Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками



Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками

 


Владельцы патента RU 2575785:

Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") (RU)

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте. Учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса. Проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок. 5 ил.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности, к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, и может быть применено на скважинах, осложненных сероводородной или углекислотной коррозией, а также существенным выносом песка и/или асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО).

Известно использование промышленно выпускаемых замерных установок для первичного учета продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы (см. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М.: Недра, 1990, с.402-411, прототип). Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной емкости с контрольно-измерительными приборами, элементами автоматики и управления, кроме того, они содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с контрольно-измерительными приборами и элементами автоматики, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек и т.п).

Эти установки работают в циклическом режиме наполнения-опорожнения мерной сепарационной емкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объем продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем - поочередно, по программе - скважинам группы.

Общими недостатками существующих устройств подобного назначения являются как трудоемкость и материало-, металлоемкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именно цикличность работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами «наполнение-опорожнение» мерной емкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней. А на скважинах, осложненных сероводородной или углекислотной коррозией, а также существенным выносом песка и/или АСПО, указанные установки довольно часто выходят из строя из-за быстрого износа.

Наиболее близким решением, принятым авторами за прототип к объекту-способу, является способ определения дебита скважин, оборудованных установками центробежных насосов, описанный авторами в публикациях (см. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти. Ивановский В.Н. РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №4, 2000; Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти. Ивановский В.Н. РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000).

Дебит скважины в данном случае считался равным подаче насоса, которая определялась по дифференциальному перепаду давления на штуцере (дросселе), установленном на выкидной линии скважинного монифольда, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера (дросселя):

Q=µ*f*√ΔP/ρ,

где Q - подача насосной установки, f - площадь поперечного сечения штуцера, ρ - плотность жидкости, µ - коэффициент расхода жидкости через штуцер, ΔP - перепад давления на штуцере.

Недостатком указанного способа является постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (изменение обводненности и содержания газа в нефти), что приводит к очень большим погрешностям в определении дебита скважины.

Для получения необходимых данных, используемых в способе определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, необходимо использовать специальное устройство.

Наиболее близким по техническому решению и исполнению к защищаемому устройству является комплекс, принятый авторами в качестве прототипа к объекту-устройству, содержащий установку электроприводного центробежного насоса, погружную систему телеметрии, кабельную линию передачи информации от погружной системы телеметрии, станцию управления с устройством приема и обработки информации от системы погружной телеметрии (Каталог фирм: Новомет (www.novomet.ru), Борец (www.boretscompany.ru), РИМЕРА-Алнас (www.rimera.com). Системы УЭЦН с погружной телеметрией).

Недостатком указанных устройств является то, что система телеметрии определяет давление и температуру на приеме насоса (или в другом сечении, расположенном ниже зоны нагнетания насоса, например - в сечении нижнего уровня погружного электродвигателя). Это не позволяет определять значения давления и температуры на линии нагнетания насоса, что снижает точность определения вязкости и плотности перекачиваемой жидкости и точность пересчета рабочей характеристики насоса при перекачке реальной жидкости.

Технический результат группы изобретений заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок.

Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включает определение фактических рабочих показателей скважинной насосной установки, в том числе - подачи скважинного насоса, которая равна дебиту скважины, при этом согласно изобретению, для определения подачи скважинного насоса определяют фактический напор насоса, учитывают информацию о фактических параметрах откачиваемого пластового флюида или газожидкостной смеси, проводят пересчет и перестроение каталожной - паспортной, рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса и по уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору насоса и мощности насоса определяют подачу насоса.

Кроме того, поставленный технический результат достигается тем, что устройство для определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающее скважинную насосную установку, погружную телеметрию, систему передачи информации, устройство приема и обработки информации от системы погружной телеметрии, при этом согласно изобретению устройство дополнительно оснащено датчиками давления и температуры на выходе из насоса, датчиками давления и температуры на устье скважины - на буфере и на затрубье, датчиком дифференциального давления на штуцере нагнетательного манифольда устьевого оборудования, датчиками рабочего тока, напряжения и коэффициента нагрузки электропривода.

На фиг.1 показана паспортная рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика ЭЦН.

На фиг.2 показана фактическая рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика скважинного насоса.

На фиг.3 и 4 показаны графики определения подачи насоса по фактическим напорно-расходной и энергетической характеристикам скважинного насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса.

На фиг.5 показано устройство для определения дебита скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

1. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте (в качестве неограничивающего примера будет рассмотрено осуществление заявленного способа на скважине, оборудованной ЭЦН, однако следует понимать, что может быть применена любая известная насосная установка (ШСНУ, ВШСНУ, УЭДН и др.) для подъема любого флюида (нефть, вода, ГЖС и др.)). Паспортная расходно-напорная характеристика ЭЦН показана на фиг.1.

2. Учитываются фактические параметры откачиваемого пластового флюида или ГЖС (плотность, вязкость) и насосной установки (фактическая частота вращения ротора насоса или частота вращения вала электродвигателя, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки (cos), давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса).

3. Проводится пересчет и перестроение каталожной (паспортной) рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. Фактическая рабочая напорно-расходная и энергетическая характеристика скважинного насоса показана на фиг.2.

4. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Графики определения подачи насоса по фактическим напорно-расходной и энергетической характеристикам скважинного насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса показаны на фиг.3 и 4.

Предложенный способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, позволяет минимизировать работу замерных установок и повысить точность определения дебита скважин за счет расчета производительности между замерами на замерных установках. Исключается погрешность определения дебита группы скважин, т.к. по каждой скважине дебит определяется индивидуально, исключается влияние погрешности замерной установки. Заявленный способ позволяет увеличить межремонтный период замерных установок, получить точные данные о работе системы «пласт-скважина-насосная установка» даже при отсутствии или неисправности замерных установок.

Предлагаемое устройство для обеспечения способа замера дебита скважин, оборудованных насосными установками, представленное на фиг.5, состоит из: 1 - станция управления УЭЦН, 2 - устройство кабельного ввода, 3 - фонтанная аппаратура, 4 - регулируемый штуцер, 5 - манометр, 6 - эксплуатационная колонна, 7 - насосно-компрессорные трубы (НКТ), 8 - кабельная линия, 9 - датчик давления и температуры системы ТМС на нагнетательной линии ЭЦН, 10 - ЭЦН, 11 - датчик давления и температуры системы ТМС на приеме насоса, 12 - ПЭД, 13 - пласт, 14 - датчик буферного давления, 15 - датчик затрубного давления, 16 - датчик температуры жидкости на устье скважины, 17 - нагнетательная линия манифольда.

Предложенное устройство для обеспечения способа определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, позволяет снизить зависимость от работоспособности только датчиков на приеме насоса или только на линии нагнетания, от работоспособности линий коммуникаций между системой погружной телеметрии и наземным устройством регистрации информации; минимизировать погрешность определения плотности и вязкости перекачиваемого флюида, повысить точность пересчета рабочей характеристики насосной установки, определения фактического напора (давления) насоса и потребляемой им мощности, определения подачи насоса. Исключается погрешность определения давления и температуры в линии нагнетания насоса, погрешность изменения плотности и вязкости жидкости, погрешность при передаче информации по линиям коммуникации, появляется возможность определять подачу насоса по нескольким независимым друг от друга методикам. Заявленное устройство позволяет увеличить межремонтный период работы системы замера дебита скважин за счет дублирования систем получения первичной информации.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, успешно прошли промышленные испытания на скважинах: №4924 куст №433, №37910 куст №1974, №5301 куст №394 Самотлорского месторождения, на кусте №519 Чумпаского месторождения и скважинах Поточного месторождения. На скважинах измеряли дебит замерными установками АГЗУ и определяли предложенными способом и устройством, при этом максимальное расхождение результатов составило 8,1%.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, соответствуют критериям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень», т.к. из уровня техники не выявлено информации о таком способе определения дебита скважин.

Заявленные способ и устройство определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, соответствуют критерию патентоспособности «промышленная применимость», т.к. для их осуществления необходимо стандартное оборудование для определения фактических параметров применяемой насосной установки и откачиваемого флюида.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа и устройства определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, а также сопроводительных чертежей для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленной группы изобретений. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению, отличающийся тем, что для повышения точности определения дебита скважин по паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте, после этого учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса, проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса, по уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени. Способ включает этапы, на которых размещают комплект нижней части буровой колонны (КНБК) в стволе скважины. Причем КНБК содержит нагнетательный порт для выдачи текучей среды в скважины, первый датчик, расположенный над нагнетательным портом, и второй датчик, расположенный под нагнетательным портом. Каждый из первого датчика и второго датчика генерирует сигнал обратной связи, представляющий собой скорость потока текучей среды на участке ствола скважины. Определяют приблизительную глубину участка КНБК в стволе. Формируют модель данных, основанную на наборе инструкций, причем модель данных представляет по меньшей мере характеристики потока текучей среды в стволе скважины, при этом модель данных получают из сигнала обратной связи и приблизительной глубины нагнетательного порта. Анализируют модель данных для экстраполяции характеристик формации. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа. Разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений. Описан способ определения концентрации сополимера, ингибирующего отложения, для ингибирования образования отложений, включающий введение эффективного количества сополимера, ингибирующего отложения, в среду, измерение сигнала флуоресценции, соответствующего имидазольному фрагменту, и определение концентрации сополимера, ингибирующего отложения, на основании сигнала флуоресценции. Имидазолсодержащие сополимеры обеспечивают свойства ингибировать отложения и наряду с прочим позволяют осуществлять мониторинг уровней ингибитора отложений во время добычи нефти или применять в горном деле. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости. Определение плотности жидкостной смеси. Определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению. При этом дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике. При этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор, учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости. Плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса. Кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины. 3 ил.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах. Способ включает определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент. Спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок. Осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов. Формирование и съем электрического сигнала. Замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем. Определяют молярную массу Мг газа и удельную газовую постоянную. Определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе. Определяют плотность газа ρг на выбранном участке. Определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S. Замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку. Замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться. Замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления. Замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов. Определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками. Определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси. Динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек. Определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле: определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле: где: ρн и ρв - плотности нефти и воды; αг - объемная доля растворенного газа в сырой нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин. Технический результат заключается в упрощении определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин. Способ включает замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости. После этого повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении. После чего определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной. Затем снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной. Определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом (ГРП) после затопления. Для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин. 1 ил.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Технический результат заключается в увеличении точности оценки моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Способ содержит идентификацию данных отслеживания линии тока; вычисление среднего времени пробега линии тока в каждой ячейке сети на основании данных отслеживания линии тока; идентификацию кратчайшей или быстрейшей линии тока для добывающей скважины, используя среднее время пробега линии тока в каждой ячейке сети; вычисление среднего времени пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока через каждую пересекаемую ячейку сети, используя процессор вычислительной машины; оценку момента прорыва флюида в добывающей скважине, используя данные моделирования распространения флюида и среднее время пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 13 ил.
Наверх