Способ исследования скважины


 


Владельцы патента RU 2527960:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Согласно способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации. Останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний термометра и расходомера. Выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известен способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений, согласно которому в нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину опускают подземную компоновку, состоящую из колонны труб, оснащенной выше пластов и между пластами пакером. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одной скважинной камере со съемным элементом в виде регулятор-штуцера с обратным клапаном или без него для подачи рабочего агента или индикатор-трассера или химического раствора, либо в виде глухой пробки для отсекания пласта, либо в виде глубинного прибора со штуцером или без него для движения или отсекания потока и измерения физических параметров пласта. Во все скважинные камеры с помощью канатной техники устанавливают съемный элемент для отсекания пластов от полости колонны труб и опрессовывают подземную компоновку на герметичность путем создания на устье избыточного давления внутри колонны труб. При наличии герметичности компоновки для отсекания и исследования, по крайней мере, одного пласта оснащают на его глубине, по меньшей мере, одну скважинную камеру съемным элементом в виде глубинного прибора. При этом устанавливают на глубине других или другого пласта для закачки рабочего агента или добычи флюида, по меньшей мере, в одну скважинную камеру съемный элемент в виде регулятор-штуцера или глубинного прибора со штуцером, или же оставляют ее без съемного элемента. Запускают скважину под закачку или добычу при одном или разных устьевых и/или забойных давлениях и, соответственно, регистрируют с помощью съемного элемента в виде глубинного прибора, по крайней мере, забойное давление во времени РЗАБ=f(t) для отсеченного пласта, а затем извлекают съемный элемент в виде глубинного прибора из соответствующей скважинной камеры. Интерпретируют показания глубинного прибора и определяют кривую падения давления или кривую восстановления давления и, соответственно, физические параметры, по меньшей мере, одного отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы, по крайней мере, одного из других открытых пластов. Сравнивают два значения между собой для отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы других или другого открытого пласта. По темпу изменения забойного давления по отсеченному пласту диагностируют отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающие вследствие негерметичности пакера или пакеров, или цементного моста в заколонном пространстве, или наличия межпластового перетока. После этого закачивают разово или периодически в пласты, где отсутствуют гидродинамическая связь, заданное проектное значение концентрации индикатор-трассера для регистрации его на выходе добывающих скважин и определения физических свойств пластов для точности проектирования режимов работы нагнетательной скважины. Подбирают характеристики съемного элемента в виде регулятор-штуцеров на основе результатов гидродинамических исследований для достижения проектных расходов или дебитов по пластам и устанавливают их в скважинные камеры для соответствующих пластов, после чего осуществляют оптимальную закачку рабочего агента по пластам или добычу флюида из пластов скважины (Патент РФ №2371576, опубл. 27.10.2009).

Известен способ исследования негерметичности в скважинах с пакерами, включающий спуск в каждую нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину на колонне труб, без или с заглушенным концом, соответствующей подземной компоновки с одним или несколькими пакерами, по меньшей мере, между пластами, без или с разъединителем колонны труб, ниппелем, одной или несколькими скважинными камерами и/или устройствами для размещения эксцентрично в каждом из них съемного или стационарного клапана, регулятора, штуцера, кабельного или без кабельного измерительного прибора или преобразователя с передатчиком давления, без или с температурой, и проверку на герметичность колонны труб с подземной компоновкой. Устанавливают на устье или внутри каждой скважины один или несколько съемных или стационарных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками давления, в соответствующих скважинных камерах или устройствах, которые располагают на глубине выше и/или ниже каждого пакера, при этом во время или после монтажа подземной компоновки, а также при работе скважины, регистрируют информацию, по меньшей мере, давление - затрубное или забойное над и под каждым пакером перед, во время и после, раздельной или одновременной посадки пакеров, и/или при временной или постоянной закачке воды или добыче флюида, по крайней мере, по одному пласту, при разобщенных от полости колонны труб другого или других пластов, на основе которой получают динамику замеренных давлений на поверхности скважины либо из съемных измерительных приборов, после их извлечения из скважины с помощью канатной техники, либо из стационарных измерительных приборов через кабель, либо из автономного или неавтономного приемника, принимающего информацию от стационарных передатчиков преобразователей, затем сравнивают их значения между собой и определяют по темпу изменения давления выше и ниже пакеров отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающей вследствие негерметичности пакера или пакеров, или труб, или цементного моста в заколонном пространстве, или же наличие межпластового перетока (Заявка на изобретение РФ №2008132635, опубл. 20.02.2010 - прототип).

Известные способы не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами.

Задача решается способом исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

После установки пакера останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, а после того как прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, при анализе данных учитывают показания глубинного термометра и расходомера и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Предложенный способ позволяет определить источник притока жидкости в межтрубное пространство при прокачке жидкости в колонну насосно-компрессорных труб: если приток жидкости расходомером фиксируется с глубины установки пакера, то делается вывод о негерметичности пакера; если приток жидкости из интервалов перфорации, а при этом в искусственном зумпфе (расстоянии от пакера до подошвы верхнего интервала перфорации, которое должно составлять не менее 3 м) расход не фиксируется (приток отсутствует), это свидетельствует о наличии заколонного перетока.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважин возникают нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой продукции для добывающих скважин или к непроизводительной закачке для нагнетательных, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. Существующие способы обнаружения заколонных перетоков не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков снизу вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Задача решается следующим образом.

Оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами ниже 3 м от подошвы верхнего интервала перфорации, останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Установка пакера между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации обеспечивает оптимальные условия для исследования. Установка выше 3 м предопределяет циркуляцию жидкости непосредственно около пакера и изменение показателей герметичности посадки пакера.

Перемещение прибора для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера позволяет провести исследование с максимальной точностью. Перемещение на расстояние менее 50 м и перемещение не от глубины посадки пакера приводит к недостоверным результатам измерений вследствие малой разницы показаний.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично.

Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта).

Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: при интерпретации кривых выявлен приток жидкости из интервала 1608,8-1612,6 м интенсивностью 1,25 м3/час, термоиндикатор в интервале 1617,2-1612,6 м (между пакером и подошвой пласта) движение жидкости не зафиксировал, что свидетельствует и герметичности пакерной системы, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного расходомера.

По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.

Пример 2. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично. Проводят технологическую выдержку для выравнивания температурного поля в скважине в течение 8 часов.

Выполняют запись гамма-каротажа (ГК), локатора муфт (ЛМ), проводят термометрию по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры до забоя скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта). После остановки закачки производят повторную запись термограммы. Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: разница температур на забое на 0,3 градуса обусловлена межпластовым заколонным перетоком, пакер герметичен, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного термометра и показаний расходомера.

По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.

Применение способа исследования скважины по прототипу не позволило определить наличие заколонного перетока.

Применение предложенного способа позволит с наибольшей степенью точности определять межпластовые перетоки снизу вверх в скважинах с двумя перфорированными пластами.

1. Способ исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после установки пакера останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, а после того как прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, при анализе данных учитывают показания глубинного термометра и расходомера и выносят заключение о техническом состоянии скважины.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

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 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 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 измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат направлен на обеспечение возможности идентификации скважины с измененной объемной обводненностью куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита нефтяных скважин. Способ заключается в непрерывном измерении суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин: массового расхода жидкости Мжи, объемного расхода газа Qги, объемной обводненности Wжи и коэффициента K г / в и = 0,01 Δ Q г и Δ W ж и , где Qги и ΔWжи - соответственно разности предыдущих и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин, соответственно, свободного объемного расхода газа Q ¯ г и и объемной обводненности W ¯ ж и . В случае отклонения значения коэффициента Кг/ви за пределы заданных уставок ±ΔКг/ви, вычисляют параметры Мжi, объемный расход газа Qгi и обводненность Wжi каждой скважины соответственно. Вычисляют значение коэффициента . Сравнивают значения коэффициентов Кг/вi по каждой скважине с текущим значением Кг/ви,. Скважину с измененным значением объемной обводненности Wжi идентифицируют по признаку минимальной разности между значением Кг/вi одной из скважин куста и значением коэффициента Кг/ви. 1 з.п. ф-лы, ил. 1

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями. Эксплуатационная колонна снабжена втулками с меньшим, чем у нее внутренним диаметром и гладкой некорродируемой внутренней поверхностью. Внутри эксплуатационной колонны размещен перфорированный хвостовик с полыми ниппелями, спускаемый на колонне лифтовых труб и выполненный с возможностью продольного перемещения. Ниппели выполнены с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью втулок. Втулки могут быть размещены на одинаковом расстоянии друг от друга. Повышается надежность, упрощается конструкция. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Способ включает разделение продукции скважины на газовую и жидкую составляющие. Измерение расхода жидкой составляющей посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера. Измерение расхода газовой составляющей посредством расходомера-счетчика газа. Для каждого из установленных значений расхода продукции нефтяной скважины измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода жидкости Qmi. Полученные значения расходов продукции нефтяной скважины: Qгi и Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера. В процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода. В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером принятие значений Qmi и Qгi в качестве эталонных. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени. Технический результат направлен на обеспечение оперативного и точного измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата с возможностью определения их состава. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником. Жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником, и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором. Расходомер жидкости, установленный в жидкостной линии, расходомер газа, установленный в газовой линии. Установка снабжена по меньшей мере одним пробозаборником в газовой линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе. Газожидкостную смесь непрерывно подают в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, непрерывно разделяют газожидкостную смесь в гидроциклонном сепараторе на жидкость и газ. Подают газ и жидкость на газовую и жидкостную трубопроводные линии с расходомерами газа и жидкости, определяют расход газа и жидкости с помощью расходомеров, при этом отбирают пробу газа из газовой линии с помощью пробозаборника. Анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ. Техническим результатом изобретения является сокращение времени исследований для определения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине выше воронки НКТ. Для этого способ предусматривает проведение серии измерений термометром во времени при квазистационарном режиме закачки в НКТ в интервале от его воронки вверх до 30-40 м. По этим измерениям определяется герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ. 2 ил.

Изобретение относится к устройствам для определения расхода и направления потока жидкости. Задачей заявляемого изобретения является создание датчика скважинного расходомера, надежно работающего в загрязненных скважинных жидкостях при различных неограниченных глубинах его погружения в скважину и гидродинамических ее исследованиях. Датчик скважинного расходомера, содержащий корпус, установленный в нем тахометрический преобразователь, включающий корпус преобразователя, крыльчатку с валом, размещенным в опорах с зазором, механо-электрический преобразователь вращения крыльчатки, установленный в корпусе преобразователя и представляющий собой неподвижный его элемент в корпусе преобразователя и подвижный - на валу крыльчатки, узел защиты, включающий установленные на опоры колпаки, одним из которых является корпус преобразователя, и источник защитной среды в виде капсулы, с которым сообщен колпак корпуса преобразователя. В качестве защитной среды использована защитная жидкость, не смешивающаяся со скважинной и имеющая меньшую, чем у нее, плотность. Капсула установлена в корпусе датчика, причем объем защитной жидкости в ней не меньше объема колпака корпуса преобразователя. Капсула выполнена в виде шприца с подпружиненным поршнем в ее корпусе, подпоршневой объем которого сообщен с объемом колпака корпуса преобразователя. Поршень выполнен с возможностью контактирования с его стопором, установленным на изогнутой пластине снаружи корпуса капсулы, выполненной с возможностью взаимодействия с поплавком, перемещающимся по корпусу капсулы. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх