Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами



Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами
Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами
Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами

 


Владельцы патента RU 2574657:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи установлен в колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта и выполнен в виде заглушенного снизу фильтра и перфорированной заглушки, жестко установленной в колонне труб выше фильтра. Причем узел разгерметизации выполнен в виде ступенчатого штока с большим диаметром D сверху и меньшим диаметром d снизу. В транспортном положении ступенчатый шток большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие, выполненное в дне контейнера, а в рабочем положении при взаимодействии ступенчатого штока с перфорированной заглушкой узла подачи ступенчатый шток имеет возможность осевого перемещения вверх относительно контейнера с размещением ступенчатого штока меньшим диаметром d напротив центрального отверстия контейнера. Измерительный датчик установлен на нижнем конце колонны труб напротив нижнего пласта. Предлагаемое устройство позволяет: повысить надежность работы устройства; повысить эффективность работе устройства; повысить точность наличия заколонного перетока между двумя пластами; исключить герметизацию геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине.

Известно "Устройство для контроля заколонных перетоков" (патент RU №2057926, E21B 47/10, 33/14, опубл. БИ №10, от 10.04.96 г.) жидкости и газа, содержащее колонну, полый контейнер с раствором "меченой" жидкости и узлом разгерметизации контейнера, при этом устройство снабжено гильзой со сквозными радиальными отверстиями, помещенной снаружи колонн и жестко связанной с последней, а контейнер образован наружной поверхностью колонны и гильзой и выполнен с верхним и нижним поршнями, зафиксированными с помощью срезных элементов на колонне и разделяющими полость контейнера на надпоршневую, межпоршневую и подпоршневую камеры, при этом надпоршневая камера заполнена воздухом, раствор "меченой" жидкости помещен в межпоршневой камере, а узел разгерметизации помещен в подпоршневой камере и выполнен в виде порохового заряда с элементами электрического воспламенения.

Недостатками предлагаемого устройства являются:

- во-первых, стационарность и одноразовость, то есть невозможность исследования одним устройством нескольких интервалов и несколько раз за период эксплуатации скважины;

- во-вторых, использование порохового заряда для выброса "меченой" жидкости в заколонном пространстве может привести к нарушениям крепи и, как следствие, провоцировать перетоки.

Также известно "Устройство для измерения радиоактивности изотопа атома, введенного в крепь скважины" (US Patent №4771635, E21B 47/10 от 29.01.87 г.), содержащее спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" радиоактивным изотопом атома жидкости с узлами разгерметизации и подачи, датчиком для измерения радиоактивности.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, использование радиоактивных веществ, что требует использования дорогостоящих материалов для контейнера, привлечения работников с допуском к выполнению подобных работ и применения повышенных мер безопасности и, как следствие, невозможность выполнения работ силами обслуживающих бригад, что в совокупности требует больших материальных затрат;

- во-вторых, для измерения параметров требуется перемещение устройства вверх-вниз относительно исследуемого интервала, что исключает возможность изучения процесса во времени в стационарном положении, исходя из чего нельзя сделать вывод о скорости заколонных перетоков.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является "Устройство для контроля заколонных перетоков" (патент RU №2255200, E21B 47/10, опубл. БИ №18, от 27.06.2005 г.), содержащее спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами разгерметизации и подачи, измерительным датчиком, отличающееся тем, что устройство оснащено измерительными датчиками более одного, при этом измерительные датчики расположены выше и ниже исследуемого интервала пласта не менее одного с каждой стороны, причем в качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля.

Недостатками предлагаемого устройства являются:

- во-первых, низкая надежность срабатывания устройства (опорожнение контейнера от ферромагнитной жидкости), которое происходит по электрическому сигналу, подаваемому на геофизический кабель, при этом возможно недохождение сигнала до контейнера по причине повреждения кабеля в процессе спуска или отказа узлов подачи и/или разгерметизации устройства в работе;

- во-вторых, низкая эффективность работы устройства, обусловленная тем, что с высокой степенью вероятности «меченая» жидкость (ферромагнитная жидкость) не будет продавлена через перфорационные отверстия скважины в пласт технической жидкостью, а осядет на забой скважины, особенно если пласт имеет низкую приемистость;

- в-третьих, низкая точность определения наличия заколонного перетока между двумя пластами, так как ферромагнитная жидкость попадает в пустой «карман», образованный в заколонном пространстве скважины, например при креплении (цементировании) обсадной колонны скважины, на что реагирует измерительный датчик магнитного поля, но это вовсе не означает, что существует заколонный переток между двумя пластами;

- в четвертых, необходимо герметизировать геофизический кабель на устье скважины при продавке ферромагнитной жидкости в пласт с возможными утечками жидкости.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежного устройства, обеспечивающего гарантированное срабатывание узлов подачи и/или разгерметизации, а также эффективного в работе устройства, позволяющего гарантированно продавить ферромагнитную жидкость из скважины, повышение точности наличия заколонного перетока между двумя пластами за счет установки измерительного датчика напротив нижнего пласта, из которого при наличии заколонного перетока будет выходить ферромагнитная жидкость, и исключение герметизации геофизического кабеля на устье скважины.

Поставленная задача решается устройством для контроля заколонных перетоков между двумя пластами, содержащим спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами разгерметизации и подачи, а также измерительным датчиком, в качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля.

Новым является то, что контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами, при этом узел подачи установлен в колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта и выполнен в виде заглушенного снизу фильтра и перфорированной заглушки, жестко установленной в колонне труб выше фильтра, причем узел разгерметизации выполнен в виде ступенчатого штока с большим диаметром D сверху и меньшим диаметром d снизу, при этом в транспортном положении ступенчатый шток большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие, выполненное в дне контейнера, а в рабочем положении при взаимодействии ступенчатого штока с перфорированной заглушкой узла подачи ступенчатый шток имеет возможность осевого перемещения вверх относительно контейнера с размещением ступенчатого штока меньшим диаметром d напротив центрального отверстия контейнера, причем измерительный датчик установлен на нижнем конце колонны труб напротив нижнего пласта.

На фигурах 1 и 2 схематично изображено предлагаемое устройство.

На фигуре 3 изображена схема устройства при наличии заколонного перетока жидкости между двумя пластами.

Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами (верхним 1 и нижним 2) (см. фиг. 1 и 2) содержит спускаемый на геофизическом кабеле 3 контейнер 4 для "меченой" жидкости 5 с узлами разгерметизации и подачи, а также измерительным датчиком 6. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость 5, поляризующаяся в присутствии магнитного поля. Ферромагнитная жидкость 5 состоит из частиц нанометровых размеров (10 нм и меньше) магнетита, гематита или другого материала, содержащего железо, взвешенных в несущей жидкости (воде), а в качестве измерительного датчика 6 - устройство для измерения магнитного поля. Контейнер 4 помещен в колонну труб 7, снабженную снаружи пакером 8, установленным между верхним 1 и нижним 2 пластами. Например, в качестве колонны труб 7 применяют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, а в качестве контейнера применяют несколько соединенных между собой труб диаметром 48 мм, например четырех труб в зависимости от объема ферромагнитной жидкости 5, которую необходимо закачать в верхний пласт 1. Объем ферромагнитной жидкости, подлежащей закачке в верхний пласт, определяет геологическая служба ремонтного предприятия в зависимости от приемистости верхнего пласта 1. В качестве пакера 8 применяют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, РФ). Узел подачи установлен в колонне труб 7 выше пакера 8 напротив верхнего пласта 1 и выполнен в виде заглушенного заглушкой 9 снизу фильтра 10 и перфорированной заглушки 11, жестко установленной в колонне труб 7 выше фильтра 9. Узел разгерметизации выполнен в виде ступенчатого штока 12 с большим диаметром D сверху и меньшим диаметром d снизу.

В транспортном положении ступенчатый шток 12 большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие 13, выполненное в дне контейнера 4. В рабочем положении при взаимодействии ступенчатого штока 12 с перфорированной заглушкой 11 ступенчатый шток 12 имеет возможность осевого перемещения вверх относительно контейнера 4 с размещением ступенчатого штока 12 меньшим диаметром -d напротив центрального отверстия 13 контейнера 4. Измерительный датчик 6 установлен на нижнем конце колонны труб 7 напротив нижнего пласта 2.

Устройство работает следующим образом.

Монтируют устройство в скважине, как показано на фигуре 1, при этом пакер 8 сажают в скважине ниже подошвы верхнего пласта 1, например на 1-3 метра, при этом скважинная жидкость (на фиг. 1, 2, 3 показано условно) через отверстия фильтра 6 заполняет колонну труб 7. На устье скважины заполняют контейнер 4 ферромагнитной жидкостью 5, при этом контейнер 4 находится в транспортном положении, а ступенчатый шток 12 большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие 13, выполненное в дне контейнера 4.

В колонну труб 7 на геофизическом кабеле 3 геофизического подъемника (на фиг. 1, 2, 3 не показано) спускают контейнер 4. Спуск контейнера 4 (см. фиг. 1 и 2) на геофизическом кабеле 3 продолжают до полной разгрузки контейнера 4 на перфорированную заглушку 11 узла подачи, при этом ступенчатый шток 12 перемещается вверх относительно контейнера 4 с размещением ступенчатого штока 12 (см. фиг. 2) меньшим диаметром d напротив центрального отверстия 13 контейнера 4 и контейнер 4 занимает рабочее положение. Таким образом, срабатывает узел разгерметизации контейнера 4.

Ферромагнитная жидкость опорожняется из контейнера 4 и через узел подачи: перфорированную заглушку 11 и отверстия фильтра 10, заглушенного снизу заглушкой 9, заполняет скважинное пространство выше пакера 8. Опорожнение ферромагнитной жидкости из контейнера 4 контролируют по индикатору веса на геофизическом подъемнике, например вес контейнера с ферромагнитной жидкостью составлял 9 кН, а после опорожнения контейнера 4 и подъема его на 1-2 м вверх посредством геофизического кабеля 3 вес контейнера 4 составляет 5 кН. Это означает, что контейнер 4 опорожнился. Срабатывание узлов подачи и разгерметизации производится механическим путем (разгрузкой контейнера на перфорированную заглушку 11 в колонне труб) и посредством контроля по индикатору веса, что повышает надежность работы устройства. Извлекают из скважины контейнер 4 с геофизическим кабелем 3. Извлечение контейнера 4 с геофизическим кабелем 3 перед продавкой ферромагнитной жидкости в пласт исключает как необходимость герметизации геофизического кабеля на устье скважины, так и возможные утечки при закачке продавочной жидкости в скважину.

Затем закачивают в колонну труб 7 продавочную жидкость и продавливают ею ферромагнитную жидкость из скважинного пространства через перфорированные отверстия 14 в верхний пласт 1. Наличие пакера 8 в конструкции устройства позволяет повысить эффективность работы и гарантированно продавить ферромагнитную жидкость из скважины, т.е. исключает оседание ферромагнитной жидкости на забой скважины.

При наличии заколонного перетока ферромагнитная жидкость 5 по каналу 15 (см. фиг. 3) заколонного перетока передвигается в нижний пласт 2, откуда через перфорационные отверстия 16 выходит в скважинное пространство ниже пакера 8, на что реагирует измерительный датчик 6 (изменяется сигнал во времени), проводящий измерения магнитного поля во времени.

Исходя из полученных данных с измерительного датчика 6, делаются выводы о наличии заколонных перетоков и величине, например:

- отсутствие изменения сигнала показывает об отсутствии заколонных перетоков (весь объем ферромагнитной жидкости 5 закачивается в верхний пласт 1);

- изменение сигнала напротив перфорационных отверстий 16 нижнего пласта 2 незначительное во времени - незначительные заколонные перетоки;

- изменения сигнала напротив перфорационных отверстий 16 нижнего пласта 2, нарастающие быстро во времени, - заколонные перетоки значительные.

Повышается точность наличия (отсутствия) заколонного перетока и его интенсивности между двумя пластами за счет установки измерительного датчика напротив нижнего пласта.

Предлагаемое устройство позволяет:

- повысить надежность работы устройства;

- повысить эффективность работе устройства;

- повысить точность наличия заколонного перетока между двумя пластами;

- исключить герметизацию геофизического кабеля на устье скважины.

Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами, содержащее спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком, в качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля, отличающееся тем, что контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами, при этом узел подачи установлен в колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта и выполнен в виде заглушенного снизу фильтра и перфорированной заглушки, жестко установленной в колонне труб выше фильтра, причем узел разгерметизации выполнен в виде ступенчатого штока с большим диаметром D сверху и меньшим диаметром d снизу, при этом в транспортном положении ступенчатый шток большим диаметром D герметично установлен в центральное отверстие, выполненное в дне контейнера, а в рабочем положении при взаимодействии ступенчатого штока с перфорированной заглушкой узла подачи ступенчатый шток имеет возможность осевого перемещения вверх относительно контейнера с размещением ступенчатого штока меньшим диаметром d напротив центрального отверстия контейнера, причем измерительный датчик установлен на нижнем конце колонны труб напротив нижнего пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам для выполнения скважинного каротажа. Техническим результатом является повышение чувствительности и точности информации в процессе измерений в скважине.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам направленного бурения и корректировки траектории скважины. Техническим результатом является обеспечение предотвращения прямых или косвенных пересечений стволов скважины.

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.

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.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин.

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.

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.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту.

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.

Изобретение относится к направленному бурению скважин, в частности к средствам каротажа удельного сопротивления пород в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и информативности о наборе слоев перед буровым долотом по мере перемещения компоновки низа бурильной колонны, что обеспечивает более точное управление направленным бурением. Предложены способ и система для получения опережающих измерений профиля, при этом способ включает в себя расположение излучателя энергии, такого как излучающая антенна, вблизи инструмента компоновки низа бурильной колонны. При этом один или несколько приемников энергии, таких как приемные антенны, располагают по длине компоновки низа бурильной колонны. Затем излучают энергию для выполнения опережающих сканирований относительно инструмента компоновки низа бурильной колонны. Образуют данные графика опережающего просмотра с осью x, являющейся функцией времени относительно положения инструмента компоновки низа бурильной колонны. Строят график опережающего просмотра и отображают его на дисплейном устройстве. На основании моделей геологической среды по графику опережающего просмотра можно прослеживать оцененные пластовые значения. Оцененные пластовые значения отображают ниже линии изменения во времени положения инструмента, которая является частью графика опережающего просмотра. Причем оцененные пластовые значения на графике опережающего просмотра могут быть основаны на инверсиях данных об удельном сопротивлении из опережающих сканирований. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к закладке взрывчатого вещества в стволы взрывных скважин и/или соответствующим устройствам или инструментам осуществления контроля правильности заполнения взрывчатым веществом в стволах скважин. Техническим результатом является повышение безопасности и производительности взрыва. Устройство содержит трубчатый корпус, осветительное средство и средство получения изображения, размещенные в корпусе, по меньшей мере один канал циркуляции для текучей среды и распыляющий элемент, предназначенный для набрызгивания текучей среды под давлением циркулирующей по меньшей мере через один канал циркуляции, на прозрачную крышку, обеспечивающую освещение и получение изображения, через нее, гибкую трубу для технологических линий с требуемой жесткостью на кручение, и центрирующий элемент, выполненный в виде удлиненного элемента, деформирующегося под действием силы и с памятью формы, который имеет верхний сектор, нижний сектор и два изгиба в противоположных направлениях на центральном участке, причем верхний сектор выполнен с возможностью оставаться, по существу, в контакте со стенкой ствола скважины, и нижний сектор выполнен с возможностью оставаться, по существу, по центру в стволе скважины. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения. В одном аспекте открытия способ включает в себя инициирование работы механизма моделирования пласта-коллектора и, следом за инициированием работы механизма моделирования, извлечение данных о месторождении из внешнего источника данных через сеть передачи данных и использование извлеченных данных как части выполняющегося моделирования. В некоторых вариантах осуществления, колода с данными может предоставляться механизму моделирования, прежде чем будет инициирована работа механизма моделирования. Колода с данными может включать в себя информацию для установления сетевых линий связи между механизмом моделирования пласта-коллектора и внешним сервером данных. Технический результат - повышение точности данных моделирования. 3 н. и 17 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат заключается в повышении точности определения причин высокого содержания попутной воды в добываемой продукции по скважинам с отсутствующим зумпфом. Способ содержит этапы, на которых: выбирают нагнетательные и наблюдательные добывающие скважины. Оценивают условия использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков. Определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора. Закачивают меченную стабильным или радиоактивным индикатором воду или водный раствор реагента в нагнетательную скважину. Запускают скважину, с устья контрольных добывающих скважин периодически отбирают пробы пластовой воды и делают их физико-химический анализ на содержание индикаторов. Интерпретируют полученные данные: при обнаружении в добываемой продукции трассеров делают вывод о наличии обводнения скважины, заколонных перетоков, нарушении герметичности колонны. Путем сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины определяют обводнение скважины за счет постороннего источника: заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор. Причем относительным отбором жидкости QЖi является отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время. Относительным выходом индикатора МOTi является отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора Mo, закачанной в пласт. Если QЖi/MOTi>1, то в скважину поступает вода от постороннего источника. 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для защиты погружных телеметрических систем. Технический результат заключается в повышении надежности защиты погружных блоков системы телеметрии, сокращении затрат на спуско-подъемные операции при выходе из строя погружного блока системы телеметрии. Устройство для крепления и защиты погружных блоков системы телеметрии включает корпус, содержащий два погружных блока системы телеметрии. При этом корпус представляет собой патрубок насосно-компрессорных труб с двумя наклонными отверстиями и упорами под ними, сверху которого закреплена пластина, с двух концов патрубка насосно-компрессорных труб расположены резьбовые части. Для крепления погружных блоков системы телеметрии используют шайбы крепления и фиксации, в одной из которых предусмотрена прорезь. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами, создание непроницаемого экрана в интервале водопроявляющего пласта и последующее вымывание водоизоляционного раствора из скважины обратной циркуляцией после начала схватывания водоизоляционного состава. После извлечения из добывающей скважины насосного оборудования проводят геофизические исследования и определяют длину интервала водопроявляющего пласта в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины. Затем в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины спускают дополнительную колонну труб, оборудованную сверху направляющей воронкой и уплотнительным пакером. Ниже уплотнительного пакера дополнительную колонну труб оснащают двумя водонабухающими пакерами длиной по 1 м каждый, соединенными между собой перфорированным патрубком длиной, равной длине интервала водопроявляющего пласта. Внутри дополнительной колонны труб за перфорированным патрубком устанавливают фиксатор. При этом после спуска дополнительной колонны труб в необсаженный горизонтальный участок ствола скважины и посадки уплотнительного пакера набухающие пакеры размещают на границах интервала водопроявляющего пласта. После ожидания набухания пакеров спускают колонну труб в скважину. Производят закачку водоизоляционного раствора по колонне труб через отверстия перфорационного патрубка в интервал водопроявляющего пласта с образованием водоизоляционного экрана. После чего закачиванием промывочной жидкости с созданием обратной циркуляции вымывают водоизоляционный раствор из дополнительной колонны труб скважины. Производят перфорацию дополнительной колонны труб до и после границ интервала водопроявляющего пласта. Затем в скважину на конце колонны труб спускают гидравлический разъединитель с расширяемой втулкой и обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью скважины. При этом расширяемая втулка на концах оснащена уплотнительными кольцами. Спуск технологической колонны труб в скважину осуществляют до взаимодействия расширяемой втулки с фиксатором. После чего в технологической колонне труб создают избыточное давление и производят радиальное расширение наружу втулки до герметизации уплотнительными кольцами концов перфорированного патрубка дополнительной колонны труб. После чего производят отсоединение гидравлического разъединителя от расширяемой втулки и производят извлечение технологической колонны труб с гидравлическим разъединителем из скважины, спускают в скважину насосное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности реализации способа, повышение качества водоизоляционных работ, исключение обводнения горизонтального участка ствола скважины из интервала водопроявляющего пласта. 5 ил.

Изобретение относится к контрольно-измерительным телесистемам режимов бурения скважин, имеющим определенный временной ресурс эксплуатации. Техническим результатом является продление срока службы автономного источника питания путем уменьшения энергозатрат. Предложено устройство включения скважинной телесистемы с автономным источником питания, содержащее сочлененный с телесистемой немагнитный корпус, постоянный магнит и вычислительное устройство. При этом немагнитный корпус установлен внутри бурильной трубы с помощью центратора. Снаружи немагнитного корпуса или центратора закреплен выполненный из эластомерного материала лепесток, размеры которого выбраны из условия, что при движении потока скважинной жидкости лепесток отклоняется. На лепестке установлен постоянный магнит. Внутри немагнитного корпуса на прямой, параллельной продольной оси корпуса, и на равном расстоянии от постоянного магнита установлены два магнитометра, магнитометры соединены с вычислительным устройством, выход которого связан со входом телесистемы. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение. Технический результат заключается в снижении энергозатрат, повышении точности проведения исследований отдельных пластов с целью определения фильтрационно-емкостных характеристик. Способ селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин включает спуск в скважину колонны двойных насосно-компрессорных труб (НКТ) с винтовым насосом и датчиком давления и температуры. Управление винтовым насосом осуществляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем. С помощью двухпакерной компоновки колонны НКТ выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины. После запуска глубинно-насосного оборудования скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ поступает по пространству между колоннами НКТ меньшего и большего диаметров до фонтанной арматуры, предусматривающей возможность подвески дополнительной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб. 1 ил.

Использование: для неразрушающего анализа образцов пористых материалов. Сущность изобретения заключается в том, что производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом, затем осуществляют первое измерение удельного электрического сопротивления в различных местах вдоль длины образца пористой среды и проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, в процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение удельного электрического сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение, на основе измерений рассчитывают профиль насыщенности породы фильтратом и профиль отношения измененной пористости к начальной пористости. Технический результат: обеспечение возможности определения профиля низменных свойств в образце пористой среды после воздействия загрязнителя на основе изменения электрического удельного сопротивления. 1 н. и 18 з.п. ф-лы. 3 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для заталкивания кабеля в скважину. Устройство содержит установленный в корпусе герметизатор кабеля, гидравлический привод и гидродвигатель. Гидравлический привод содержит масляный насос, гидрораспределитель, клапан регулирования давления, емкость и гидравлическое масло, используемое в качестве гидравлического источника энергии и циркулирующее в замкнутой системе. Гидродвигатель содержит герметичный цилиндрический корпус, расположенный в нем элемент охвата и спуска кабеля, расположенные по разные стороны от этого элемента верхний и нижний поршни, образующие в корпусах верхнюю и нижнюю рабочие полости, которые соединены соответствующими каналами с гидравлическим приводом. Элемент охвата и спуска кабеля выполнен в виде подпружиненных металлических конусных сухарей или в виде тяговой втулки из мягкого упругого материала. Между верхним поршнем гидродвигателя и элементом охвата и спуска кабеля размещен вкладыш, выполненный в нижней части с кольцевым конусным торцом для сопряжения с конусными сухарями или тяговой втулкой. Верхняя и нижняя рабочие полости гидродвигателя соединены имеющимися в корпусе каналами с гидрораспределителем гидравлического привода через рукава высокого давления с образованием замкнутой системы циркуляции масла. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 1 ил.
Наверх