Способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства


 


Владельцы патента RU 2569143:

Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" (RU)

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

Определение фазовых дебитов скважин является одной из важнейших задач для нефтегазодобывающей промышленности. Данная задача стоит не только во время исследования разведочных скважин, освоения вновь пробуренных скважин, но и в процессе мониторинга работы эксплуатационных скважин.

Существуют два основных направления расходометрии.

Традиционным методом измерения многофазного потока является фазовая сепарация и замер каждой фазы по отдельности. Это является самым простым и надежным способом измерения многофазного потока. К недостаткам следует отнести необходимость проводить замеры и испытания с сепаратором, которые требуют соблюдения соответствующих мер безопасности и наличия трубной обвязки испытательного оборудования. Данное решение не всегда приемлемо, например, при разработке морских месторождений с использованием платформ или удаленных месторождений, вследствие ограничений по площади поверхности и массе используемого оборудования.

Другим традиционным направлением является оценка дебитов работы скважины без разделения фаз - многофазная расходометрия. Основными принципами замера расхода смеси являются: замеры дифференциального давления на сужающем устройстве, механические замеры расхода и кросс-корреляционные методы. Фракции в потоке определяют с применением замеров поглощения гаммаизлучения, оценки общих электрических свойств и применением ультразвуковой технологии. Каждая из технологий обладает рядом недостатков и преимуществ и может применяться в зависимости от специфики поставленных задач. Наиболее точными, универсальными и надежными устройствами на сегодняшний день считаются расходомеры, построенные на принципе замеров дифференциального давления и гаммапоглощения. К недостаткам данных технологий можно отнести не только высокую стоимость испытаний, но и довольно узкий диапазон параметров работы скважины (дебит, обводненность и газовый фактор), при выходе за который приходится заново настраивать стенд, используя корреляционные методы.

Известен (SU, авторское свидетельство 987554, опубл. 1981) способ исследования скважин, заключающийся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресцина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста.

Недостатком известного способа следует признать его малую информативность и не пригодность для исследования промысловых скважин по добыче углеводородов.

Известен (SU, патент 1473405, опубл. 1987) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующим его определением в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы, устойчивые к пластовой жидкости (эритрозин, акридиновый оранжевый, эозин, флюоресцин или родамин Ж).

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность.

Известен (SU, патент 1684491, опубл. 1989) способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов. Согласно известному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.

Недостаток указанного способа состоит в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.

Известен (US, патент 4742873, опубл. 1988) способ исследования динамических процессов газовой среды. Согласно известному способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.

Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.

Известен (RU, патент 2167288, опубл. 2001) способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа. Согласно известному способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.

Недостаток этого способа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.

Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU, патент 2482272, опубл. 2013) Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки, причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды.

Недостатком известного способа следует признать его малую информативность.

Техническая задача, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.

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.

Для постижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий 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, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. При реализации способа камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит трассеры-метки с различными физико-химическими свойствами.

Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые контейнеры или матрицы способны выделять уникальные трассеры - метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, можно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов изменить количественный состав скважинного флюида.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины, оснащен емкостями с уникальным набором трассеров-меток.

Емкость может быть установлена с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из контейнера или матрицы.

Камера может быть выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под действием управляющего сигнала.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа камера содержит контейнеры/матрицы с возможностью высвобождать трассера-метки под действием компонент проходящего трехфазного флюида (вода, нефть, газ), причем при прохождении каждой из фаз высвобождается, только определенный вид трассера-метки.

В предпочтительном варианте реализации в емкости используют, по меньшей мере, один контейнер или одну матрицу.

В качестве трассеров-меток могут быть использованы нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм.

Также в качестве трассеров-меток могут быть использованы вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы с трассерами-метками, материал которых способен истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы, имеющие консистенцию геля.

При реализации способа могут быть использованы контейнеры или матрицы, имеющие форму пластин.

Используемые контейнеры или матрицы могут быть твердыми веществами.

Используемые контейнеры и матрицы могут быть изготовлены как из гидрофильных, так и из гидрофобных материалов.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа концентрацию трассеров-меток в потоке скважинного флюида определяют путем автоматического считывания трассеров-меток либо отбора проб на устье.

На входе или выходе из камеры расходомера может быть дополнительно установлен ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.

В базовом варианте разработанный способ может быть реализован следующим образом.

В промысловую скважину устанавливают индикаторный многофазный расходомер. Расходомер в данном случае представляет из себя камеру, в которой установлены, по меньшей мере, один контейнер или матрица, содержащие в себе трассера-метки, причем контейнер или матрица выполнены из гидрофильного или гидрофобного материала, либо материала, способного растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды и газа, либо растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и газу, либо растворяться или разлагаться только при воздействии газовой среды. Также возможно высвобождение трассеров-меток с использованием внешнего управляющего сигнала. Измеряя тем или иным образом концентрацию высвободившегося трассера-метки, возможно однозначным образом определить расход нефти, воды, газа, прошедшие через устройство.

Одной из реализации этой технологии является включение расходомерного устройства с флуоресцентными или люминесцентными маркерами в системы заканчивания, например в противопесочные фильтры, и спуске расходомерного устройства в скважину, выделении либо образовании в различных интервалах скважины трассеров-меток и отслеживании их эволюции при распространении в потоке вдоль ствола скважины. Также возможно оснастить различные интервалы маркерами различного цвета, которые высвобождаются при прохождении воды, нефти, газа.

Для измерения расхода возможно использовать технологию включения флуоресцентных частиц размером 1-1000 мкм в матрицы. Путем автоматического считывания либо отбора проб на устье, измерении концентрации частиц в отбираемых пробах, возможно определить характеристики притока во времени, определить расход нефти, воды и/или газа, определить работающие интервалы скважины во время освоения, определить время прорыва воды, сделать количественные оценки, а также локализовать место прорыва.

Использование в качестве трассеров-меток частиц размером 1-1000 мкм позволяет измерить концентрацию с высокой точностью и позволит количественно определить расход нефти и воды из различных продуктивных интервалов. Возможна модификация оборудования для принудительного выделения маркеров при подаче управляющего сигнала, например, с помощью повышения давления на устье.

Данный подход позволит на этапе освоения скважины определить работающие нефтью интервалы и оценить эффективность освоения. На более позднем этапе технология позволит определить интервалы прорыва воды для последующих ремонтно-изоляционных работ.

Другим вариантом реализации технологии является установка расходомера, основанного на выделении трассеров-меток, на устье скважины для определения дебита нефти, воды, газа.

Способ состоит в следующем. В процессе работы скважины трехфазная смесь поступает в камеру расходомера и проходит через контейнеры. Оболочка контейнеров (матриц) начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки, и смешиваться с протекающим флюидом. По концентрации трассеров-меток в прошедшем через контейнеры потоке можно однозначно определить расход воды, углеводородов или газа через устройство. Расход газа может быть дополнительно измерен с помощью широко используемых в настоящий момент ультразвуковых датчиков расхода, установленных, при необходимости, на выходе из камеры индикаторного расходомера. Для калибровки расходомера можно использовать лабораторные испытания, по результатам которых определяется соответствие концентрации высвободившихся трассеров-меток из контейнеров/матриц, установленных в расходомере, объемам воды, нефти, газа, проходящих через камеру расходомера.

Индикаторами также могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:

флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),

индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях;

вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы);

радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада);

вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью;

нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм, например металлические, либо флуоресцентные и/или люминесцентные.

Контейнеры/матрицы могут быть изготовлены, например, из битума, каучука, желатина, гипса, растворимого в воде поливинилового спирта, растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул.

При прохождении газа, например, контейнеры или матрицы с трассерами-метками могут начать истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.

Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:

- измерения поинтервального дебита воды, нефти и/или газа;

- измерения общего дебита воды, нефти и/или газа на скважине;

- определения времени и места прорывов воды или газа;

- определения интенсивности работы отдельных интервалов при освоении скважин;

- периодического контроля фазового состава добываемого флюида;

- предотвращения обводненности скважины путем своевременного измерения содержания воды в добываемом флюиде;

- оценки экономики скважины.

К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:

- низкую себестоимость исследований по сравнению с другими методами;

- отсутствие радиоактивных веществ в системе измерения;

- простоту оборудования, небольшие размеры/вес;

- экологическую безопасность и не токсичность применяемых при измерениях материалов.

1. Способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий 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, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием, отличающийся тем, что камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит в качестве трассеров-меток нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм и/или вещества с высокой диэлектрической проницаемостью.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины оснащают емкостями с уникальным набором трассеров-меток.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что емкость устанавливают с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из контейнера или матрицы.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют камеру, выполненную с возможностью высвобождать трассера-метки под действием управляющего сигнала.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют камеру, содержащую контейнеры/матрицы с возможностью высвобождать трассера-метки под действием компонент проходящего трехфазного флюида (вода, нефть, газ), причем при прохождении каждой из фаз высвобождается только определенный вид трассера-метки.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют не менее одного контейнеров или матрицы.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы с трассерами-метками, материал которых способен истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы, имеющие консистенцию геля.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы, имеющие форму пластин.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы, являющиеся твердыми веществами.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы, изготовленные из гидрофильного материала.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют контейнеры или матрицы, изготовленные из гидрофобного материала.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрацию трассеров-меток в потоке скважинного флюида определяют путем автоматического считывания трассеров-меток либо отбора проб на устье.

14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на входе или выходе из камеры расходомера дополнительно устанавливают ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при исследовании качества цементирования элементов конструкции скважины. Техническим результатом является повышение эффективности определения качества цементирования элементов конструкции скважины. Способ включает размещение на верхнем торце исследуемого элемента конструкции скважины датчиков излучателя и приемника акустических импульсов, акустически связанных с элементом, излучение акустических импульсов и регистрацию вторичных сигналов. После излучения и регистрации акустических импульсов перемещают датчики излучателя и приемника последовательно через каждые 90-60° по окружности изучаемого элемента скважины, устанавливают их диаметрально противоположно друг другу, формируют зондирующие акустические импульсы на двух частотах 2 кГц и 5 кГц, проводят запись отраженного сигнала на двух 3-х и 5-ти периодах Т и выполняют 4-6 замеров по окружности, интерпретацию результатов исследований ведут путем суммирования данных, полученных с применением двух рабочих частот 2 и 5 кГц и двух периодов 3 Т и 5 Т, выполняют построение развертки в 360° поверхности контакта элемента конструкции скважины колонна-цемент с получением картины сцепления цемента с колонной по всему периметру скважины и выделением вертикальных дефектных нарушений цемента. 4 ил.
Наверх