Способ исследования скважины


 


Владельцы патента RU 2528307:

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

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 найти применение при исследовании скважины.

Известен способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны НКТ размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне НКТ в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж (ГК) скважины по колонне НКТ с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну НКТ или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны НКТ, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше продуктивного пласта для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия температурных аномалий, для уточнения интервалов температурных аномалий. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород (Патент РФ №2384698, опубл. 20.03.2010).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования технического состояния скважины, включающий соединение измерительного устройства с геофизическим кабелем, спуск измерительного устройства в скважину, передачу данных измерений по геофизическому кабелю в наземное оборудование, вывод данных в виде термограммы, полученной путем измерения величины теплового потока внутренней поверхности стенки скважины в непрерывном неконтактном режиме с помощью устройства для исследования теплового потока, выявление отклонения термограммы от стандартного геотерма и определение расположения заколонного перетока. Одновременно с измерением величины теплового потока получают видеоизображение внутренней поверхности скважины, передают это изображение по геофизическому кабелю в наземное оборудование, производят наложение термограммы на видеоизображение, сопоставляют термограмму с видеоизображением и при отклонении термограммы от стандартного геотерма анализируют видеоизображение внутренней поверхности скважины для выявления факторов, которые могут повлиять на показания радиометра, затем по результатам суммарного обобщения дают заключение о наличии заколонного перетока (Патент РФ №2389873, опубл. 20.05.2010 - прототип).

Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Задача решается способом исследования скважины, согласно которому 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.

Сущность изобретения

Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. Задача решается с помощью компоновки, представленной на фиг.1, где приняты следующие обозначения: 1 - скважина, 2 - нижний продуктивный пласт, 3 - верхний водонасыщенный пласт, 4 - воронка, 5 - пакер, 6 - колонна труб малой теплопроводности, 7 - автономные скважинные приборы, 8 - устройство эжекторное для геофизических исследований скважин, 9 - колонна насосно-компрессорных труб.

В качестве труб малой теплопроводности 6 могут быть использованы трубы из стеклопластика, трубы типа термокейс и т.п.

Исследования скважины проводят следующим образом.

В скважину спускают компоновку, изображенную на фиг.1, устанавливают пакер 5, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, например, в течение 24 часов, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб 9, через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 и межтрубное пространство, т.е. пространство между колонной насосно-компрессорных труб 9 и скважиной 1. Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 в основе содержит эжекторный насос, создающий депрессию под устройством 8 в колонне труб малой теплопроводности 6 и далее в пространстве под пакером 5. За счет этого происходит снижение забойного давления в скважине 1 под пакером 5, возникает приток из нижнего продуктивного пласта 2. Скважину эксплуатируют до достижения стационарного дебита. Автономные глубинные приборы 7 регистрируют температуру и давление. Срывают пакер 5, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных скважинных приборов 7. При изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами 7, менее 0,4 град делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2. При изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2.

Наличие труб малой теплопроводности позволяет избежать влияния температуры пластовой жидкости и выполнить исследования с высокой степенью достоверности.

Пример конкретного выполнения

Выполняют исследования наличия заколонной циркуляции в нефтедобывающей скважине, вскрывшей продуктивный пласт на глубинах 1337,4-1350,0 м. Выше на глубинах 1328-1325 м расположен водонасыщенный пласт. Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Компоновка спускаемого оборудования (снизу-вверх) содержит компоненты на глубинах:

Воронка 1335 м
Пакер ПРО-ЯГ-142 1334,5 м
Теплоизолированные трубы марки «Термокейс» 1334,5-1280 м
Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 1280 м
Колонна насосно-компрессорных труб 2.5" до устья
Манометр-термометр №19 1330 м
Манометр-термометр №2 1328 м
Манометр-термометр №3 1319 м

Устанавливают пакер 5. Проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима в течение 24 часов. Под давлением на устье 10 МПа прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб 9 через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 и межтрубное пространство. Скважину эксплуатируют до достижения стационарного дебита. Автономные глубинные приборы 7 регистрируют температуру и давление. Срывают пакер 5, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных скважинных приборов 7. Показания температуры, зафиксированные автономными скважинными приборами 7, составляют 0,5 град. Делают вывод о наличии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2.

Применение предложенного способа позволяет решить задачу определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Способ исследования скважины, согласно которому 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований.

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 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.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах. Технический результат заключается в снижении массогабаритных характеристик устройства, выполнении его транспортабельным, для перевозки и размещения на автомобильном транспорте или прицепе без предварительной разборки и последующей сборки и исключение необходимости гидроиспытаний перед проведением исследований, что значительно сокращает время подготовительных работ перед измерением. Блок для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает сепаратор газожидкостной смеси, устройства: сужающее, замера продукции сепарации, замера давления, температур и расхода газа, сбора жидкостей и механических примесей и запорно-регулирующую арматуру. Блок расположен в каркасе с размерами, вписывающимися в габариты транспортных средств, при этом сепараторы, и устройства, входящие в состав блока, в число которых дополнительно введен сверхзвуковой сепаратор, обвязаны трубопроводами. Сепаратор газожидкостной смеси по входу соединен с выходом(ами) сверхзвукового сепаратора, а выход очищенного газа сверхзвукового сепаратора соединен с сепаратором газожидкостной смеси или с трубопроводом выхода очищенного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти. Способ оптимизации процесса добычи нефти, в котором непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя насоса, причем в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают коэффициент заполнения насоса, который рассчитывают по динамограмме, в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, а оптимизацию осуществляют за счет ступенчатого изменения частоты качаний насоса, при этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме. Устанавливают частоту вращения электродвигателя, при которой частота качаний насоса много меньше номинальной, определяют площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении насоса, значение которой принимают за базовое. После этого увеличивают частоту качаний насоса, непрерывно с заданной дискретностью фиксируют площадь динамограммы, а коэффициент заполнения насоса k3 рассчитывают как отношение измеренной площади динамограммы к базовой, при этом частоту качаний насоса не изменяют до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться, после этого определяют и фиксируют объем добываемой жидкости Si=nik3i, где n - число качаний насоса, k3 - коэффициент заполнения, после этого снова увеличивают частоту качаний насоса n и не изменяют ее до тех пор, пока коэффициент заполнения не перестанет изменяться, определяют и фиксируют объем добываемой жидкости, при новой частоте качаний, далее полученное значение Si=1 сравнивают с предыдущим Si и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляют в ту же сторону, а если наоборот - в обратную сторону. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин. Техническим результатом является сокращение трудоемкости замера профиля труб нефтегазовых скважин. Устройство содержит немагнитный корпус, состоящий из двух идентичных частей, выполненных из немагнитного материала и соединенных между собой. На каждой части корпуса установлены диаметрально противоположные кинематические подвижные пары шарнирно соединенных измерительных и вспомогательных рычагов, оснащенные опорными роликами для контакта с внутренней стенкой трубы и расположены в перпендикулярных друг другу плоскостях, пересекающихся вдоль центральной оси корпуса. Измерительные рычаги функционально соединены со своими преобразователями линейного перемещения в электрический сигнал, выполненными в виде цилиндрических катушек индуктивности, размещенных внутри каждой части корпуса, и ферромагнитных втулок, подвижно установленных снаружи частей корпуса в зоне действия магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности. Ферромагнитные втулки шарнирно соединены с концами измерительных рычагов и подпружинены в направлении кинематических подвижных пар до упора в буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие линейные перемещения ферромагнитных втулок на длине обмотки цилиндрических катушек индуктивности. Цилиндрические катушки индуктивности электрически связаны с блоком электроники, размещенным внутри герметичного корпуса, измеряющим суммарную напряженность магнитного поля цилиндрических катушек индуктивности и намагниченности ферромагнитных втулок с возможностью преобразования возбуждаемой эдс в электрические сигналы и передачи их на поверхность скважины по геофизическому кабелю, герметично закрепленному в корпусе. Вспомогательные рычаги шарнирно соединены с кольцами, подвижно установленными снаружи частей корпуса и подпружиненными в направлении кинематических подвижных пар до упора во вторые буртики, выполненные на каждой части корпуса, ограничивающие возвратно-поступательные перемещения колец при взаимодействии вспомогательных рычагов и вторых пружин. Последние выполнены с допустимым начальным усилием сжатия, превышающим допустимое конечное усилие сжатия первых пружин. Головная часть корпуса снабжена головкой, снабженной буртиком для упора второй пружины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх