Система каротажа для применения в скважине в зоне под погружным электроцентробежным насосом



Система каротажа для применения в скважине в зоне под погружным электроцентробежным насосом
Система каротажа для применения в скважине в зоне под погружным электроцентробежным насосом
Система каротажа для применения в скважине в зоне под погружным электроцентробежным насосом

 


Владельцы патента RU 2572496:

Шлюмберже Технолоджи Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и может быть применена в системе каротажа проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже работающего погружного насоса (ЭЦН). Устройство содержит погружной электроцентробежный насос и закрепленные на нем децентратор и насадку с проточными каналами для протока жидкости, кабель, верхний и нижний соединительные элементы с пружинными защелками, имеющие контакты с кабелем, а также автосцеп с механизмом захвата. Причем спускаемый автосцеп обеспечивает соединение или разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов. Также предложен способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом, который содержит установку в скважине погружного электроцентробежного насоса в компоновке с насадкой с проточными каналами для протока жидкости, децентратором, верхним и нижним соединительными элементами в положении механического и электрического контакта, кабелем, автосцепом, утяжелителем и скважинным каротажным устройством на кабеле ниже погружного электроцентробежного насоса; приведение в рабочий режим погружного электроцентробежного насоса; разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов повторной однократной нагрузкой механизма захвата автосцепа; подъем кабеля вместе со скважинным каротажным устройством, сопровождаемый измерениями с помощью скважинного каротажного устройства в зоне скважины под погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении надежности работы погружного насосного агрегата и возможности проводить периодический мониторинг работающей скважины без остановки насоса. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин, в частности к системе каротажа, которая используется для проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже электрического центробежного насоса и может быть также использована для проведения работ по спуску и подъему технологического оборудования (геофизических приборов, перфораторов, компонентов заканчивания скважины и т.д.) в скважинах, оборудованных погружными насосами, без остановки работы насоса.

Уровень техники

При проведении промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИС) основной потребностью является получение реальных данных о притоке флюида в режиме, максимально приближенном к режиму добычи, то есть без остановки насосов и иных элементов заканчивания скважины. Для этого используется целый арсенал технологий (свабирование, компрессирование, компоновки Y-tool, струйные насосы и пр.), обладающих теми или иными преимуществами, но имеющих один общий недостаток - режимы исследования скважины нарушают технологический режим добычи нефтяного флюида.

Каротажные работы, в частности определение профиля притока в работающей скважине, как правило, не вызывают затруднений, если приток пластового флюида из призабойной зоны происходит благодаря избыточному давлению в продуктовом пласте. Однако большая часть промышленных скважин не имеет достаточного давления для притока добываемого флюида в ствол скважины, такие скважины оборудованы погружными насосными агрегатами. В частности, в нефтедобыче широко распространены погружные электрические центробежные насосы (ЭЦН). ЭЦН закрепляют в обсаженной скважине и перекрытое сечение обсадной трубы более не позволяет опустить картонажные приборы и иное оборудование ниже погружного насоса. Таким образом существует потребность в информации о состоянии скважины на глубинах ниже работающего погружного насоса. Участок скважины ниже погружного насоса может иметь несколько зон перфораций, обеспечивающих свою долю в притоке из различных продуктовых пластов, и данные о профиле притока флюида и составе флюида (доля воды, нефти и газа в составе добываемого флюида и т.д.) очень важны для эксплуатации скважины.

В практике нефтедобычи известно Y-образное устройство для сопряжения работы погружного насоса и геофизического каротажного прибора. Такое Y-образная трубное устройство описано в патенте [US 8104540 B2, 2012]. Основой технологии является специальная компоновка электроцентробежного насоса (ЭЦН) с транзитной трубой вдоль насоса и глухой заглушкой в отводе насосно-компрессорных труб. Проведение геофизических исследований осуществляется после остановки глубинного насоса и замены глухой вставки на транзитную вставку с геофизическим прибором. Далее последовательность действий следующая: запуск глубинного насоса, ожидание выхода скважины на режим, проведение самих геофизических исследований, остановка глубинного насоса, извлечение геофизического прибора, возврат на место глухой вставки для Y-образного трубного устройства и повторный запуск глубинного насоса. При этом остановка глубинного насоса ведет к длительности исследований и работы выполняются с применением насосов малого диаметра.

Другим вариантом сочетания работающего погружного насоса и геофизических скважинных приборов является модификация устройства погружного насоса. Для спуска-подъема геофизических приборов ниже насоса выполняют ЭЦН с полым валом, и через канал в валу ЭЦН производят спуск-подъем прибора, при этом добываемая жидкость не проходит через канал в валу благодаря системе герметизации вращающегося вала. Такие системы описаны в патенте [US 6120261 A, 2000]. В этом варианте устройства на время проведения каротажных работ ниже насоса останавливают ЭЦН.

Известна система погружного насоса с полым валом с возможностью проведения геофизических исследований ниже насоса. Такая система описана в патенте [US 7640979 В2, 2010] и в патенте [RU 2459073 C2, 2012], выбранном в качестве ближайшего аналога. Описано устройство для спуска геофизического кабеля в скважину через полый вал погружного электроцентробежного насоса, содержащее первый соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части корпуса насоса для соединения указанного узла с корпусом, второй соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части полого вала насоса для соединения второго соединительного узла с валом с возможностью вращения вместе с валом, при этом каналы первого и второго узлов центрированы по общей оси и первый и второй соединительные узлы частично входят друг в друга, вращающееся уплотнение, расположенное между наложенными частями указанных узлов и ограничивающее циркуляцию текучей среды через вал насоса до приемлемо низкого значения, составляющего менее 25% от номинального расхода указанного насоса, не оказывая влияния на данные каротажа эксплуатационной скважины. Указанные выше устройства (ЭЦН) с полым валом подвергают серьезной модификации электроцентробежный насос, что снижает ресурс его работы и предполагает дополнительное обслуживание.

Имеется потребность в системе каротажа, которая сочетает непрерывную работу погружного насоса и устройства для геофизического исследования без изменений в конструкции насоса или изменений его рабочих характеристик.

Сущность

Настоящее изобретение направлено на достижение технических результатов, благодаря созданию системы каротажа, позволяющей проводить спуско-подъемные операции скважинного каротажного устройства (или технологического оборудования), проводить промысловые геофизические измерения без остановки насосного агрегата, без прерывания добычи и обеспечивать повышение надежности работы погружного насосного агрегата, а также возможность проводить периодический мониторинг работающей скважины без остановки насоса.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложено устройство спуска-подъема кабеля в скважину ниже погружного электроцентробежного насоса. Устройство содержит погружной электроцентробежный насос и закрепленные на нем децентратор и насадку с проточными каналами для протока жидкости, кабель, верхний и нижний соединительные элементы с пружинными защелками, имеющие контакты с кабелем, а также автосцеп с механизмом захвата, причем автосцеп обеспечивает соединение или разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом с помощью устройства согласно первому аспекту настоящего изобретения.

Способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом с помощью устройства спуска-подъема кабеля в скважину ниже погружного электроцентробежного насоса содержит следующие стадии:

установку в скважине погружного электроцентробежного насоса в компоновке с насадкой с проточными каналами для протока жидкости, децентратором, верхним и нижним соединительными элементами в положении механического и электрического контакта, кабелем, автосцепом, утяжелителем и скважинным каротажным устройством на кабеле ниже погружного электроцентробежного насоса;

приведение в рабочий режим погружного электроцентробежного насоса;

разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов повторной однократной нагрузкой механизма захвата автосцепа;

подъем кабеля вместе со скважинным каротажным устройством, сопровожаемый измерениями с помощью скважинного каротажного устройства в зоне скважины под погружным электроцентробежным насосом.

Способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом предполагает способ, в котором скважинным каротажным устройством является устройство для измерения потока жидкости в скважине.

Способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом также предполагает способ, в котором скважинным каротажным устройством является устройство для измерения состава жидкости в скважине.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1 показан вариант системы каротажа, включающий погружной электроцентробежный насос и геофизический прибор на кабеле, перемещаемый ниже погружного электроцентробежного насоса.

На Фиг. 2 показан децентратор (в трех проекциях), закрепленный поверх электроцентробежного насоса с каналом для прохождения нижнего кабеля опускаемого геофизического прибора.

На Фиг. 3 показано сечение средней части системы каротажа в конфигурации, при которой нижний и верхний соединительные элементы приведены в положение механического и электрического контакта (изображение слева) и в положение подъема кабеля при расцепленных нижнем и верхнем соединительных элементах (изображение справа).

Подробное описание вариантов осуществления

В качестве насосного агрегата в настоящем описании используется электрический центробежный насос (ЭЦН). Такие насосы, как правило, располагают на нижнем конце колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и содержат двигатель с электропитанием. Подача электрической энергии для двигателя насоса часто осуществляется через кабель, опускаемый в скважину. Погружной ЭЦН содержит двигатель с питанием и один (или несколько) центробежных насосов на одном валу с двигателем. Как правило, погружной насос располагается внутри скважины непосредственно выше зоны перфорации продуктивной зоны. Такое расположение обеспечивает прохождение потока добываемого флюида (жидкости) из нижней части скважины в НКТ и далее на поверхность. Условием работы ЭЦН является безостановочная работа насоса, поскольку остановка скважинного оборудования влечет дополнительные усилия по возврату в прежний режим работы.

Предлагаемая система каротажа особенно востребована при многопластовой разработке месторождений, когда ниже ЭЦН находится несколько продуктивных интервалов, вскрытых перфорацией, т.к. позволяет получить профиль и характеристики притока объекта эксплуатации в динамическом режиме. Предлагаемая система каротажа позволяет проводить исследования на глубинах до 3000 м спуска ЭЦН при углах наклонах скважины до 60 градусов.

Спуск погружного насоса и оборудования проводят в штатном режиме. Запись в интервале исследований осуществляется без остановки погружного насоса.

На Фиг. 1 изображена схема устройства для спуска-подъема геофизического кабеля 4 в скважину 13 ниже погружного электроцентробежного насоса 1. В верхней части погружного электроцентробежного насоса 1 прикреплена насадка 3, имеющая проточные каналы (не показаны) для протока жидкости 12 (изображено пунктирными стрелками) от работающего погружного электроцентробежного насоса 1. Поверх корпуса погружного электроцентробежного насоса 1 закреплен децентратор 2 для перевода кабеля 4 из зоны ниже погружного электроцентробежного насоса внутрь насадки 3 с проточными каналами, которая крепится на верхней части насоса 1 и для электрического подсоединения к нижнему соединительному элементу 5. В верхней части насадки 3 выполнены проточные каналы (не показаны на Фиг. 1) для прохождения жидкости, подаваемой работающим погружным насосом. На боковой части насадки 3 проделаны каналы для пропуска кабеля питания погружного электроцентробежного насоса (питающий кабель не показан на Фиг. 1). В верхней части насадки 3 прикреплен нижний соединительный элемент 5 с пружинными защелками, который имеет возможность электрического и механического контакта с соответствующим верхним соединительным элементом 6 с пружинными защелками. Электрический контакт требуется для передачи данных и питания аппаратуры по кабелю.

Вместе нижний 5 и верхний 6 соединительные элементы образуют стандартный «мокрый» разъем, который используют для соединения или разъединения двух электрических компонентов в скважине путем создания дозированной механической нагрузки. Стандартные геофизические компоненты для осуществления электрического контакта в скважинной жидкости ("wet connector") описаны в литературе. В частности, соединительные элементы для осуществления электрического контакта в «мокрой» среде описаны в патентах US 5058683 "Wet connector", US 8474520 "Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention ESP", US 5967816 "Female wet connector", EP 860907 "Female electrical connector", WO 2001033032 "Disconnectable and reconnectable wet connector", которые приведены в качестве примера использования данного термина.

К верхнему соединительному элементу 6 подсоединен обратимым образом подвижный (относительно насоса) автосцеп 7. Автосцеп 7 также является стандартным геофизическим оборудованием, причем верхний соединительный элемент 6 имеет место посадки под механизм захвата автосцепа (не показан на Фиг. 1). Автосцеп 7 опускают или поднимают через насосно-компрессорную колонну (НКТ) 8 на отдельном кабеле с помощью геофизической лебедки. Автосцеп 7 предназначен для создания электрического и механического контакта при проведении геофизических работ. Контакт обеспечивается при нажатии механизма захвата автосцепа, происходит механическое зацепление верхнего соединительного элемента и автосцепа, а при повторном нажатии происходит отсоединение элемента от автосцепа 7.

К нижней части кабеля 4 прикреплено скважинное каротажное устройство 9 с утяжелителем 10. Скважинное каротажное устройство 9 при подъеме кабеля 4 проходит зону скважины ниже погружного электроцентробежного насоса 2, где через совокупность перфорационных отверстий происходит приток жидкости 11 (изображен пунктирными стрелками), полученный из различных продуктовых интервалов пласта. В частности, скважинное каротажное устройство 9 может служить для измерения притока пластовой жидкости в скважину и для измерения ее фазового состава (фазы нефть-вода-газ). Такое измерение потока жидкости и ее состава позволяет оценить вклад различных интервалов пласта в общую добычу (приток) и оптимизировать добычу скважины. Такое устройство позволяет проводить периодические геофизические измерения в труднодоступной зоне ниже работающего погружного насоса.

На Фиг. 2 изображены три проекции конструкции децентратора 2, который крепят поверх средней части погружного электроцентробежного насоса 1. Децентратор 2 имеет кабельный канал для свободного прохождения кабеля 4. Децентратор 2 также защищает кабель 4 от износа.

На Фиг. 3 показана средняя часть устройства в двух конфигурациях. На левом чертеже Фиг.3 показана конфигурация, когда с помощью автосцепа 7 (однократная нагрузка автосцепом) верхний 6 и нижний 5 соединительные элементы приведены в механический и электрический контакт. При работающем насосе происходит проток добываемой жидкости 12 (пунктирные вертикальные стрелки) через каналы в насадке 3 в насосно-компрессорную трубу. На правом чертеже Фиг. 3 показана конфигурация устройства, когда автосцеп поднимает верхний соединительный элемент 6 вместе с кабелем 4, герметично пропущенным через нижний соединительный элемент 5.

Способ проведения каротажа в зоне ниже погружного электроцентробежного насоса со спуском-подъемом каротажного устройства 9 на кабеле 4 осуществляется следующим образом. Вначале в нижнюю часть скважины опускают и закрепляют погружной электроцентробежный насос 1 с прикрепленными к нему насадкой 3 и децентратором 2, через который пропущен кабель 4 (см. Фиг. 2) и к нижнему концу которого прикреплены утяжелитель 10 и каротажное устройство 9. Соединение верхнего 6 и нижнего 5 соединительных элементов, как на левом чертеже Фиг. 3, обеспечивает электрический и механический контакт для составного кабеля и при этом сигнал от каротажного устройства 9 по кабелю 4 поступает на поверхность. Электроцентробежный насос 1 приводится в рабочее состояние и скважина после переходного интервала выходит на стационарный режим добычи жидкости (приток жидкости показан стрелками на Фиг. 3 и Фиг. 1). Повторное однократное нажатие автосцепа 7 обеспечивает механическое разъединение верхнего 6 и нижнего 5 соединительных элементов, как показано на правом чертеже Фиг. 3, что позволяет поднимать кабель 4 вместе с каротажным устройством 9 по заранее известной высоте от нижней точки скважины до низа электроцентробежного насоса. Аналогичным образом происходит спуск каротажного устройства 9 при спуске на лебедке геофизического кабеля 4.

После завершения операции измерения автосцеп 7 можно отсоединить от верхнего соединительного устройства и поднять по НКТ 8 (не прекращая работу погружного насоса).

Таким образом, устройство и способ согласно изобретению позволяют проводить геофизические измерения в труднодоступной зоне ниже погружного насоса.

Вышеизложенное описание изобретения является иллюстративным в отношении конкретных средств, материалов и применений и предназначено для его пояснения, при этом не подразумевалось ограничиться сведениями, раскрытыми здесь, скорее это распространяется на все функциональные эквивалентные структуры, материалы, способы и применения, те, которые находятся в рамках приложенной формулы.

1. Устройство для спуска-подъема кабеля в скважину ниже погружного электроцентробежного насоса, содержащее погружной электроцентробежный насос и закрепленные на нем децентратор и насадку с проточными каналами для протока жидкости, кабель, верхний и нижний соединительные элементы с пружинными защелками, имеющие контакты с кабелем, а также автосцеп с механизмом захвата, причем автосцеп обеспечивает соединение или разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов.

2. Устройство по п.1, в котором децентратор имеет кабельный канал для прохождения кабеля.

3. Устройство по п.1, в котором кабель выполнен разъемным.

4. Устройство по п.1, в котором кабель соединен своим нижним концом со скважинным каротажным устройством, а своим верхним концом с нижним соединительным элементом, и кабель проходит через кабельный канал децентратора.

5. Устройство по п.1, в котором автосцеп выполнен подвижным относительно погружного электроцентробежного насоса и автосцеп спускают в скважину посредством отдельного кабеля.

6. Устройство по п.1, в котором верхний и нижний соединительные элементы соединяют в положении механического и электрического контакта однократной нагрузкой механизма захвата автосцепа.

7. Устройство по п.1, в котором верхний и нижний соединительные элементы разъединяют повторной однократной нагрузкой механизма захвата автосцепа.

8. Устройство по п.1, в котором скважинное каротажное устройство является устройством для измерения потока жидкости в скважине.

9. Устройство по п.1, в котором скважинное каротажное устройство является устройством для измерения состава жидкости в скважине.

10. Устройство по п.1, в котором на кабеле выше скважинного каротажного устройства установлен утяжелитель.

11. Способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом с помощью устройства по любому из пп.1-10, содержащий следующие стадии:
установку в скважине погружного электроцентробежного насоса в компоновке с насадкой с проточными каналами для протока жидкости, децентратором, верхним и нижним соединительными элементами в положении механического и электрического контакта, кабелем, автосцепом, утяжелителем и скважинным каротажным устройством на кабеле ниже погружного электроцентробежного насоса;
приведение в рабочий режим погружного электроцентробежного насоса;
разъединение верхнего и нижнего соединительных элементов повторной однократной нагрузкой механизма захвата автосцепа;
подъем кабеля вместе со скважинным каротажным устройством, сопровождаемый измерениями с помощью скважинного каротажного устройства в зоне скважины под погружным электроцентробежным насосом.

12. Способ проведения каротажа по п.11, в котором скважинное каротажное устройство является устройством для измерения потока жидкости в скважине.

13. Способ проведения каротажа по п.11, в котором скважинное каротажное устройство является устройством для измерения состава жидкости в скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

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

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам для измерения температуры бурового раствора в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности устройства и усовершенствование его конструкции.

Изобретение относится к области заканчивания и испытания скважин в нефтегазовой промышленности и предназначено для расчета параметров забоя и призабойной зоны скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для приведения в действие нескольких скважинных инструментов. Механическое счетное устройство содержит средство линейного пошагового перемещения, выполненное с возможностью подсчитывать множество сигналов приведения в действие и обеспечивать приведение в действие выходных устройств при принятии заданного числа сигналов приведения в действие для каждого выходного устройства.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для приведения в действие скважинного инструмента. Механическое устройство подсчета для приведения в действие множества выходных устройств, содержащее средство линейного пошагового перемещения, выполненное с возможностью подсчета множества сигналов приведения в действие и обуславливающее приведение в действие выходных устройств, когда принято заданное число сигналов приведения в действие для каждого выходного устройства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины. Способ включает размещение оборудования по непрерывному трубопроводу меньшего, чем колонна НКТ, диаметра, оснащение нижнего конца непрерывного трубопровода насадкой герметичным неразъемным в скважинных условиях соединением, совместный спуск непрерывного трубопровода и НКТ.

Изобретение относится к способу осуществления гидроразрыва. Технический результат заключается в оптимизации создаваемых напряжений от гидроразрыва из разнесенных мест вдоль ствола скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для подъема компоновки низа бурильной колонны при бурении на обсадной колонне. Во время бурения на обсадной колонне буровой раствор закачивают через напорный трубопровод, ведущий в канал в захвате колонны обсадных труб и вниз по колонне обсадных труб.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для подъема компоновки низа бурильной колонны при бурении на обсадной колонне. Компоновка низа бурильной колонны для бурения на обсадной колонне соединена с возможностью высвобождения с колонной обсадных труб.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для подъема компоновки низа бурильной колонны. Компоновку низа бурильной колонны в операции бурения на обсадной колонне поднимают посредством вытеснения текучей среды в колонне обсадных труб менее плотной текучей средой, чем текучая среда в кольцевом пространстве.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для подъема компоновки низа бурильной колонны. Компоновку низа бурильной колонны в операции бурения на обсадной колонне поднимают посредством уменьшения плотности текучей среды в колонне обсадных труб над компоновкой низа бурильной колонны с созданием направленной вверх силы, действующей на компоновку низа бурильной колонны.

Группа изобретений относится к области бурения скважин на обсадной колонне. Компоновку низа бурильной колонны поднимают через колонну обсадных труб посредством уменьшения плотности бурового раствора в колонне обсадных труб над компоновкой низа бурильной колонны до плотности меньше, чем плотность бурового раствора в кольцевом пространстве за колонной обсадных труб.

Группа изобретений относится к системе и способам управления инструментами в стволе скважины. Система содержит выделенную гидравлическую линию для передачи сигнального устройства, способного генерировать один или несколько индивидуальных сигналов на один или несколько инструментов в подземной скважине.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. По способу для определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину. Останавливают закачку воды в скважину. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину. При этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. После второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины. Определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированной на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды. 2 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх