Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине



Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине
Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине

 


Владельцы патента RU 2567935:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород. Технический результат направлен на повышение точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине. При определении интервалов залегания газоносных пластов в скважине исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины. Предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания. Поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород.

Известен способ изучения геологических разрезов скважин, включающий геофизические исследования, определение плотности пород по шламу, непрерывно отбираемому в процессе бурения. Операцию разделения разреза на геологические циклы осадконакопления проводят по данным гармонического анализа кривых геофизических исследований скважин, преобразуя кривые геофизических исследований скважин в последовательности кривых - главных гармонических составляющих с периодами, равными размерам элементарных циклитов в соответствующих интервалах разреза. Выявляют границы интервалов с непрерывной гармонической характеристикой, определяя тем самым точки смены циклов осадконакопления, по которым судят о местоположении несогласий (Опубликованная заявка на изобретение РФ №92003522, опубл. 19.06.1995).

Недостатком известного способа является неточность соответствия местоположения несогласий с наличием газа в продуктивных пластах.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения газонасыщенных интервалов в заколонном пространстве скважины, согласно которому по стволу скважины проводят акустический каротаж, регистрируют и проводят анализ полного волнового сигнала и фазокорреляционных диаграмм. При этом отраженные от муфтовых соединений поверхностные волны регистрируют после полного затухания прямых акустических волн, проходящих от излучателя к приемникам без отражений. Наличие и положение газонасыщенных интервалов определяют по отсутствию или многократному ослаблению отраженных поверхностных волн (Патент РФ №2304215, опубл. 10.08.2007 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной точностью определения интервалов газоносных пластов, т.к. его проведение невозможно в открытом стволе скважины и способ проводится через эксплуатационную колонну.

В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.

Задача решается тем, что в способе определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине, включающем проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, согласно изобретению исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Сущность изобретения

Оценка местоположения газоносных пластов в интервалах терригенного и карбонатного разреза имеет важное практическое значение. Так, газоносные пласты (насыщенные азотом) в карбонатном разрезе нижнепермских и верхнекаменоугольных отложений затрудняют, а то и вовсе не позволяют выполнять проводку ствола скважины при бурении на нижележащие горизонты. Необходимо в этом случае перекрывать промежуточной колонной интервалы газонасыщенных пород.

Существующие способы оценки местоположения газоносных пластов в интервале терригенных отложений верхнепермских, неогеновых и четвертичных отложений, перекрываемых кондукторными колоннами, основаны на сопоставлении кривой цементометрии кондуктора по методу ГГКп (гамма-гамма-цементомер) и НГК. Газоносные пласты определяются по высоким показаниям ГГКп и НГК при условии качественного цементажа кондуктора по акустическому цементомеру. При некачественном цементаже кондукторных колонн (по АКЦ) метод не работает. Кроме того, данный способ практически неприменим для оценки местонахождения газоносных пластов в карбонатных отложениях нижнепермского и каменоугольного возраста, перекрытых эксплуатационной колонной, в силу значительно меньшего коэффициента пористости карбонатных коллекторов по сравнению с терригенными и недостаточной разрешающей способностью гамма-гамма-цементомеров.

Решение данной проблемы возможно путем применения для оценки кривой плотности пород двухзондового прибора метода рассеянного гамма-излучения (ГГКп). Регистрация рассеянного гамма-излучения двумя зондами: большим (IБ) и малым (IM) позволяет при расчете плотности пород исключить значительное влияние бурового раствора и глинистой корки на показания метода. Так, на малый зонд большее влияние оказывает буровой раствор и глинистая корка, а на большой зонд - вскрытые скважиной породы. Расчет кривой плотности двухзондовых приборов основан на показаниях большого и малого зонда, результатов калибровки каналов и измерения в эталонных средах (IМЭ) и (IБЭ). Так, для получения диаграммы плотности с аппаратурой РГП-2 является выражение

F(δ)=K1(IБ/IМ)-K2IM,

где Κ1 находится по отношению IМЭ/IБЭ, а K2=0.6/IМЭ; K1 и K2 - метрологические характеристики прибора.

Физическая сущность технологии основана на том, что газонасыщенные породы обладают меньшей плотностью по сравнению с водо- и нефтенасыщенными. Показания нейтронных методов (НГК или ННКт) зависят от водородосодержания горных пород. При этом для заинверсионных зондов зависимость показаний от водородосодержания пород обратная. Так, для пород, насыщенных газом, показания НГК или ННКт бóльшие, чем для тех же пород, насыщенных водой или нефтью (в газонасыщенных коллекторах общее количество водорода меньше, чем в тех же коллекторах, насыщенных водой или нефтью).

Итак, по кривой ГК выделяют пласты с низкими показателями, или неглинистые пласты, по ГГКп рассчитывают кривую плотности пород, производят нормализацию кривых (наложение) кривой большого зонда компенсационного нейтронного каротажа с кривой плотности, рассчитанной по ГГКп, признаком наличия газоносного пласта является несовпадение кривых, а именно интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

Пример практического применения.

Проводят исследования в скважине на стадии разбуривания кондуктора скважины. Оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. В нашем случае методы нейтронного каротажа (ННКт двумя зондами: большим ННКб и малым ННКм) и ГК регистрируют аппаратурой КСАТ - РК5 (разработка ОАО «Геотрон», г. Тюмень), а плотностной каротаж - аппаратурой ГГК-2 (разработка ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА», г. Уфа). Глубинность исследования нейтронных зондов 40-45 см, глубинность исследования прибора плотностного каротажа - 15 см с диаметром исследования скважин от 146 до 300 мм. То есть прибором с наименьшей глубинностью исследования является прибор плотностного каротажа (аппаратура ГГК-2). Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, в наших примерах практического применения в терригенном разрезе исследования были проведены в скважине диаметром 150 мм, а в примере карбонатного разреза - 215,9 мм. Прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором. Проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК). Дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.

В результате выявлено следующее.

Терригенный разрез шешминского горизонта уфимского яруса в скважине №23 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 1.

Интервал: 108,6-131,0 м представлен песчаниками по верхнему прослою 108,6-120,2 м (заштрихован) газонасыщенными (низкие показания кривой плотности по ГГКп и высокие показания кривой ННКб) и по нижнему прослою битумонасыщенными (в этом интервале кривые плотности по ГГКп и ННКб практически совпадают друг с другом).

Карбонатный разрез каширского горизонта московского яруса в скважине №7637 Ново-Елховского месторождения представлен на фиг. 2. В данной скважине в процессе бурения в интервале каширского горизонта возникли осложнения, связанные с газопроявлением. Для продолжения бурения до проектного горизонта возникла необходимость определения интервалов газоносных пластов с целью перекрытия их промежуточной колонной. Для этого в скважине был проведен промежуточный каротаж. Выполнена предлагаемая в изобретении технология нормализации кривых ННКт (на фиг. 2 кривая NKDT тонкая) с кривой плотности по ГГКп (кривая GGK, толстая), которая позволила выявить интервалы газоносных пластов (на фиг. 2 интервалы газоносных пластов заштрихованы), перекрыть их промежуточной колонной и успешно завершить бурение скважины до проектного горизонта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине.

Способ определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине, включающий проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, отличающийся тем, что исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Изобретение относится к диагностике штанговых насосных установок. Техническим результатом является обеспечение точной информативной диагностики для эффективного управления насосной системой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества.

Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений методами ИК-спектрометрии.

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа проводят установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида. Камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. Камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид. В камере установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью разрушения под действием воды, или углеводородной среды, или углеводородного газа. Контейнер или матрица каждого вида содержит в качестве трассер-меток нерастворимые частицы размером 1-100 мкм и/или вещества с высокой диэлектрической проницаемостью. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве. 13 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами. Техническим результатом изобретения является создание способа определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины на основе разработанной информационно-измерительной системы путем измерения параметров продукции на забое и устье скважины. Для этого вычислительное устройство информационно-измерительной системы обводненной газовой скважины принимает сигналы от датчиков давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости. При этом динамический уровень жидкости определяется по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления Pзаб по гидродинамическим формулам. 1 ил.

Изобретение относится к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей. Технический результат - более точная оценка фактических условий в существующем коллекторе, разработка и реализация разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора. Информацию собирают с использованием уникальных комплексных методик сбора и анализа системы показателей и информации в адресном режиме с помощью весовой обработки данных в контексте конкретного коллектора и целей производителя. Рейтинг коллектора генерируют с использованием асимметричного анализа системы показателей и последующего использования для формирования плана мероприятий. Архитектура добычи (например, число, местоположение и способ строительства нефтяных и нагнетательных скважин) затем строится согласно плану мероприятий. Может осуществляться непрерывный мониторинг показателей работы коллектора и использоваться для подтверждения целевых показателей добычи и нефтеотдачи и/или обеспечения срабатывания пусковых или тревожных схем для замены оборудования добычи. 7 н. и 19 з.п. ф-лы, 35 ил., 5 прим., 24 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и позволит повысить точность и объективность контроля при эксплуатации нефтяных месторождений. Технический результат заключается в точности, устойчивости контроля обводненности скважинных продуктов в процессе эксплуатации без сепарации, с возможностью использования этих данных при управлении нефтедобычей. Способ предусматривает измерение значений импедансных характеристик и температуры добываемого скважинного продукта в точке контроля и прогнозирование при помощи программируемых средств значений обводненности и содержания нефтяного и водного компонентов жидкой фазы скважинного продукта по выбранной математической модели. На фиксированной частоте воздействия электрического поля выполняют непрерывное измерение комплексного сопротивления добываемого скважинного продукта и его действительной (активной) и мнимой (реактивной) составляющих с приведением измеренных значений комплексного сопротивления и его составляющих к нормальным (стандартным) условиям и выполняют упомянутое прогнозирование. Перечисленные выше операции способа используются при работе системы автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, включающей совокупность средств измерения характеристик электрического поля и температуры добываемого скважинного продукта, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемые технические решения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам и устройствам приема/передачи информации и электрической энергии к исполнительным приборам и механизмам при эксплуатации скважин для добычи флюида. Система передачи питания содержит блок наземный (БН), подключенный к модулю погружному (МП) по цепи питания погружного электродвигателя для передачи энергии малой мощности для функционирования МП и двунаправленной передачи данных. БН содержит источник питания (ИП), устройство управления блока наземного (УУБН) и монитор тока (МТ), а МП содержит устройство питания и передачи данных (УПД) и устройство управления модуля погружного (УУМП), обрабатывающего данные хотя бы одного измерительного устройства. При этом БН содержит дополнительный источник питания (ДИП) и мультиплексор, причем первый вход/выход мультиплексора является входом/выходом БН, к второму входу/выходу мультиплексора подключен вход/выход МТ, к первому входу мультиплексора подключен первый выход УУБН, к второму входу - выход ДИП, второй выход УУБН подключен к входу ИП, выход ИП - к входу МТ, а выход МТ - к входу УУБН. В первом варианте исполнения системы и МП последний содержит демультиплексор для выделения поступающей на его первый вход/выход (вход/выход МП) энергии большой мощности. Второй вход/выход демультиплексора подключен к второму входу/выходу УПД, выход подключен к входу преобразователя электрической энергии (ПЭ), а вход - к выходу УУМП, второй вход/выход которого подключен к входу/выходу ПЭ, выход которого является выходом МП. Во втором варианте исполнения системы и МП последний содержит блок погружной (БП) и блок выносной (БВ), соединенные каналом передачи питания и данных. 4 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в уменьшении времени определения прочности насосных штанг нефтедобывающих скважин в полевых условиях и одновременно в повышении достоверности определения. Указанный технический результат достигается благодаря тому, что разработан способ для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, включающий в себя этапы, на которых: определяют прочностные характеристики по меньшей мере одной насосной штанги на основании данных об оказанном давлении, полученных от блока приложения давления и данных об измеренном отклонении, полученных от блока измерения отклонения, посредством блока вычисления устройства определения прочностных характеристик; принимают решение о соответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о необходимости дополнительных измерений следующего множества насосных штанг нефтедобывающей скважины, в случае если определенные прочностные характеристики не удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности и удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о несоответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги не удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2. ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована для мониторинга и обработки скважинной среды. Патронный скважинный фильтр содержит цилиндрическую стенку, внутреннюю и наружную поверхность, отверстие, проходящее во внутреннее пространство через цилиндрическую стенку между наружной поверхностью и внутренней поверхностью для создания доступа текучей среды от наружной поверхности во внутреннее пространство, фильтрующий текучую среду материал, исключающий проход слишком крупных частиц через отверстие, и материал трассера текучей среды, который перемещается в скважинном трубном изделии и расположенный на установочной площадке, размещенной на расстоянии от отверстия, проходящего к внутреннему пространству, снаружи от внутреннего пространства. Установочная площадка расположена так, что путь потока текучей среды ограничен пределами прохождения от установочной площадки по наружной поверхности и через отверстие перед входом во внутреннее пространство. Установочная площадка выполнена в виде открытого сверху кармана на наружной поверхности со стенками, проходящими вниз в цилиндрическую стенку, и включает закрытое дно в основании стенок для предотвращения перемещения текучей среды во внутреннее пространство через площадку. Повышается достоверность и эффективность мониторинга различных зон в скважине, Фильтр можно использовать для обработки текучих сред в стволе скважины. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх