Визуальный способ исследования характера повреждения стенок обсадной колонны скважины и устройство для его реализации


 


Владельцы патента RU 2543239:

Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" (RU)

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.

 

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля состояния стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида.

Известен способ, аналогичного назначения, реализуемый в устройстве для наблюдения стенок буровой скважины, заключающийся в расположении на каротажном кабеле телевизионной камеры и источника света и фототелерегистрации стенок исследуемой ОК с последующей обработкой полученных видеоматериалов /Пат. РФ №2387826, кл. Е21В 47/00, Е21В 49/00, 2010/.

Известно устройство того же назначения, содержащее телевизионную камеру и источник света, установленные на каротажном кабеле /Пат. РФ №2387826, кл. Е21В 47/00, Е21В 49/00, 2010/.

Недостатком известных способа и устройства является длительный поиск места расположения заколонных перетоков флюида для его фототелерегистрации и связанные с этим длительным поиском излишний расход электроэнергии.

Известен визуальный способ исследования характера повреждения стенок ОК скважины, заключающийся 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 /Пат. РФ №2389873, кл. Е21В 47/10, 2010/.

Известно устройство того же назначения, содержащее фототелекамеру, синхронизированную с импульсным источником света, установленную на каротажном кабеле и подключенную выходом к компьютеру, установленному на наземном оборудовании /Пат. РФ №2389873, кл. Е21В 47/10, 2010/.

Данные способ и устройство приняты за прототипы предлагаемых технических решений.

Недостатком известных способа и устройства является длительный поиск мест расположения заколонных перетоков флюида в скважине и связанные с этим излишние затраты электроэнергии.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретений, является устранение недостатка прототипов, т.е. повышение результативности поиска мест расположения течи в ОК скважины.

Данный технический результат в части способа достигают за счет того, что в известном способе, заключающемся 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 регистрацию стенок обсадной колонны скважины с помощью фототелекамеры проводят в моменты превышения выходным сигналом с преобразователя интенсивности шумоизлучения заданного порогового значения.

Пороговое значение выходного сигнала с преобразователя интенсивности шумоизлучения задают на уровне фонового значения интенсивности шумоизлучения в скважине.

Для достижения поставленного технического результата в части устройства известное устройство, содержащее фототелекамеру, синхронизированную с импульсным источником света, установленную на каротажном кабеле и подключенную выходом к компьютеру, установленному на наземном оборудовании, дополнительно содержит головные телефоны и остронаправленный преобразователь интенсивности шумоизлучения, диаграмма направленности которого совпадает по направлению с диаграммой направленности импульсного источника света, а его выход через усилитель подключен к головным телефонам наземного оборудования.

Устройство дополнительно содержит экстремальный регулятор, подключенный входом через усилитель к выходу преобразователя шумоизлучения, а выходом - к синхронизирующим входам импульсного источника питания и фототелекамеры.

Устройство дополнительно содержит спектроанализатор, установленный в наземном оборудовании и подключенный параллельно к головным телефонам.

Изобретения поясняются чертежом, на котором представлены схемы наземного и скважинного оборудования для реализации способа с помощью устройства того же назначения.

Устройство для реализации способа содержит наземное оборудование 1 и скважинный прибор 2, установленный в исследуемой скважине, стенка которой обозначена под позицией 3.

В состав скважинного прибора 2 входит фототелекамера 4, импульсный источник 5 света с источником 6 питания, остронаправленный преобразователь 7 интенсивности шумоизлучения, усилитель 8 и экстремальный регулятор (ЭР) 9. Имеются также электронный ключ 10 и поворотное зеркало 11 с отверстием для согласования оптического и акустического каналов прибора.

Электрические связи блоков скважинного прибора 2 представлены на чертеже.

Наземное оборудование 1 включает в себя головной телефон 12, спектроанализатор 13, компьютер 14, блок 15 управления и датчик 16 глубины.

Электрические связи внутри наземного оборудования 1 и между наземными и скважинными блоками также представлены на чертеже.

Выход фототелекамеры 4 подключен к компьютеру 14, к которому подключен также датчик 16 глубины. Если электронный ключ 10 включен, то выход преобразователя 7 интенсивности шумоизлучения через усилитель 8 и ЭР 9 подключен к запускающим входам источника 6 питания и фототелекамеры 4. Если электронный ключ 10 выключен, то скважинный прибор 2 работает в ручном режиме. От головного телефона 12 к оператору поступает сигнал, по которому оператор включает в нужный момент синхронизированные источник питания 6 и фототелекамеру 4.

Ручное управление этими блоками осуществляется через блок 15 управления.

Способ исследования характера повреждения 17 стенки 3 скважины с помощью представленного устройства реализуется следующим образом.

Скважинный прибор 2 опускается на каротажном кабеле (на чертеже не обозначен) в скважину с предполагаемым повреждением 17, через которое в скважину из заколонного пространства поступает поток флюида, образуя гидро или газодинамический источник шума 18.

При ручном режиме работы устройства (электронный ключ 10 разомкнут) оператор следит за появлением в головном телефоне 12 шума, при максимальном значении которого он посылает на запускающие входы источника питания 6 импульсного источника 5 света и фототелекамеры 4 командные сигналы от блока 15 управления.

При этом на монитор компьютера 14 от фототелекамеры 4 поступает изображение повреждения 17.

За все время перемещения скважинного прибора 2 вдоль скважины и по азимутальному углу фототелекамера 4 не работает до момента точной установки светового поля источника 5 света и поля визирования фототелекамеры 4 напротив источника 17 шумоизлучения.

Поскольку диаграммы 18, 19 направленности преобразователя 7 интенсивности шумоизлучения и источника 5 света согласованы через поворотное зеркало 11 (т.е. совпадают между собой), то данное условие легко реализовать.

При замыкании электронного ключа 10 скважинный прибор 2 работает в автоматическом режиме. Контроль работы прибора в обоих режимах его работы можно осуществлять с помощью спектроанализатора 13 и компьютера 14.

Таким образом с помощью заявленных способа и устройства повышается результативность поиска течи в ОК скважины и экономится электроэнергия, необходимая для осуществления этого поиска.

Этим достигается поставленный технический результат.

1. Визуальный способ исследования характера повреждения стенок обсадной колонны скважины, заключающийся 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, отличающийся тем, что 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. Способ по п.1, отличающийся тем, что пороговое значение выходного сигнала с преобразователя интенсивности шумоизлучения задают на уровне фонового значения интенсивности шумоизлучения в скважине.

3. Устройство для исследования характера повреждения стенок обсадной колонны скважины, содержащее фототелекамеру, синхронизированную с импульсным источником света, установленную на каротажном кабеле и подключенную выходом к компьютеру, установленному на наземном оборудовании, отличающееся тем, что дополнительно содержит головные телефоны и остронаправленный преобразователь интенсивности шумоизлучения, диаграмма направленности которого совпадает по направлению с диаграммой направленности импульсного источника света, а его выход через усилитель подключен к головным телефонам наземного оборудования.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что дополнительно содержит экстремальный регулятор, подключенный входом через усилитель к выходу преобразователя шумоизлучения, а выходом - к синхронизирующим входам импульсного источника питания и фототелекамеры.

5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что дополнительно содержит спектроанализатор, установленный в наземном оборудовании и подключенный параллельно головным телефонам.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов. Технический результат заключается в повышении точности определения положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащий: приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм; закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт; определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. 17 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон. Предложен скважинный измерительный инструмент, включающий, по меньшей мере, одну неплоскую антенну, сконфигурированную для передачи и/или приема электромагнитного излучения. При этом неплоская антенна включает в себя, по меньшей мере, одну неплоскую петлю антенного провода, развернутого вокруг корпуса инструмента. Причем в одном примере варианта осуществления неплоскую антенну можно считать двухплоскостной, включающей в себя первую и вторую секции полуэллиптической по форме, образующие первую и вторую пересекающиеся геометрические плоскости. В другом примере варианта осуществления аксиальное разделение между неплоской петлей антенного провода и проходящей по окружности центральной линией антенны изменяется, по существу, синусоидально относительно азимутального угла по окружности инструмента. Являющиеся примером неплоские антенны согласно изобретению могут быть предпочтительно выполнены с возможностью приема и передачи излучения, по существу, чисто x-, y- и z-моды. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх