Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин


 


Владельцы патента RU 2544923:

Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен (RU, патент 2171888) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, которые вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.

Недостатком известного способа можно признать его малую информативность.

Известен (SU, авторское свидетельство 977726) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.

Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.

Наиболее близким аналогом разработанного способа можно признать (RU, патент 2383727, опубл. 2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно известному способу проводят закачку, по крайней мере, в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частицами шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.

Недостатком известного способа следует признать его узкую область применения (только технология гидроразрыва), техническую сложность (необходимость помещения индикатора - шлака одного состава строго только в одну гидротрещину или ее зону), сложность выделения шлака и его анализа.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно разработанному способу 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 или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют 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.

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны прежде всего с неоднородностью в распределении фильтрации и неоднородностью емкостных свойств вдоль ствола скважины, неравномерностью в распределении депрессии, а также возможная пересыпка ствола скважины, частичная или полная закупорка противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалов, несовершенное освоение скважин (часть глинистой корки остается на стенке скважины), постепенное засорение пор призабойной зоны, прорывы воды и газа и другие.

Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.

Основной идеей, на которой основан разработанный способ, является наличие в интервалах пласта горизонтальной или наклонно направленной скважины распределенной системы измерения температуры и распределенных источников тепла/охлаждения.

В качестве распределенных систем измерения температуры могут быть использованы как гирлянды термодатчиков любого типа, так и системы измерения температуры на базе оптоволокна. Подобные системы позволяют оценивать профиль притока, в том числе и для вертикальных скважин, путем сравнения с геотермией. Также возможно оценить профиль закачки в горизонтальных скважинах методом восстановления температуры либо с использованием сформировавшихся во время остановок температурных меток.

При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных датчиков измерения температуры, а также распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения.

В качестве распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения могут быть использованы точечные нагреватели, вмонтированные химические элементы для выделения тепла, дроссельные охлаждающие элементы при закачке газа с поверхности, контрольные линии, позволяющие заканчивать тепловые агенты и другие.

В качестве тепловых индикаторов также можно использовать температурные метки - трассеры, генерирующие тепло вследствие протекания в них химических реакций. Трассеры устанавливают вместе с оборудованием заканчивания. Например, один вид трассера устанавливают в фильтр или в отдельную емкость в трубе, которую спускают с оборудованием заканчивания, например в носок скважины (в самую дальнюю зону). Трассеры высвобождают, в частности, путем подачи сигнала с устья или простым поднятием давления в колонне. Вид активации зависит от состава трассера. После этого скважину вводят в рабочий режим. Измеряют концентрацию трассера (тепловую метку) через определенные промежутки времени, например, на устье. Когда объем с трассером дойдет до устья, концентрация будет расти, а затем спадать. По форме распределения концентрации во времени можно определить, на каком участке объем с индикатором разбавился посторонней жидкостью.

Также в скважину могут устанавливать несколько видов трассеров на разные участки скважины, поскольку в начале скважины может не быть потока жидкости и есть вероятность, что трассер не сможет быть вынесен из этой зоны.

Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.

Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида следует включить на определенное время распределенные источники тепла/охлаждения. Время работы источников будет зависеть от их мощности, геометрических размеров скважины, типа и размеров заканчивания скважины, дебитов скважины, фазового состава пластовой жидкости и ее термальных свойств, а также термальных свойств горных пород. Заданное время работы источников можно будет получить как опытным путем, так и с использованием предварительных расчетов процессов теплообмена.

Вследствие работы источников тепла/охлаждения в скважине будут формироваться тепловые метки, которые будут постепенно перемещаться с потоком пластового флюида от места их образования в сторону пятки скважины и затем от заканчивания скважины на поверхность. Скорость продвижения данных температурных меток, а также распределение температуры в самих метках, будут зависеть от скорости притока пластового флюида в каждой зоне и от скорости движения флюида по скважине до данного интервала. Следовательно, скорость движения тепловых меток будет накопленной функцией, характеризующей движение пластового флюида от притока к скважине. Минимальная скорость будет в носке скважины и максимальная в пятке.

Использование распределенной системы измерения температуры позволяет отследить движение данных тепловых меток по всему стволу скважины и получить распределение скорости потока.

Использование распределения скорости потока флюида по стволу скважины позволяет, в свою очередь, найти распределение профиля притока пластового флюида к скважине.

Разработанный способ иллюстрирован следующим примером реализации. Систему устанавливают в добывающей горизонтальной скважине, законченной противопесочным фильтром. Распределенную систему измерения температуры и источники тепла/охлаждения устанавливают на горизонтальном участке скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) либо гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) малого диаметра. В случае добычи с использованием насоса их подвешивают ниже мотора погружного электроцентробежного насоса. При работе скважины на добычу периодически или постоянно включают нагревательные/охлаждающие элементы и проводят измерения распределения температуры вдоль ствола скважины. По данным изменения температуры во времени определяют профиль притока и, возможно, фазовый состав жидкости, поступающей в скважину из разных интервалов скважины.

Данная технология может найти широкое применение для мониторинга профиля притока добывающей скважины в тех случаях, когда существующие технологии не позволяют сделать это, а именно способ применим для следующих случаев:

- горизонтальные скважины с большими отходами или сложными профилями траектории;

- месторождения с высоковязкой нефтью;

- скважины с многостадийным гидроразрывом пласта;

- многозабойные скважины и скважины с зарезкой бокового ствола;

- скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом;

- офшорные скважины и т.д.

Также разработанный способ можно применить для мониторинга профиля закачки в нагнетательных скважинах. Несомненным преимуществом данной технологии является отсутствие необходимости останавливать скважину для формирования естественной тепловой метки в стволе скважины и возможность проводить мониторинг в тех случаях, когда температура закачиваемой воды совпадает с геотермальной температурой пласта.

Способ также может быть применен в качестве мониторинга изменения свойств призабойной зоны пласта.

В этом случае в остановленной скважине необходимо включить на определенное время распределенные источники тепла-холода. После остановки данных источников с использованием распределенной системы измерения температуры проводят отслеживания скорости восстановления температуры к невозмущенному состоянию. Данная характеристика будет зависеть от общего коэффициента теплообмена между скважиной и пластом. Соответственно скорость отвода тепла будет зависеть от теплофизических свойств горных пород в призабойной зоне пласта.

Проведение таких исследований на различных этапах эксплуатации скважины позволит оценить изменения насыщенности в различных зонах скважины, так как теплофизические свойства горных пород будут зависеть от характера и их насыщения.

Также данные исследования могут быть использованы при оценке изменения величины пористости в процессе эксплуатации скважины.

Таким образом, предложенная технология позволит проводить мониторинг изменения профиля притока добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин, а также оценивать изменения характера насыщенности в призабойной зоне. Это может найти широкое применения в нефтегазовой индустрии и связано с более широким внедрением разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин и наклонно направленных скважин.

1. Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин, включающий использование индикаторов, характеризующих работу скважины, с последующим анализом движения индикаторов по скважине, отличающийся тем, что 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 или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что с использованием распределения скорости движения потока в скважине определяют профиль притока пластового флюида к скважине.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что с использованием распределения температуры и скорости движения потока в скважине определяют изменения характера насыщенности в призабойной зоне.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае использования в качестве источников тепла/охлаждения точечных нагревателей, вмонтированных химических элементов для выделения тепла, дроссельных охлаждающих элементов при закачке газа с поверхности, контрольных линий, позволяющих заканчивать тепловые агенты, активацию проводят во время работы скважины на добычу.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае использования в качестве источников тепла/охлаждения химических меток-трассеров активацию проводят перед началом работы скважины.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины. Способ заключается в том, что выбирается остановленная скважина, производится ее промывка и при этом регистрируется температура на выходе циркуляционной системы. Причем закачка горячей жидкости (теплоносителя) производится через затрубное пространство, при этом на входе в него температура жидкости меняется по периодическому закону и регистрируется, а коэффициент теплопроводности λп и коэффициенты теплопередачи через НКТ k1 и обсадную колонну k2 вычисляются по математическим формулам.

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности зонда за счет упрочнения корпуса и надежной герметизации основных электронных узлов. Предложен электронный зонд, содержащий металлический отсек 1 электропитания и сопряженный с ним пластиковый корпус 2, в котором размещены и залиты влагостойким компаундом измерительный блок 3, а также блок 4 обработки сигналов в виде микроконтроллерного блока и магнитная антенна 5. При этом измерительный блок 3 включает в себя датчик 6 наклона продольной оси по отношению к горизонту, датчик 7 крена и импульсный стабилизатор 8. Пластиковый корпус 2 выполнен из многослойного стеклопластика, внутренние слои которого выполнены из стеклонитей, имеющих продольную и ортогональную ориентацию в структуре корпуса, а внешние слои выполнены из стеклонитей, имеющих диагональную ориентацию. Магнитная антенна 5 и измерительный блок 3 имеют многослойное высокоадгезивное к ним влагостойкое покрытие 11, а микроконтроллерный блок 4 - покрытие 12 из лака с низкой адгезивной способностью к влагостойкому покрытию измерительного блока 3 и магнитной антенны 5, и залиты при сборке влагостойким компаундом 13. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1-Ρу2+Ρтр2-Pпогр1-Рпогр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔΡп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔΡп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔΡу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔPу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Наверх