при известных особенностях структуры пор; калибровку результатов численного моделирования в соответствии с моделью перколяционной сетки на основе данных эксперимента с использованием керна и анализа результатов, полученных при использовании герметизированого керна, с последующим установлением зависимости между показателем удельного сопротивления (I) и водонасыщенностью (Sw) при различной трещинной пористости; расчет насыщенности трещинного коллектора углеводородами посредством подбора интерполяционной функции.

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.

Изобретение относится к системам передачи телеметрической информации для морских буровых установок. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, чувствительности, а также снижение энергетического потенциала электромагнитного канала передачи телеметрической информации при меньшем количестве приборов, необходимых для передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу.

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к способу и устройству для контроля давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины в естественном залегании без нарушения герметичности скважины или конструкции скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Техническим результатом является повышение точности определения технического состояния УЭЦН за счет использования классификаторов, отражающих одновременно вероятности присутствия пяти классов технического состояния УЭЦН. Устройство содержит дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, включающее погружной электродвигатель. Дополнительно в состав устройства введены блоки погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации. 3 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений. Определение теплофизических условий на скважинах осуществляют на двух соседних скважинах месторождения, характеризующихся наличием в разрезе просадочных ММП, приводящих к осложнениям при их протаивании. При этом в каждой скважине термометрические устройства устанавливают за наружными обсадными колоннами для измерения температуры в заколонном пространстве скважины вблизи ММП и на устье скважины для регистрации температуры флюида внутри каждой скважины в первый и второй текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени наступления протаивания ММП вокруг каждой из них. Полученные значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводят в выражение, с помощью которого определяют эмпирический коэффициент, зависящий от температуропроводности пород. Сравнивая в процессе мониторинга изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания и ширину сквозной талой щели с их реальными значениями, измеренными в процессе проникновения газа, образующегося при протаивании газогидратосодержащих пород, прогнозируют техническое состояние скважин. Техническим результатом является повышение эффективности интенсификации добычи нефти. 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте. Способ повышения продуктивности добывающих скважин заключается в применении технологии дилатационно-волнового воздействия. При этом осуществляют синхронизацию работы станков-качалок в скважинах, оснащенных оборудованием для создания дилатационно-волнового воздействия. Для обеспечения указанной синхронизации глубинное оборудование оснащают датчиками регистрации упругих колебаний и каналами передачи принятого сигнала на поверхность в шкаф управления работой станка-качалки. Причем синхронизация работы каждого станка-качалки на месторождении обеспечивается с частотой сигнала, генерируемого станком-качалкой задающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей технике и может быть использована для контроля технического состояния насосных штанг. Техническим результатом является повышение эффективности работы насосной установки, сокращение несчастных случаев и снижение расходов на техобслуживание. Предложена интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги, содержащая центр мониторинга, устройство дистанционного беспроводного доступа для связи с ним, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, радиочастотный блок чтения/записи и радиочастотный чип памяти. При этом блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг соединен с радиочастотным чипом памяти, расположенным на насосных штангах, и устройством дистанционного беспроводного доступа. Причем радиочастотный блок чтения/записи и блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг выполнены с возможностью считывания с радиочастотного чипа памяти параметров движения и состояния насосных штанг и сохраняют их. Кроме того, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг включает в себя главный микропроцессор и элементы, связанные с ним, составляющие сторожевую цепь, цепь сигнала, флэш-память и схему USB интерфейса. При этом цепь сигнала дополнительно соединена с трансформатором тока, а главный микропроцессор связан с устройством дистанционного беспроводного доступа. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований. Проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины с последующим нормированием результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент. Рассчитывают нормированный дебит для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета и с учетом поправочного коэффициента. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима, анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме. Если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду и исследования прекращают. Если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений. 5 табл.

Изобретение относится к шлангокабелям, предназначенным для работ в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано для перемещения предметов, в частности приборов в горизонтальных скважинах. Устройство по одному из вариантов представляет собой шлангокабельную компоновку, которая состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом. Устройство содержит электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей. Торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра. Конец шлангокабеля большего диаметра закрыт, а начало закрыто и имеет аксиальное отверстие, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра, содержащий второй канал, связанный с объемом между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. Шлангокабель меньшего диаметра связан своими каналами с каналом напорного шлангокабеля и сливом во внешнюю среду через четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением. Доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки. Технический результат заключается в повышении технологичности проведения исследований наклонных и горизонтальных скважин, сокращении стоимости и затрат времени на проведение исследований. 4 н.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп. При этом каждая такая репрезентативная группа соответствует некоторым измеренным параметрам состояния буровой скважины (например, диапазон измеренных значений отклонения и/или диапазон измеренных азимутальных углов). Формы акустических сигналов, сохраненные, по меньшей мере, в одной из групп, накладываются одна на другую для получения усредненной формы сигнала. Впоследствии такая усредненная форма сигнала может подвергаться обработке, например, с использованием алгоритма определения меры когерентности для получения, по меньшей мере, одного значения замедления акустической волны. Технический результат - повышение точности каротажных данных. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов, при изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами менее 0,4 град, делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции, при изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции. 1 ил.,1 пр.

Изобретение относится к области каротажа в процессе бурения скважин и предназначено для передачи сигналов измерения из скважины на поверхность по беспроводному каналу связи. Техническим результатом является упрощение технологии передачи сигналов с забоя скважины, повышение скорости и информативности передающего сигнала. Предложен способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи, включающий возбуждение электрического тока в колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и регистрацию на поверхности изменения напряжения, вызванного пульсацией тока в трубе. При этом полезным сигналом служит изменение напряжения на зажимах приемной цилиндрической катушки, являющегося функцией переменного тока, текущего в трубе возбуждаемого при помощи переменной ЭДС, приложенной к диэлектрической вставке. Предложено также устройство для осуществления указанного способа, которое содержит источник переменного тока, подсоединенный к колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и наземную цилиндрическую приемную катушку с магнитопроводом в виде коаксиально установленного колонне труб полого цилиндра. При этом приемных катушек может быть несколько, установленных друг над другом и снабженных полосовыми усилителями, выходы которых суммируются на входе регистратора напряжения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх