Способ газодинамического исследования скважины



Способ газодинамического исследования скважины
Способ газодинамического исследования скважины
Способ газодинамического исследования скважины
Способ газодинамического исследования скважины

 


Владельцы патента RU 2527525:

Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") (RU)

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 области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин.

Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации (см п. РФ №2067663 от 09.01.92 г. по кл. E21B 47/00, 47/06, опубл. 10.10.96 г.), позволяющий рассчитать текущую относительную проницаемость призабойной зоны пласта. Способ предусматривает графоаналитическую обработку данных на основе сопоставления предыдущих полных промысловых исследований и текущих неполных исследований, что приводит к погрешностям, влияющим на достоверность полученных результатов.

Известен способ исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации (Зотов Г. А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин [Текст] / под ред. Г.А.Зотова, 3.С.Алиева. - М: Недра, 1980, с.121), в котором рассчитывают коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В путем построения графиков, т.е. для каждого режима вычисляют отношение разности квадратов пластового и забойного давлений (Рпл, Рз) к дебиту (Q) Р п л 2 Р з 2 Q , и по полученным значениям строят график зависимости от Q. Коэффициент фильтрационного сопротивления А определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на вертикальной оси. Коэффициент фильтрационного сопротивления В определяется как тангенс угла наклона прямой к горизонтальной оси. Недостатком данного способа является невысокая эффективность исследования скважин, ввиду того, что значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В определяют визуально по графику, что приводит к большим погрешностям и в итоге к недостоверности полученных результатов.

Также по данному источнику коэффициенты фильтрационных сопротивлений могут быть рассчитаны аналитически, ввиду чего для каждого режима вычисляют Р п л 2 Р з 2 Q и методом наименьших квадратов определяют коэффициенты линейной зависимости для уравнения Р п л 2 Р з 2 Q = A + B Q . Недостатком этого способа является невысокая эффективность исследования скважины, обусловленная тем, что при определении коэффициентов фильтрационных сопротивлений возможны большие вычислительные погрешности, связанные с переходом от квадратичной зависимости вида Р п л 2 Р з 2 = A Q + B Q 2 к линейной, вида Р п л 2 Р з 2 Q = A + B Q . К недостаткам вышеуказанных способов следует отнести также отсутствие критерия, по которому можно определить точность проведенных измерений, а значит, и достоверность полученных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Известен способ газогидродинамических исследований скважин, в котором измеряют давление, температуру и дебит газа на установившихся режимах работы скважины, с последующим расчетом экспериментальных коэффициентов индикаторных линий (коэффициентов фильтрационных сопротивлений a1, b1 (см. п. РФ №2232266 от 10.11.02 г. по кл. E21B 47/00, опубл. 10.07.04 г.). Рассчитывают дебиты для каждого режима по коэффициентам индикаторных линий текущего исследования и определяют показатель, характеризующий их отклонение от значений дебитов, полученных в результате измерений, затем по коэффициентам индикаторных линий, полученных при обработке предыдущих исследований, рассчитывают для каждого режима дебиты и определяют показатель, характеризующий их отклонение от дебитов, рассчитанных при текущих исследованиях. Если оба показателя меньше заданных значений, исследования завершают, а если один или оба показателя больше или равны заданным значениям, проводят дополнительные исследования для уточнения характеристик скважины.

К недостаткам способа относится то, что в случае неудовлетворительной оценки достоверности полученных результатов не даются указания на источник ошибки в проведенных измерениях. Кроме того, для оценки достоверности результатов обработки ГДИ необходимы результаты предыдущего исследования, когда-либо проводившегося на этой скважине, что не всегда возможно, и значения допустимых показателей отклонения текущих дебитов от расчетных для данного месторождения. Эти показатели зависят от особенностей месторождения и определяются расчетным или опытным путем.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, обеспечивает повышение эффективности проведения газодинамических исследований за счет:

повышения достоверности результатов обработки данных ГДИ без использования результатов предыдущих ГДИ для данной скважины и допустимых показателей отклонения дебитов для всего месторождения, а также возможности определения источника ошибки при проведении измерений;

сокращения времени и расходов на проведение повторных замеров.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа газодинамического исследования скважины, включающего следующие операции:

проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины;

проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы по формулам

p з i = P з i P п л , ( 1 )

где: рзi - нормированное забойное давление на i-м режиме;

Рзi - забойное давление на i-м режиме;

Рпл - пластовое давление;

q i = Q i Q max , ( 2 )

где: qi - нормированный дебит на i-м режиме;

Qi - дебит на i-м режиме;

Qmax - максимальный дебит;

определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротив-

лений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент по формуле

c = 1 1 n i = 1 n ( p з i 2 + a q i + b q i 2 ) , ( 3 )

где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

c - поправочный коэффициент;

n - количество режимов; производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента по формуле

q ˜ i = a + a 2 4 b ( p з i 2 1 ) 2 b , ( 4 )

где: q ˜ i - нормированный дебит, рассчитанный без учета поправочного коэффициента;

и с учетом поправочного коэффициента по формуле

q ˜ с i = a + a 2 4 b ( p з i 2 1 + с ) 2 b , ( 5 )

где: q ˜ с i - нормированный дебит, рассчитанный с учетом поправочного коэффициента;

рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле

Δ i = | q ˜ i q ˜ c i | q ˜ c i 100 % , ( 6 )

где: Δi - показатель отклонения дебита на i-м режиме,

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 по формулам

A = P п л 2 Q max a , ( 7 )

где: А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, приведенные 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.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию новизны.

Перевод из одной единицы измерения в другую может служить источником погрешностей или грубых ошибок. Чтобы сделать способ обработки результатов ГДИ универсальным, удобным для любых производственных условий и независящим от используемых единиц измерения, проводят нормирование путем приведения результатов измерения к безразмерному виду. К тому же, в силу особенностей электронной обработки данных, переход в безразмерные величины, значения которых заключены в интервале [0; 1], повышает точность обработки данных.

Известен численный расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления в двучленной формуле притока газа к забою скважины (А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука. 1995, с.182):

P п л 2 Р 0 i 2 = a 1 Q 0 i + b 1 Q 0 i 2 , ( 9 )

где P п л 2 - пластовое давление, измеренное в скважине на i-м установившемся режиме с нулевым дебитом газа при проведении текущего исследования;

P0i. - давление, измеренное в скважине на i-м установившемся режиме текущего исследования;

Q0i - дебит газа, измеренный на i-м установившемся режиме текущего исследования;

a1, b1 - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

i - номер режима текущего исследования.

В предлагаемом способе для определения нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений исследования необходимо решить систему уравнений вида

1 з з 1 2 = a q 1 + b q 1 2 , 1 з з 2 2 = a q 2 + b q 2 2 , 1 з з n 2 = a q n + b q n 2 , ( 10 )

где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

n - количество режимов (измерений).

Данная система уравнений в общем случае является переопределенной и наиболее точным образом может быть решена путем минимизации функционала вида (Ильин В. А. Линейная алгебра [Текст] / В.А.Ильин, Э.Г. Позняк. - М.: «Наука», 1999, с 100)

F ( a , b ) = ( 1 α ) S 2 ( a , b ) + α S 4 ( a , b ) min , ( 11 )

где: α-параметр регуляризации, принимающий значения из отрезка [0; 1], при α=0 решение задачи будет совпадать с классическим методом наименьших квадратов;

S2(a, b) - сумма вторых степеней невязок уравнений;

S4(a, b) - сумма четвертых степеней невязок уравнений.

S2(a, b) и S4(a, b) находят по формулам

S 2 ( a , b ) = i = 1 n ( 1 p з i 2 a q i + b q i 2 ) 2 , ( 12 )

S 2 ( a , b ) = i = 1 n ( 1 p з i 2 a q i b q i 2 ) 4 . ( 13 )

После вычисления нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b уравнение притока газа к скважине в нормированных величинах примет вид

1 p з 2 = a q + b q 2 . ( 14 )

Для повышения точности расчета дебита скважины и оценки достоверности проведенных измерений в уравнение 14 притока газа к скважине вводят поправочный коэффициент с, рассчитываемый по формуле 3. Поправочный коэффициент с в первую очередь характеризует, насколько достоверно измерены забойные давления и дебиты при проведении ГДИ. В идеальном случае строгого соблюдения технологии проведения ГДИ поправочный коэффициент c=0.

Для оценки достоверности проведенных ГДИ производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента и с учетом поправочного коэффициента, а также показатель отклонения дебита для каждого режима по формулам. Расчет показателя отклонения дебита для каждого режима дает возможность определения источника ошибки при проведении измерений, что позволяет сократить время и расходы на проведение повторных замеров. Так, если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, а 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.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат. Таким образом, заявляемые существенные признаки не следуют явным образом из уровня техники, т.е. соответствуют условию изобретательского уровня.

Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.

Проводят газодинамические исследования на установившихся режимах работы скважины. Регистрируют пластовое давление, а также забойное давление и дебит газа на шести режимах эксплуатации скважины. Величина пластового давления составила Рпл=10,34 МПа, а максимального дебита газа - Qmax=490 тыс.м3/сут. Полученные значения забойного давления и дебита газа на разных режимах эксплуатации скважины представлены в таблице 1.

Таблица 1
Номер режима i Забойное давление Рзi, МПа Дебит газа Qi, тыс.м3/сут
1 10,25 169
2 10,22 212
3 10,18 262
4 10,12 312
5 10,05 371
6 9,88 490

Проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Нормированное забойное давление на 1-м режиме, рассчитанное по формуле 1, составит

p з 1 = P з 1 P п л = 10,25 10,34 = 0,9913

Нормированный дебит скважины на 1-м режиме, рассчитанный по формуле 2, составит

q 1 = Q 1 Q max = 169 490 0,3449

Аналогичным способом проводят нормирование результатов измерений забойного давления и дебита газа на 2-6-м режимах. Результаты нормирования представлены в таблице 2.

Таблица 2
Номер режима, i Нормированное забойное давление, рзi Нормированный дебит скважины, qi
1 0,9913 0,3449
2 0,9884 0,4327
3 0,9845 0,5347
4 0,9787 0,6367
5 0,9720 0,7571
6 0,9555 1,0000

Затем путем минимизации функционала вида 11 определяют значения нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b текущего исследования. Значения составили: а=0,016244; b=0,070052.

Рассчитывают поправочный коэффициент с по формуле 3

с = 1 1 n i = 1 n ( p з i 2 + a q i + b q i 2 ) = = 1 1 6 { ( 0,9913 2 + 0,016244 0,3449 + 0,070052 0,3449 2 ) + + ( 0,9884 2 + 0,016244 0,3449 + 0,070052 0,3449 2 ) + + ( 0,9845 2 + 0,016244 0,3449 + 0,070052 0,3449 2 ) + + ( 0,9787 2 + 0,016244 0,3449 + 0,070052 0,3449 2 ) + + ( 0,9720 2 + 0,016244 0,3449 + 0,070052 0,3449 2 ) + + ( 0,9555 2 + 0,016244 1 + 0,070052 1 2 ) } = 1 1 6 { 0,9966 + 0,9971 + 0,9980 + 0,9966 + 0,9972 + 0,9993 } = 1 1 6 5,9848 = 0,002533

Поправочный коэффициент равен с=0,002533.

Производят расчет нормированного дебита газа для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента из уравнения 4. Нормированный дебит газа для первого режима без учета поправочного коэффициента равен

q ˜ 1 = a + a 2 4 b ( p з 1 2 1 ) 2 b = 0,016244 + 0,0162244 2 4 0,070052 ( 0,9913 2 1 ) 2 0,070052 = 0,3947

Аналогично проводят расчет для остальных 5-ти режимов.

Рассчитывают нормированный дебит газа для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений с учетом поправочного коэффициента из уравнения 5. Нормированный дебит газа для первого режима с учетом поправочного коэффициента равен

q ˜ c 1 = a + a 2 4 b ( p з 1 2 1 + с ) 2 b = = 0,016244 + 0,016244 2 4 0,070052 ( 0,9913 2 1 + 0,002533 ) 2 0,070052 = 0,3580

Аналогично проводят расчет для остальных 5-ти режимов. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле 6. Показатель отклонения дебита для первого режима составит

Δ i = | q ˜ 1 q ˜ c 1 | q c 1 100 % = | 0,3580 0,3947 | 0,3580 100 % = 10,25 %

Результаты проведенных расчетов приведены в таблице 3.

Таблица 3
Номер режима q ˜ i q ˜ c i Δi, %
1 0,3947 0,3580 10,25
2 0,4696 0,4378 7,26
3 0,5562 0,5287 5,20
4 0,6679 0,6444 3,65
5 0,7801 0,7597 2,69
6 1,0045 0,9882 1,65

Так как показатели отклонения дебита Δi на режимах 1-3 превысили допустимый предел в 5%, то результаты измерений на этих режимах признают недостоверными.

Проводят повторные замеры забойного давления и дебита газа на данных режимах с последующим нормированием результатов измерений по формулам 1, 2. Полученные результаты представлены в таблице 4.

Таблица 4
Номер Забойное Нормированное Дебит газа, Нормированный
режима, i давление, забойное Qi, Дебит
Рзi, МПА давление, рзi тыс.м3/сут скважины, qi
1 10,24 0,9903 172 0,3510
2 10,21 0,9874 209 0,4265
3 10,17 0,9836 259 0,5286

Заново проводят вычисление значений нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b и поправочного коэффициента с для 1-6 режимов. Значения составили:

a=0,034520; b=0,051876; c=0,000093

Для оценки достоверности проведенных измерений проводят расчет нормированного дебита q, для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента из уравнения 4 и нормированного дебита q ˜ c i с учетом поправочного коэффициента из уравнения 5, а также показатель отклонения дебита Δi по формуле 6. Результаты повторных расчетов, проведенных на шести режимах, представлены в таблице 5.

Таблица 5
Номер режима q ˜ i q ˜ c i Δi, %
1 0,3614 0,3601 0,36
2 0,4369 0,4358 0,27
3 0,5271 0,5261 0,20
4 0,6276 0,6267 0,15
5 0,7521 0,7513 0,11
6 1,0043 1,0037 0,07

В данном случае показатель отклонения дебитов на каждом режиме не превышает допустимые 5%, следовательно, результаты проведения ГДИ можно признать достоверными и по значениям нормированных коэффициентов фильтрационных сопротивлений вычислить их размерные значения по формулам 7, 8

A = P п л 2 Q max a = 10,34 2 490 0,034520 = 0,007532 М П А 2 / т ы с . м 3 / с у т

МПа2/(тыс.м3/сут)2.

Таким образом, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию промышленная применимость.

Заявляемое техническое решение соответствует критерию патентоспособности, а именно условию новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.

Способ газодинамического исследования скважины, заключающийся в том, что проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины, после чего проводят нормирование результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы по формулам
p з i = P з i P п л ,
где: рзi - нормированное забойное давление на i-м режиме;
Рзi - забойное давление на i-м режиме;
Рпл - пластовое давление,
q i = Q i Q max ,
где: qi - нормированный дебит на i-м режиме;
Qi - дебит на i-м режиме;
Qmax - максимальный дебит,
затем определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент по формуле
c = 1 1 n i = 1 n ( p з i 2 + a q i + b q i 2 ) ,
где: a, b - нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
c - поправочный коэффициент;
n - количество режимов,
после чего производят расчет нормированного дебита для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета поправочного коэффициента по формуле
q ˜ i = a + a 2 4 b ( p з i 2 1 ) 2 b ,
где: q ˜ i - нормированный дебит, рассчитанный без учета поправочного коэффициента;
и с учетом поправочного коэффициента по формуле
q ˜ с i = a + a 2 4 b ( p з i 2 1 + с ) 2 b ,
где: q ˜ с i - нормированный дебит, рассчитанный с учетом поправочного коэффициента,
далее рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима по формуле
Δ i = | q ˜ i q ˜ c i | q ˜ c i 100 % ,
где: Δi - показатель отклонения дебита на i-м режиме,
после чего анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме, причем, если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду по формулам
A = P п л 2 Q max a ,

где: А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, приведенные к размерному виду,
и исследования прекращают, а 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.



 

Похожие патенты:

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.
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.

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.

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины. При наличии цементного кольца за обсадной колонной проводят геофизические исследования и определяют длину незацементированной части обсадной колонны. Производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой части обсадной колонны. Отрезают трубу обсадной колонны в скважине на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части обсадной колонны. Извлекают незацементированную часть обсадной колонны. Далее в скважину от устья до забоя спускают колонну труб малого диаметра с перфорированными отверстиями и заглушкой на конце. При этом суммарная площадь перфорированных отверстий превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра не менее чем в два раза. После чего в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель и дополнительную колонну труб. Далее производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации скважины. 4 ил.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным. Техническим результатом является повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Метод позволяет для маркера, уже имеющего отметки на некоторой, называемой опорной, группе скважин, вычислить их для скважин из другой группы. Для каждой скважины W, на которой ищется значение глубины маркера, выбираются скважины опорной группы, отстоящие от скважины W на заданном расстоянии, и среди них выбирается скважина с наибольшим значением коэффициента корреляции, при этом точка, в которой этот максимум достигается, назначается искомой отметки маркера. С помощью проверяющих тестов осуществляют поиск скважин, в которых функция корреляции меньше, чем максимальное значение коэффициента корреляции, а коэффициент качества корреляции больше, чем максимальное значение коэффициента корреляции. После чего добавляют найденную скважину к опорной группе скважин. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 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 нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов. Технический результат настоящего изобретения заключается в увеличении точности и достоверности определения профиля притока в многопластовой скважине на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины. При этом нет необходимости в выстойке скважины между промывкой скважины и перфорацией, и не требуется измерять скорость изменения температуры в скважине до ее перфорации. Технический результат достигается тем, что осуществляют охлаждение призабойной зоны перед перфорацией скважины. Проводят перфорацию скважины и измеряют температуру потока в скважине над каждой зоной перфорации. Определяют дебит каждого продуктивного пласта, учитывая толщины зон перфорации и используя результаты измерений температуры, полученные в интервале между окончанием начальной стадии добычи, характеризующейся сильным влиянием объема скважины и быстрым изменением температуры потока в скважине, и временем, начиная с которого влияние охлаждения призабойной области скважины на измерения температуры становится незначительным. 7 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод о смене одного режима работы скважины на другой при пересечении кривых первой и второй главных компонент. Согласно изобретению одновременно с фиксированием расхода газа и забойного давления отбирают пробы воды, в которых определяют содержание хлорид-иона. При содержании хлорид-иона, соответствующем его содержанию в конденсационной воде, выпадающей за счет изменения термодинамических условий газового потока, делают вывод, что смена режима свидетельствует об изменении коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта за счет изменения напряженного состояния горных пород.
Наверх