Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах



Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах
Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах

 


Владельцы патента RU 2543399:

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

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов.

Известен способ того же назначения, принятый за прототип, заключающийся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта /Пат. №2344285, кл. Е21В 47/00, Е21В 49/00, 2009/.

В прототипе насыщенный газом пласт генерирует акустические колебания, когда возникает процесс дегазации геосреды и фильтрационный поток становится неустойчивым (с пульсациями скорости и давления). При этом появляются акустические колебания среды, регистрация которых на заданной глубине определяет наличие газонасыщенного пласта в скважине.

Недостатком прототипа является необходимость проведения каротажных геоакустических измерений для нахождения газонасыщеного пласта в скважине.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений.

Данный технический результат достигают за счет того, что в известном способе обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах, заключающемся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колоны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта, в скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности.

Распределение амплитудных значений влажности газа в потоке измеряют методом поточной влагометрии на устье скважины.

Изобретение поясняется чертежами.

На фиг.1 представлена схема реализации способа; на фиг.2 показаны примеры оценки степени обводнения эксплуатирующихся интервалов - пластов по разрезу куста действующих газовых скважин.

Устройство для реализации способа в скважине, содержащей обсадную колонну 1 (ОК 1), насосно-компрессорную трубу 2 (НКТ 2), перфорационные отверстия 3, устьевые манометры 4, 5 запорные краны 6, 7, включает в себя проточный измеритель 8 влажности (ПИВ 8), измеритель 9 скорости V потока и компьютер 10.

Выходы ПИВ 8, измерителя 9 скорости и электрический выход запорного крана 7 подключены к компьютеру 10.

На входах компьютера 10 установлены соответствующие преобразовательные элементы, например аналого-цифровые преобразователи (на чертеже не показаны).

Данное устройство реализует способ обнаружения газонасыщенных пластов 11 и(или) 12 следующим образом.

Включают запорный кран 7 и организуют в НКТ 2 поток газа, скорость V которого контролируют измерителем 9 скорости.

С помощью ПИВ 8 непрерывно или дискретно через заданные промежутки времени измеряют влажность газа и снимают временное распределение амплитудных значений влажности во времени (фиг.2, внизу).

По времени t появления максимума на временном распределении влажности определяют глубину Н залегания газонасыщенного пласта по формуле H=V·t.

На фиг.2, внизу, представлены кривые распределения амплитудных значений влажности W во времени, полученные методом поточной влагометрии на устье различных скважин Ямбурского месторождения, по которым можно судить о наличии на определенных глубинах двух газонасыщенных слоев 11 и 12 (фиг.1) в скважинах 2 и 8.

Данные спектрометрического радиоактивного каротажа (фиг.2, вверху) подтверждают данные поточной влагометрии.

Таким образом, с помощью данного способа можно достоверно определять глубину залегания газонасыщенных пластов в скважинах без проведения каротажных измерений. Этим достигается поставленный технический результат.

1. Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах, заключающийся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта, отличающийся тем, что в скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что распределение амплитудных значений влажности газа в потоке измеряют методом поточной влагометрии на устье скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам определения анизотропии проницаемости горных пород в лабораторных условиях, и предназначен для лабораторного определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной фильтрации на образцах керна с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром, в параллельных и перпендикулярном напластованию направлениях.

Изобретение относится к построению геологической модели месторождений нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности, достоверности геологоразведочных работ, поиска и разведки, разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт. Техническим результатом является повышение точности определения оптимальной депрессии на пласт.

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 нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. Технический результат - повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу.

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

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах.

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 устройствам для определения расхода и направления потока жидкости. Задачей заявляемого изобретения является создание датчика скважинного расходомера, надежно работающего в загрязненных скважинных жидкостях при различных неограниченных глубинах его погружения в скважину и гидродинамических ее исследованиях.

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

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Наверх