Телеметрическая система эксплуатируемой скважины



Телеметрическая система эксплуатируемой скважины
Телеметрическая система эксплуатируемой скважины

Владельцы патента RU 2538013:

Открытое акционерное общество "Ижевский радиозавод" (RU)

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.

 

Предлагаемое техническое решение относится к нефтедобывающей промышленности, к одновременно-раздельной эксплуатации скважин для добычи флюида (многофазной среды - смеси нефти, попутной воды и попутного газа), для регулирования добычи из каждого вскрытого продуктивного горизонта (пласта), а также для исследования скважин (в том числе без извлечения насосного оборудования) и предназначено, в частности, для передачи телеметрической информации с различных уровней (пластов) скважины.

Известна система передачи телеметрической информации (патент на изобретение №2230187, 2004 г.), включающая подземное передающее устройство и наземное приемное устройство, содержащее источник питания, устройство приема и обработки информации, электронный ключ, два резистора, которое подключено между нулем «звезды» вторичных обмоток трехфазного трансформатора и его заземленным корпусом. Подземное передающее устройство (блок погружной - БП), содержащее стабилизатор напряжения, устройство сбора и передачи телеметрической информации от датчиков измерения параметров среды верхнего продуктивного слоя, электронный ключ, два резистора, подключено между нулем «звезды» обмоток погружного электродвигателя (ПЭД) и его заземленным корпусом, а обмотки ПЭД подключены к обмоткам трехфазного трансформатора через кабель питания. При этом передачу/прием информации от устройства приема и обработки информации к подземному устройству и обратно производят по кабелю питания, за счет электрического соединения, выполненного по цепи трансформатор - погружной кабель питания ПЭД - ПЭД.

Известна также система сбора телеметрической информации от датчиков погружного блока (заявка на изобретение №2012124255 «Способ мониторинга внутрискважинных параметров (варианты) и система управления процессом добычи нефти», 13.06.2012 г.), выполненная с возможностью подачи необходимого стабилизированного питания на все устройства системы, требующие питания, и содержащая наземное приемное устройство с контроллером (наземным устройством приема и обработки), соединенное для приема/передачи данных с погружным блоком по цепи питания электрический кабель - ПЭД.

В указанных Системах не предусмотрена возможность добычи флюида, а также контроля и передачи параметров второго продуктивного пласта скважины.

Ближайшим аналогом предлагаемого технического решения является Система погружной телеметрии Триол ТМ-01-06 (корпорация «ТРИОЛ», г. Харьков, UA, http://www.trioloil.ru/index.php?id=35), включающая наземное устройство приема и управления (контроллер УМКА-03), соединенное информационным портом с блоком наземным (ТРИОЛ-ТМН-01-06) с трехфазным трансформатором, соединенным через ПЭД с Блоком погружным (ТРИОЛ-ТМН-01-06). Электрическое соединение, выполненное по цепи питания - трансформатор трехфазный, повышающий напряжение, погружной кабель ПЭД, ПЭД - позволяет передавать информацию от устройства приема и управления к БП и обратно. За счет того, что БП выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием для прохождения вала ПЭД, к верхней части которого подключен первый погружной насос, появляется возможность установки под БП второго погружного насоса для добычи пластовой жидкости из второго продуктивного пласта при установке в скважине разделяющего пакера. Система позволяет обеспечивать измерение и передачу на наземное устройство технологических параметров ПЭД, параметров пластовой жидкости первого (верхнего) пласта с помощью установленных на поверхности и внутри БП датчиков. При необходимости контроля параметров второго (нижнего) пласта скважины используют геофизический прибор (измеряющий, например, температуру, давление, расход входящими в его состав датчиками). Прибор устанавливают ниже второго насоса внутри насосно-компрессорной трубы (НКТ), электрически соединяя его с наземным блоком для приема/передачи информации с помощью кабеля, закрепленного вдоль НКТ, ПЭД, двух насосов, БП. Длина такого кабеля может достигать более 3000 м. Таким образом, Система имеет высокую трудоемкость при сборке за счет установки и крепления протяженного кабеля к геофизическому прибору, что обуславливает ее высокую стоимость и высокую вероятность повреждения кабеля при спуске установки в скважину.

Задачей технического решения является создание телеметрической системы эксплуатируемой скважины, предназначенной для контроля посредством устройства измерения (измерительного прибора с датчиками) параметров нижнего пласта скважины, контроля посредством блока погружной телеметрии состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта и передачи полученной информации потребителю, позволяющей существенно сократить длину геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что позволит повысить технологичность сборки системы, надежность функционирования системы при меньшей стоимости Системы.

Для решения задачи служит Телеметрическая система эксплуатируемой скважины (далее - Система), содержащая наземный блок приема и обработки информации (БН), 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 БН телеметрической информации - параметров и верхнего (первого), и нижнего (второго) пластов, а также параметров погружного электродвигателя. 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 (включающее датчики) посредством герметичного соединения. Дополнительный Порт предназначен для передачи запрошенной информации от устройства измерения к БП. Соединение УИ и БП осуществлено с помощью соединителя, устанавливаемых 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 (устройства измерения) и преобразования их для передачи на наземный блок приема и обработки информации по кабелю питания погружного электродвигателя (по цепи питания), где эта информация распознается для передачи потребителю. Система выполнена с возможностью подачи необходимого стабилизированного напряжения питания на все ее устройства, требующие питания, в том числе - на УИ.

Предпочтительно, чтобы в устройстве сбора и передачи устанавливали очередность передачи упомянутых пакетов данных.

Предпочтительно, чтобы устройство сбора и передачи выполнено с возможностью формирования пакетов данных третьего типа с параметрами погружного электродвигателя и преобразования их для передачи по цепи питания.

Предпочтительно, чтобы вырез был выполнен продольным и расположен в нижней части боковой поверхности корпуса БП.

Предпочтительно, чтобы продольный вырез был выполнен ступенчатым для достижения оптимальной прочности корпуса БП и удобства подключения к БП устройства измерения.

Предпочтительно, чтобы УИ было подключено к БП посредством геодезического кабеля либо кабеля питания.

В качестве устройства измерения может быть использовано любое устройство (например, широко известные геофизические приборы для измерения давления и температуры, устройство САКМАР (НПФ «Геофизика», г. Уфа) и т.п.), включающее датчики для измерения различных параметров флюида, в том числе температуры, давления, вибрации, влагосодержания, расхода среды с нижнего пласта и т.п.

Далее работа Телеметрической системы эксплуатируемой скважины будет показана в предпочтительном варианте исполнения.

На фиг.1 представлена функциональная схема Телеметрической системы эксплуатируемой скважины для передачи сигнала от БП к БН

На фиг.2 представлен чертеж блока погружного с проходным валом ПЭД в предпочтительном варианте исполнения.

Телеметрическая система эксплуатируемой скважины (далее - Система), изображенная на фиг.1, содержит блок наземный 1 (БН) приема и обработки информации, соединенный по цепи питания электрический кабель 2 - погружной электродвигатель 3 (ПЭД) с портом блока погружного 4 (БП). Порт БП соединен с его дополнительным портом посредством последовательно соединенных устройства сбора и передачи 5 (УСП) телеметрической информации и интерфейса связи и питания 6 (Интерфейс). К УСП 5 подключены датчики первого пласта 7 (Д1). К дополнительному порту БП посредством электрического соединения подключено устройство измерения 8 (УИ) параметров второго пласта скважины, содержащее датчики второго пласта (Д2 - на фиг.1 не показаны). Интерфейс служит шлюзом приема/передачи пакетов данных и команд (ретранслятором), необходим также для подачи питания на УИ.

Электрический кабель питания погружного двигателя может быть подключен к БН через трансформатор для оптимизации работы Системы.

Порт и дополнительный порт БП по сути являются соответственно многофункциональным входом и многофункциональным входом/выходом, предназначенными с одной стороны для подачи питания на БП и УИ, а с другой - для передачи телеметрической информации от УИ и БП на БН. Аналогично порт УИ, подключенный к дополнительному порту БП, является многофункциональным входом/выходом для подачи питания и передачи запрошенной телеметрической информации на БП. При этом соединение УИ и БП может быть осуществлено различными способами. Например, посредством геофизического кабеля для приема/передачи данных и подачи питания на УИ, либо любого другого кабеля, либо прием/передачу данных осуществляют цепи питания УИ.

Система приводится в рабочее состояние при подаче необходимого стабилизированного напряжения на все ее устройства, требующие питания, в том числе на устройство измерения параметров второго пласта скважины через дополнительный порт БП. Работа предлагаемой Системы может осуществляться несколькими способами.

Рассмотрим автономный режим работы Системы.

УСП 5 с определенной периодичностью и в определенном порядке опрашивает датчики Д1, а также передает команды опроса состояния среды второго пласта через интерфейс на УИ, т.е. Д1 и УИ являются ведомыми, а УСП - ведущим устройством, управляющим сбором, формированием, и передачей информации на БН по цепи питания. Из полученных данных формируют пакеты данных о параметрах датчиков первого пласта (пакеты первого типа). УИ формирует пакеты данных с измеренными параметрами Д2 и передает их через Интерфейс на УСП. Данные обо всех Д2 получают по командам запроса следующего пакета от УСП. В УСП из полученных пакетов формируют пакеты данных о параметрах датчиков второго пласта (пакеты второго типа). Пакеты первого и второго типа, имеющие одинаковую структуру, преобразуют (например, импульсной модуляцией) для передачи и последовательно передают по цепи питания через Порт БП на БН. То есть БП самостоятельно опрашивает Д1 и УИ согласно своему внутреннему алгоритму (очереди) и выдает БН. В БН считывают данные с БП. По типу пакета данных БН распознает их и использует для дальнейшей работы (например, передают потребителю и/или используют для управления БП).

Система может работать в командном режиме. При этом в БН формируют определенную команду, которая без изменений доходит до нужных узлов системы (только до БП или к УИ). Таким образом, в командном режиме БН является ведущим устройством, а БП и УИ - ведомыми. Например, по командам запроса состояния системы, в УСП кроме пакетов данных первого и/или второго типа формируют пакеты данных третьего типа о напряжениях, токах и т.п. на различных участках системы (в том числе о параметрах погружного электродвигателя); по командам калибровки Д1 производят установку нуля и разброс данных. Возможна также калибровка Д2 в УИ, выборочный опрос датчиков, управление ими. При этом в УСП формируют другие типы пакетов данных, которые также передают на БН.

Таким образом, при различных режимах работы Системы в УСП определяют последовательность передачи пакетов в соответствии с командами запроса, в которых может содержаться очередность опроса датчиков, указываться набор определенных датчиков и т.д.

В БН полученные по кабелю питания погружного электродвигателя пакеты данных всех типов распознают и используют для контроля и регулирования работы Системы, передачи потребителю.

Блок погружной 4, изображенный на фиг.2, выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием 10, предназначенным в данной реализации для прохождения вала, приводящего в действие второй насос. На поверхности корпуса 11 БП 4 выполнен вырез 12, на одной из стенок которого выполнено отверстие 13 для дополнительного порта БП. В отверстии герметично установлен соединитель 14. Кабелем с кабельным наконечником 15 герметично соединяют УИ 8 и БП 4. При таком непосредственном подключении длина дорогостоящего кабеля может составлять от 10 до 20 м, что в сотни раз меньше по сравнению с другими известными системами.

В данной реализации вырез расположен в нижней части боковой поверхности корпуса БП, выполнен продольным и ступенчатым соответственно рельефу соединителя с расширением для его установки посредством ключа (на фиг.2 не показано) с неглубокой узкой канавкой под кабель, что позволяет минимизировать объем выреза при сохранении необходимой прочности корпуса и обеспечения удобства при стыковке БП и УИ, размещаемого в НКТ под вторым насосом для снятия параметров нижнего пласта скважины. В данной реализации в качестве герметичного соединения между БП и УИ используют электрическое соединение посредством электрического соединителя 14 и кабельного наконечника 15 для осуществления подачи питания и приема/передачи данных. Варианты выполнения выреза под соединение могут быть различными в разных реализациях изобретения. Например, он может быть в верхней части боковой поверхности корпуса либо на нижней поверхности БП в виде глухого отверстия и т.п.

Таким образом, Система обеспечивает передачу параметров нижнего пласта скважины по кабелю питания погружного электродвигателя, использование минимально возможной длины кабеля к УИ с датчиками, что значительно снижает и вероятность повреждения этого кабеля, а также стоимость, трудоемкость сборки Системы в целом, повышает стабильность ее работы.

1. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины, выполненная с возможностью подачи необходимого стабилизированного напряжения питания на все элементы, требующие питания, содержащая блок наземный (БН), подключенный к Порту блока погружного (БП) по цепи питания электрический кабель - погружной электродвигатель (ПЭД), предназначенной для передачи телеметрической информации от датчиков первого пласта скважины на БН, и устройство измерения (УИ) с датчиками второго пласта скважины, причем БП выполнен со сквозным продольным отверстием и включает подключенное к Порту БП устройство сбора и передачи от датчиков первого пласта, а БН выполнен с возможностью приема и обработки телеметрической информации от БП и УИ, отличающаяся тем, что УИ подключено к дополнительному порту БП для передачи запрошенной телеметрической информации от датчиков второго пласта скважины посредством герметичного соединения, расположенного в вырезе корпуса БП, а в БП дополнительный порт соединен с портом через последовательно соединенные интерфейс связи и питания и устройство сбора и передачи, причем собранную телеметрическую информацию передают на БН пакетами данных о параметрах датчиков первого пласта и пакетами данных о параметрах датчиков второго пласта, сформированными и преобразованными для передачи по цепи питания в устройстве сбора и передачи, а наземный блок выполнен с возможностью распознавания этих пакетов.

2. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.1, отличающаяся тем, что в устройстве сбора и передачи устанавливают очередность передачи упомянутых пакетов данных.

3. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.1, отличающаяся тем, что устройство сбора и передачи выполнено с возможностью формирования пакетов данных третьего типа с параметрами погружного электродвигателя и преобразования их для передачи по цепи питания.

4. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.1, отличающаяся тем, что вырез выполнен продольным и расположен в нижней части боковой поверхности корпуса БП.

5. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.4, отличающаяся тем, что вырез выполнен ступенчатым.

6. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.4, отличающаяся тем, что УИ подключено к БП посредством геодезического кабеля.

7. Телеметрическая система эксплуатируемой скважины по п.4, отличающаяся тем, что УИ подключено к БП посредством кабеля питания.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.
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.

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 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.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения. Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида включают на заданное время распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине. По измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности. 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы. Технический результат - сокращение времени выявления возможных перетоков углеводородов из месторождения в вышележащие пласты-коллекторы из-за нарушения герметичности его покрышки и заколонных пространств скважин для принятия мер по их ликвидации и предотвращению возможных выбросов на поверхность земли. По способу определяют геологическое строение среды в районе месторождения. Выявляют потенциальные пласты-коллекторы в разрезе горных пород выше месторождения, направления их поднятия - восстания и пространственной ориентации систем субвертикальных трещин. Сооружают эксплуатационные и наблюдательные скважины со вскрытием последними пластов-коллекторов выше месторождения. Проводят термобарические исследования в эксплуатационных скважинах и определяют состав пластовых флюидов во всех скважинах. Фиксируют разгерметизацию месторождения по результатам данных исследований. Наблюдательные скважины сооружают вблизи от скважин, предназначенных для контроля за герметичностью их заколонных пространств и месторождения, в направлении ориентации субвертикальных трещин и восстания потенциальных пластов-коллекторов выше месторождения. В этих скважинах определяют изменение термобарических параметров в интервалах глубин залегания пластов-коллекторов в режиме реального времени. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ). Заявленный способ включает измерение текущих значений A как отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), выбор Amin и Amax (минимальное и максимальное значение отношения Ca/Si), определение по результатам измерений двойного разностного параметра (ДРП(Ca/Si) по формуле: Д Р П ( C a / S i ) = A − A min A max − A ш т . Калибровка спектрометра осуществляется статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхняя граница плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижняя граница плотности цементного камня. Плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле: γснгк=1,25+0,7 ДРПca/si. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 ил.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы. Техническим результатом является повышение надежности коммутации забойных датчиков в составе телеметрической системы. Устройство содержит корпус и контактные элементы, расположено внутри бурильной трубы и выполнено в виде струйного элемента, включающего баллон питания со сжатым газом, струйный блок формирования командного сигнала, струйные триггеры со счетным входом, струйные блоки инверторов, струйные логические элементы «И» и «ИЛИ» и струйный блок формирования выходного сигнала, причем выход струйного блока формирования командного сигнала соединен с входом струйных триггеров, выходы которых соединены с входами струйного блока инверторов, а выходы инверторов соединены с входами струйных логических элементов «И», соединенных с выходами забойных датчиков, выходы элементов «И» соединены с входами логического элемента «ИЛИ», выход которого соединен с входом струйного блока формирования выходного сигнала. 1 ил.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции. Предложен способ определения рода материала в полости между внутренней металлической стенкой и наружной металлической стенкой, в котором осуществляют следующую последовательность действий: сначала с внутренней стороны внутренней металлической стенки устанавливают прибор, который содержит генератор импульсов и регистратор сигнала; затем посредством генератора импульсов генерируют электромагнитные импульсы малой длительности, которые вызывают механические вибрации в стенках; данные, характеризующие отражения этих механических вибраций от полости, образованной между указанными стенками, регистрируют посредством регистратора сигнала; зарегистрированные данные анализируют, чтобы определить род материала в полости. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью. Технический результат - повышение эффективности управления кустом скважин. Способ предусматривает использование добывающих скважин. Среди них одну или несколько скважин оборудуют насосной установкой с возможностью изменения подачи. У каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых осуществляют добычу. На устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти. Продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин. Куст содержит одну или более нагнетательных скважин. У каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку. Определяют приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки. Исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой. Закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод. Определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, использующих одни пласты. Для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче. Замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины. На устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество. Замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера. Для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени. Для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважины, ведущей закачку в тот же пласт. Для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах. На основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин. Причем система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-01-10 2015-01-10T14:59:25
Наверх