Способ оценки свойств продуктивного пласта


 


Владельцы патента RU 2535319:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта. Способ оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, включает закачку флюида с множеством индикаторных добавок субмикронного размера в ствол скважины и продуктивный пласт, ожидание обратного притока и определение свойств пласта. Данные свойства определяются посредством анализа изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу в закачанном и добытом флюидах. 17 з.п. ф-лы.

 

Область изобретения

Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств.

Уровень техники

Существует множество методов оценки свойств продуктивных пластов.

Традиционные способы проведения исследований в скважинах позволяют получить детальную информацию о пористости пласта и флюидонасыщенности посредством применения методов кабельного каротажа - электрического, гамма-, или нейтронного каротажа; однако эти методы имеют ограниченную глубину исследования - 5-10 см. Инструменты, используемые для испытания/опробования пласта, позволяют проводить исследования на более глубоких интервалах, но при этом дают лишь усредненную информацию об эффективной проницаемости пласта, или отобрать образец пластового флюида, формирующий лишь общее представление о призабойной зоне скважины. Зонды акустического каротажа способны обнаружить только выраженное изменение флюидонасыщенности.

Американский патент №7.472.748 содержит описание метода оценки свойств продуктивного пласта, который заключается в нагнетании в пласт одно- или многоиндикаторной жидкости для гидроразрыва. Из флюида притока в скважину отбирается множество образцов, затем устанавливается идентичность между жидкостью для гидроразрыва и одним или несколькими отобранными образцами флюида. После этого определяются одно или несколько приблизительных свойств продуктивного пласта исходя из данных идентичности флюидов; на основании полученной информации выполняется моделирование продуктивного пласта.

Применяемые в настоящее время методы оценки свойств продуктивного пласта достаточно эффективны, но сегодня присутствует необходимость в технологии, безопасной для окружающей среды и позволяющей выполнять измерения при высоком разрешении данных.

Краткое описание изобретения

Целью настоящего изобретения является создание способа оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, содержащего приготовление закачиваемого флюида со множеством индикаторных добавок субмикронного размера, закачку флюида со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт, ожидание обратного притока флюида из пласта и определение свойств продуктивного пласта путем анализа изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу в закачиваемом и добытом флюидах. Анализ изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу может быть выполнен путем сравнения образцов закачиваемого и добытого флюидов или посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.

Свойства продуктивного пласта включают распределение пор по размерам, эффективную проницаемость совокупностей пор, распределение флюидонасыщенности, распределение химических свойств в системе флюид/порода, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуру пласта.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения множество наноиндикаторных добавок представляют собой слаборастворимые или нерастворимые пузырьки газа с диаметром, не превышающим 500 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид со множеством индикаторных добавок представляет собой высокодисперсную газожидкостную смесь. Газами, пригодными для использования в качестве индикаторных добавок, являются метан, углеводородный газ с повышенной молекулярной массой, азот или другие нерастворимые неорганические газы или их смеси.

Нанопузырек образуется, как правило, в результате дисперсии перечисленных газов/газа в растворе на водной или углеводородной основе. Растворы на водной основе могут образовываться с различными стандартными солями, присутствующими на нефтяных месторождениях (NaCl, KCl, CaCl2, ZnBr2, CaBr2 и прочими неорганическими или органическими соляными растворами и их смесями), используемыми при заканчивании скважин (в качестве стандартных и сильнодействующих соляных растворов), а также прочими подобными флюидами. Нанопузырьки можно эффективно стабилизировать с помощью электролитов ионов железа, марганца, кальция или ионов любого другого минерала, добавив его в водный раствор, при этом удельная электропроводность в водном растворе должна быть не менее 300 µС/см. Диаметр нанопузырька составляет всего 500 нм, поэтому они не претерпевают воздействия выталкивающей силы и не разрываются у поверхности флюида, что характерно для обычных и микропузырьков.

Согласно другому варианту осуществления изобретения множество наноиндикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости диаметром не более 1000 нм, а закачиваемый флюид со множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию, например, такую, как сырая нефть в воде, толуол в воде и т.п., при этом вода пресная; растворы различных солей (неорганических, таких, как NaCl, KCl, NH4Cl, CaCl2, MgCl2, NaBr2, ZnBr2, CaBr2, или органических, например, формиат натрия, формиат калия, и прочие соляные растворы и их смеси, которые обычно используются для интенсификации притока, при гравийной набивке и при заканчивании скважин) в воде (насыщенные и недонасыщенные), соляные растворы и вода с другими химическими веществами, такими как ПАВ, биоциды, а также используемыми в качестве присадок при стабилизации глин, железа и при контроле за образованием отложений. Нет ничего необычного в том, что стабилизацию эмульсий осуществляют с помощью твердых наночастиц, к примеру, кварцевых. Размер кварцевых наночастиц варьирует в пределах 2-500 нм. Концентрация твердых наночастиц, используемых для стабилизации, достигала 0,1-15% веса в зависимости от степени солености и температуры системы, в которой повышение степени солености, как правило, требует повышения концентрации твердых частиц для повышения стабильности эмульсии.

Существует также вариант осуществления изобретения, в соответствии с которым множество наноиндикаторных добавок являются твердыми частицами. Это могут быть частицы кварца, синтезированной меди, магнетита (Fe3O4), ферро/железистых хлоридов, оксида железа и бария (BaFe12O19), оксидов цинка, алюминия, магния, циркония, титана, кобальта (II) и никеля (II), сульфата бария (BaSO4) и т.д., а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой раствор, стабилизированный в жидкости на водной основе, в жидкости на основе растворителя, например, спирты (этиленгликоль) или на углеводородной основе. Эти частицы могут также иметь органическое происхождение, например, сополимерные суспензии, такие как латекс, гранулированный полистирол в соединении с дивинилбензолом и т.д. В составе таких соединений могут присутствовать пироэлектрические и пьезоэлектрические кристаллы.

Получение флюида, содержащего множество наноиндикаторных добавок, обеспечивают путем смешивания закачиваемого флюида с множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины, или с использованием наземного оборудования.

Закачивание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое применяют до, во время или после закачки.

Существует также вариант осуществления изобретения, в соответствии с которым в закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, добавляют одну или несколько присадок, выбираемых из группы, включающей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.

Прочие аспекты и преимущества данного изобретения рассмотрены в подробном описании и в представленной формуле изобретения.

Подробное описание изобретения

Независимо от происхождения (пузырьки газа, твердые частицы, капли жидкости или другая форма) индикаторные добавки субмикронного размера обладают свойством сохраняться в массе транспортируемого флюида без гравитационного разделения и без изменения функции распределения индикаторов по размерам на протяжении временного интервала, превышающего длительность операции по испытанию пласта. Благодаря стабильности свойств индикаторов любые изменения функции распределения индикаторных добавок по размерам в добытом флюиде объясняются взаимодействием между индикаторными добавками и поровой средой продуктивного пласта. Изменения функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу можно объяснить:

- улавливанием индикаторов порами сопоставимого размера, различной эффективной проницаемостью пор при разной шкале;

- химическим взаимодействием между индикаторными добавками и компонентами пластового флюида/фазами флюида, химическим взаимодействием с породой при использовании химически активных индикаторов;

- разницей во взаимодействии с поверхностью породы, вызванной неоднородностью смачиваемости породы по отношению к совокупностям пор;

- температурной чувствительностью индикаторных добавок.

В данном случае закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, является смесью:

- газа и жидкости, при этом газ представляет собой слаборастворимые или нерастворимые пузырьки, а жидкость может быть смесью воды, соляного раствора, кислот и углеводородов любой концентрации и в любой комбинации с загустителями, пенообразователями, понизителями трения и т.п. Используемый газ может быть углеводородным газом, например, метаном, или углеводородным газом с повышенной молекулярной массой, азотом или другим неорганическим газом или их смесью. Жидкая фаза представляет собой основную фазу, газ - вторичную фазу, распределенную в смеси при известном гранулометрическом составе и периоде полураспада, и определяет физические и химические свойства смеси;

- жидкости с жидкостью - эмульсия, которая может быть представлена высоковязкой жидкостью внутри низковязкой жидкости или малыми каплями внутри более крупных капель, называемых двойной, тройной эмульсией и т.п.;

- жидкости с твердыми частицами, в которой присутствие твердых объектов в основной жидкой фазе может быть осуществлено путем введения твердых частиц, кристаллизацией, химической реакцией, биологическим процессами и т.п.

Закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок осаждают с помощью скважинного генератора смеси наноиндикаторов, размещаемого в стволе скважины, или наземного оборудования - генераторов, баков или канистр, из которых осуществляется подача объема, необходимого для закачки смеси. Пример такого наземного генератора нанопузырьков содержится в описании американского патента №7.059.591. Также описание различных генераторов пузырьков содержится в описании японского патента №2001-276589, 2002-11335, 2002-166151, 2003-117368, 3682286, патента ЕР №2020260 и прочих аналогичных патентов.

Процесс образования твердых наночастиц описан в ряде публикаций, а также представлен в описании американского патента №2009/0107673 и патента РСТ № WO 2009/079092.

Закачивание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое применяют до, во время или после закачки.

Затем выполняют измерения с целью определения свойств пласта, включающие анализ функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу в закачиваемом и добытом флюидах. Анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу может быть выполнен за счет сравнения образцов закачиваемого и добытого флюида или посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.

Этот анализ позволяет получить: информацию о распределении пор по размерам, эффективной проницаемости разных совокупностей пор, распределении химических свойств в системе флюид/насыщенность компонентов флюида/порода при использовании химически активных маркеров, смачиваемости породы по отношению к совокупностям пор и температуре пласта. Этот набор свойств является критичным для характеристики продуктивного пласта, точного планирования обработки в призабойной зоне и выбора метода повышения нефтеотдачи (МПНО). Возможность оценки этих свойств является принципиально новым подходом по сравнению с существующими методами, не позволяющими получить такие сведения о продуктивном пласте. Использование смеси активных и неактивных индикаторов позволяет выявить факт механического улавливания маркеров и влияния прочих химических и физических механизмов.

Контроль флюида в стволе скважины, содержащего наномаркеры, осуществляется с помощью инструментов, спускаемых в скважину на канате или перманентно устанавливаемых на эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Выбор необходимого инструмента зависит от глубины проведения исследований и свойств используемых наномаркеров.

Например:

- короткий интервал 1-10 см: ЯМР-маркеры из материала с высококонтрастным ЯМР сигналом для пласта/закачиваемого флюида; маркер из материалов с высоким коэффициентом адсорбции/рассеяния для гамма/нейтронного каротажа;

- средний интервал 10-100 см: каротаж сопротивления - проводящие материалы или транспортируемый флюид;

- длинный интервал 1-20 м: акустика - контраст с высокой плотностью между частицами и транспортируемым флюидом.

- очень длинный интервал >10 м: приборы сейсмического каротажа для высокого контраста распространения сейсмических волн между закачиваемым и пластовым флюидами.

В качестве примера выполнения работ в скважинных условиях можно рассмотреть использование инструмента для испытания пласта в скважине с необсаженным стволом, такого как модульный динамический пластоиспытатель (MDT), при применении которого флюид с наноиндикаторами через специальные отверстия нагнетается в изолированную секцию пласта, после чего образцы добытого флюида отбираются и анализируются с использованием скважинного анализатора флюидов (DFA). Результаты проведения анализа следующие:

- оценка концентрации закачиваемого флюида в добытом флюиде;

- распределение маркеров в добытом флюиде по размеру - колориметрия, светорассеяние/адсорбция (УФ-диапазон).

Свойства продуктивного пласта рассчитываются по решению обратной задачи: измеренная функция распределения маркеров по размеру подгоняется под функцию распределения, вычисленную посредством мезомасштабного моделирования (см. Динарьев О.Ю., Михайлов Д.Н. «Моделирование изотермических процессов в пористых материалах на основе концепции совокупности пор», «Известия», РАН, «Механика жидкости и газа», 2007, №5, стр.118-1323) маркеров, транспортируемых в призабойной зоне. К числу оцениваемых свойств относятся: функции распределения пор по размерам, эффективная проницаемости разных совокупностей пор, распределение химических свойств в системе флюид/насыщенность компонентов флюида/порода при использовании химически активных маркеров, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуре пласта. Использование смеси активных и неактивных маркеров позволяет выявить факт механического улавливания маркеров и влияния прочих химических и физических механизмов.

Настоящее изобретение описано в отношении предпочтительных вариантов осуществления, но специалист в данной области может предложить другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема раскрытого изобретения. Соответственно объем изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, содержащий:
- закачку в ствол скважины и продуктивный пласт закачиваемого флюида с множеством индикаторных добавок субмикронного размера;
- ожидание обратного притока флюида из продуктивного пласта и
- определение свойств пласта путем анализа изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах.

2. Способ по п.1, в соответствии с которым анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах осуществляют посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.

3. Способ по п.1, в соответствии с которым анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах осуществляют путем сравнения их образцов.

4. Способ по п.1, в соответствии с которым свойства продуктивного пласта включают распределение пор по размерам, эффективную проницаемость совокупностей пор, распределение флюидонасыщенности, распределение химических свойств в системе флюид/порода, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуру пласта.

5. Способ по п.1, в соответствии с которым множество наноиндикаторных добавок представляют собой малорастворимые или нерастворимые пузырьки газа с диаметром, не превышающим 500 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой высокодисперсную газожидкостную смесь.

6. Способ по п.5, в соответствии с которым газ, пригодный для использования в качестве индикаторной добавки, выбирают из группы, включающей метан, углеводородный газ с повышенной молекулярной массой, азот или другие нерастворимые неорганические газы или их смеси.

7. Способ по п.5, в соответствии с которым раствор на водной основе дополнительно содержит электролиты ионов железа, марганца, кальция или ионов любого другого минерала, при этом удельная электропроводимость в растворе не менее 300 µС/см.

8. Способ по п.1, в соответствии с которым множество индикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию.

9. Способ по п.8, в соответствии с которым высоковязкая жидкость представляет собой сырую нефть или толуол.

10. Способ по п.1, в соответствии с которым множество индикаторных добавок представляют собой твердые частицы, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок - раствор, стабилизированный в жидкости на водной основе, в жидкости на основе растворителя (например, спирты) или на углеводородной основе.

11. Способ по п.10, в соответствии с которым твердые частицы выбирают из группы, включающей кварц, синтезированную медь, магнетит (Fe3O4), ферро/железистые хлориды, оксид железа и бария (BaFe12O19), оксиды цинка, алюминия, магния, циркония, титана, кобальта (II) и никеля (II), сульфат бария (BaSO4), пироэлектрические и пьезоэлектрические кристаллы и т.д.

12. Способ по п.1, в соответствии с которым индикаторные добавки являются химически активными.

13. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, создают путем смешивания закачиваемого флюида со множеством индикаторов посредством генератора, расположенного в стволе скважины.

14. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, создают путем смешивания закачиваемого флюида со множеством индикаторов посредством наземного оборудования.

15. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, закачивают периодически в процессе обработки.

16. Способ по п.1, в соответствии с которым закачивание флюида в пласт сопровождается физическим воздействием, осуществляемым до, во время или после закачки.

17. Способ по п.16, в соответствии с которым физическое воздействие представляет собой вибрацию, нагревание или акустическую обработку.

18. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид дополнительно содержит одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Группа изобретений относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и сыпучих материалов, газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

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.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

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.

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.

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.

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 буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота. Техническим результатом является создание усовершенствованного бурового долота и способа, позволяющего скорректировать изменения в результатах измерений осевой нагрузки и крутящего момента, возникающие за счет перепада давления в буровом долоте. Способ, который, в одном варианте осуществления, включает бурение ствола скважины буровым долотом, определение осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины, определение перепада давления на рабочей площади бурового долота в процессе бурения ствола скважины и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенной осевой нагрузке на долото и определенному перепаду давления. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин. Техническим результатом является уменьшение габаритов скважинных приборов с рессорными центраторами и расширение области их применения, включая скважины с переменным диаметром и большого диаметра. Устройство для центрирования скважинных приборов содержит основную и дополнительную системы выпуклых пластинчатых рессор. Концы основной системы рессор подвижно связаны с крайними опорными ползунами, скользящими по опорной направляющей скважинного прибора. Число рессор дополнительной системы равно количеству рессор основной системы, при этом концы каждой рессоры дополнительной системы выполнены с возможностью скольжения по направляющей соответствующей рессоры основной системы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины. В остановленной скважине осуществляют измерение температуры и определяют скорость изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. На интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки, скорость изменения температуры в которых существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации пластовых флюидов на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов. 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления. Предложен способ передачи информации по электромагнитному каналу связи посредством возбуждения электрического тока в породе, окружающей нижнюю часть колонны бурильных труб. При этом ток в породе возбуждают при помощи ЭДС автономного генератора, подключенного к колонне, и по изолированному от колонны коаксиальному кольцу. Кроме того, в верхнюю компоновку колонны труб вводят дополнительное изолированное от колонны коаксиальное кольцо и с этого кольца осуществляют съем величины переменного напряжения, наводимого в породе вблизи поверхности колонны текущим током, генерируемым излучающим кольцом. Причем величину указанного напряжения модулируют управляемой в соответствии с кодированной забойной информацией ЭДС автономного генератора. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования. Телеметрическая система содержит наземный блок приема и обработки информации, соединенный по цепи питания электрический кабель - погружной электродвигатель (ПЭД) с портом блока погружного телеметрии (БП). БП выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием и предназначен для контроля и передачи на наземный блок (БН) приема и обработки информации - параметров и верхнего (первого), и нижнего (второго) пластов. При этом порт БП посредством последовательно соединенных устройства сбора и передачи информации и интерфейса связи и питания соединен с его дополнительным портом, к которому подключено устройство измерения (УИ) параметров нижнего (второго) пласта скважины посредством герметичного соединения. Дополнительный Порт предназначен для передачи запрошенной информации от устройства измерения к БП. Соединение УИ и БП осуществлено с помощью герметичного соединителя, установленного в вырезе корпуса БП. Устройство сбора и передачи телеметрической информации выполнено с возможностью формирования пакетов данных о параметрах датчиков первого пласта и пакетов данных о параметрах датчиков второго пласта с устройства измерения и преобразования их для передачи на наземный блок приема и обработки информации по кабелю питания погружного электродвигателя, где эта информация распознается для передачи потребителю. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. Ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции. Шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида. Техническим результатом является повышение результативности поиска мест расположения повреждений ОК. Способ заключается в импульсном освещении и регистрации стенок обсадной колонны скважины с помощью импульсного источника света и фототелекамеры с последующей обработкой полученных видеоматериалов, по которым определяют место и характер повреждения стенки обсадной колонны скважины. Перед визуальными исследованиями проводят акустические исследования интенсивности шумоизлучения по глубине и азимутальному углу скважины с помощью остронаправленного преобразователя интенсивности шумоизлучения с диаграммой направленности, совпадающей по направлению с диаграммой направленности импульсного источника света. При этом регистрация стенок обсадной колонны скважины с помощью фототелекамеры проводят в моменты превышения выходным сигналом с преобразователя интенсивности шумоизлучения заданного порогового значения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.
Наверх