Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства



Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства
Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства

 


Владельцы патента RU 2577865:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)

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 газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ магнитно-индикаторного трассирования нефтяных месторождений (патент RU №2352774, МПК E21B 47/00, G01N 24/08, опубл. 20.04.2009), включающий закачку в продуктивный пласт меченой жидкости, состоящей из основной жидкости (вода, нефть), извлеченной из этого пласта, и метящего вещества, содержащего водные и/или нефтяные индикаторы-трассеры, концентрацию которых после пластовой фильтрации меченой жидкости оценивают по поверхностным пробам продукции добывающих скважин с помощью ядерного магнитного резонанса, отличающийся тем, что с целью повышения информативности и эффективности, в качестве мстящего вещества меченой жидкости на водной основе применяют водные растворы неорганических солей металлов или/и дейтерия, а метящего вещества меченой жидкости на нефтяной основе - фторуглеродные соединения или/и металлоорганические комплексы, с использованием которых в автоматическом режиме последовательно проводят настройку измерительной аппаратуры на частоту протонного магнитного резонанса ядер водорода/протонов пластовой продукции/жидкости, на которой измеряют амплитудную и релаксационную характеристики этой жидкости, выделяют по измеренной релаксационной характеристике коротко- и долгоживущую компоненты, соответствующие ее водной и нефтяной фазам, оценивают значения приведенной амплитуды сигналов свободной индукции и/или протонной скорости/времени спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы этой жидкости, определяют по этим значениям и функциональной зависимости содержание водного метящего вещества и относительную концентрацию водных индикаторов/трассеров в ней, оценивают количество и качество/свойства легких и тяжелых составляющих нефтяной фазы этой жидкости по ее прогонным характеристикам, после чего настраивают аппаратуру на резонансную частоту ядер фтора и измеряют величины максимальной амплитуды сигналов свободной индукции от этих составляющих в текущей нефти, оценивают по этим величинам и специальной палетке содержание нефтяного метящего вещества и относительную концентрацию нефтяных индикаторов/трассеров в этой нефти, определяют концентрационно-временные зависимости поступления водных и/или нефтяных индикаторов-трассеров в пластовой/скважинной продукции/жидкости, на основе которых решают задачи оптимизации разработки продуктивных пластов/залежей/месторождений, в том числе оценка фильтрационной неоднородности пласта-коллектора, направления и скорости движения водной и нефтяной фаз, изучение качественно-количественных превращений нефти в процессе полифазной фильтрации пластового флюида, в целом.

Известен способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи (патент №2315180, МПК E21B 49/08, G01N 33/28, опубл. 20.01.2008), заключающийся в том, что a) осуществляют сбор образцов скважинных флюидов из заданных точек отбора флюидов, где скважинные флюиды протекают или хранятся, b) вводят указанные образцы в микрофлюидальную систему для химического измерения, включающую по меньшей мере одно микрофлюидальное устройство, содержащее чип, имеющий по меньшей мере один вход для введения тестируемого образца, по меньшей мере один микрофлюидальиый канал и по меньшей мере три полости, c) выполняют один или несколько выбранных тестов на указанном микрофлюидальном устройстве, d) используют средство для детектирования результатов тестов и формирования данных, характеризующих результаты.

Известен способ спектрофотометрического определения концентраций различных индикаторов в пластовых водах (патент РФ №2275619, МПК G01N 21/17, опубл. 27.04.2006), в котором пробу из нефтедобывающей скважины отделяют от нефти, водный раствор очищают от механических примесей и осветляют центрифугированием, полученный раствор разделяют на равные порции по числу определяемых индикаторов и в каждую порцию добавляют дополнительные реагенты для анализа соответствующих индикаторов, а количественное содержание отдельных индикаторов в исходной пробе определяют по результатам оптических измерений каждой приготовленной порции раствора относительно величины естественного уровня фона при длинах волн, характерных для исследуемых индикаторов, отличающийся тем, что анализ проводят по результатам трех оптических измерений каждой смеси и измерение концентрации отдельных индикаторов при их совместном присутствии в пробе пластовой воды осуществляют интерполяционным методом по результатам трех анализов - исходной пробы без добавки и исходной пробы с двумя добавками, сначала фиксированного количества исследуемого индикатора, затем фиксированного количества пластовой воды.

Известен способ определения количественного содержания индикаторов в пластовых водах (патент №2301409, МПК G01J 3/00, опубл. 20.06.2007), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, при котором пробу, содержащую флуоресцеин натрия в присутствии многокомпонентной композиции индикаторов, отделяют от нефти, очищают от механических примесей и осветляют центрифугированием, в полученный раствор добавляют щелочь для количественного определения флуоресцеина натрия люминесцентным методом по предварительно выполненной градуировочной зависимости, отличающийся тем, что концентрацию отдельных индикаторов в пробе определяют интерполяцией по результатам трех совокупных спектрофотометрических измерений на длинах волн, фиксированных для каждого отдельного индикатора, причем одно из измерений проводят для очищенной исследуемой пробы с добавками соответствующих реагентов, а два других измерения проводят для модельных растворов, приготовленных из исходной пластовой воды (без индикаторов) с добавлением флуоресцеина натрия в количестве, равном измеренному в пробе по градуировочной зависимости, и навески исследуемого индикатора в таком количестве, чтобы сигнал спектрофотометра для одного из модельных растворов был больше, а для другого - меньше, чем сигнал исследуемой пробы.

Для известных способов характерна закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора. Эти способы позволяют на любой стадии поиска, разведки и разработки залежей выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости скважин, установить нефтеводонасыщенность горных пород, тип коллектора, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пластов, фильтрационные и емкостные характеристики отложений, гидродинамическую связь между пластами и скважинами, наличие заколонных перетоков и т.д.

Однако известные способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки по пласту и, как следствие, герметичность цементного моста при отсутствии необходимого зумпфа, что не позволяет сделать однозначные выводы о причинах высокой обводненности добываемой продукции скважин.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является определение герметичности цементного моста или наличие заколонного перетока жидкости вниз по пласту при отсутствии зумпфа, позволяющего определить вышесказанное геофизическими исследованиями.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности определения причин высокого содержания попутной воды в добываемой продукции по скважинам с отсутствующим зумпфом, не позволяющего определить причины обводнения геофизическими исследованиями.

Точность определения текущего заводненного объема пласта определяется точностью определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды на любой стадии разработки нефтяной залежи.

Поставленная задача достигается посредством применения трассерных технологий.

Новым в способе является обработка, интерпретация полученных данных и получение выводов, касающихся скважинного и околоскважинного пространства.

При обнаружении в добываемой продукции трассеров, закачка которых велась по отключенному пласту, делают вывод о неуспешном отключении данного пласта либо о наличии заколонного перетока, незафиксированного геофизическими исследованиями.

Способ позволяет оценить процесс заводнения нефтяных залежей по данным применения индикаторов и включает в себя:

- выбор нагнетательных и наблюдательных добывающих скважин,

- оценку условий использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков,

- определение необходимого количества индикаторов, закачку меченой жидкости в пласт,

- отбор и анализ проб пластовой воды на содержание индикаторов,

- интерпретацию полученных данных.

Использование способа позволяет решить следующие задачи:

- уточнение геологического строения и типа коллектора исследуемого участка залежи и изучение геометрии потоков закачиваемого реагента (воды) как по площади, так и по разрезу;

- определение направлений и скорости фильтрационных потоков закачиваемой в пласт воды и оценка распределения объемов закачиваемого агента между этими скважинами;

- определение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;

- определение коэффициента влияния отдельных нагнетательных скважин на добывающие скважины;

- качественная и количественная оценка фильтрационных свойств пласта в различных направлениях (динамическая проницаемость);

- оценка объема пласта, охваченного активной фильтрацией воды в пределах исследуемого участка;

- количественная оценка емкости путей фильтрации меченой воды и притоков закачиваемой воды к забоям добывающих скважин;

- оценка эффективности внедрения мероприятий, предложенных на основании анализа проведенных индикаторных исследований;

- оценка изменения фильтрационных свойств коллектора на участках применения методов повышения коэффициента нефтеизвлечения;

- определение интерференции смежных скважин.

Заявляемый способ поясняется чертежами.

На фиг. 1 показан вариант с заколонным перетоком, когда «мертвое пространство» не позволяет геофизическому прибору определить источник обводнения, в данном случае нижняя не перфорированная часть эксплуатируемого пласта.

На фиг. 2 показан вариант с негерметичностью цементного моста, когда геофизический прибор не может определить источник обводнения - разрабатываемый пласт или негерметичность цементного моста.

Способ с использованием индикаторов (трассеров) основан на закачке меченной стабильным или радиоактивным индикатором воды (или водного раствора реагента) и последующем контроле за ее продвижением, который осуществляется путем периодического отбора проб жидкости с устьев контрольных добывающих скважин. Определение концентраций индикаторов в водной фазе проводится в лабораторных условиях.

В качестве индикаторов для приготовления меченых жидкостей могут быть использованы такие стабильные индикаторы, как аммоний роданистый, калий роданистый, уранин, флуоресцеин, эозин, карбамид или другие, имеющие соответствующие свойства, необходимые при исследованиях для контроля за движением закачиваемой воды на нефтяных месторождениях.

Данные индикаторы не нарушают геохимического равновесия пластовых флюидов и не ухудшают нефтевытесняющие свойства нагнетаемых вод и реагентов.

При измерении индикатора необходимо обеспечивать количественные определения его концентрации в водной фазе добываемой жидкости с чувствительностью не ниже 10-4 от его начального удельного содержания.

Способ может быть применен при любой системе заводнения и при различной обводненности продукции добывающих скважин независимо от числа пластов, вскрытых перфорацией.

Область применения способа не ограничивается способом эксплуатации и оборудованием скважин, величинами дебитов добываемой жидкости, вязкостью и газовыми факторами. Исследования не накладывают ограничений на режимы работы скважин.

Наличие нескольких индикаторов, имеющих идентичные гидродинамические свойства, позволяет оценить действие нескольких нагнетательных скважин (коэффициент влияния) на одну из окружающих наблюдательных добывающих скважин. При этом одновременно в каждую из этих нагнетательных скважин закачивают разный индикатор. С устья добывающих скважин периодически отбирают пробы добываемой продукции и делают физико-химический анализ попутно добываемой воды на наличие каждого индикатора.

Основным условием при проведении работ является техническая исправность устьевого оборудования, насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны и герметичность заколонного пространства.

Перед началом проведения индикаторного метода исследований межскважинного пространства на месторождениях, на которых применяются методы увеличения нефтеотдачи с закачкой в пласты химических соединений, проводят лабораторные исследования по определению их влияния на свойства применяемых индикаторов и определяют их концентрации в минерализованных водах.

В качестве индикаторов используются флуоресцентные вещества (флуоресцеин, уранин и эозин) и химические красители и соли: родамины, карбамид.

До закачки индикаторов проводят подготовительные работы:

- проводят выбор объекта исследований, конкретного опытного участка, включающего в себя нагнетательные скважины, в которые планируется закачка разных индикаторов, и наблюдательные добывающие скважины, из которых планируется проводить отбор проб для контроля за выходом индикаторов из пласта с добываемой продукцией;

- до начала исследований проводят в нагнетательных скважинах геофизические исследования методами термометрии, расходометрии и гамма-каротажа с закачкой радона для определения герметичности колонны, выявления заколонных перетоков и снятия профиля приемистости вскрытых перфорацией пластов;

- при обнаружении нарушений технического состояния эксплуатационной колонны до начала индикаторных исследований проводят ремонтно-изоляционные работы. После выполняются повторные геофизические исследования методами термометрии, расходометрии и гамма-каротажа с закачкой радона;

- при установлении гидродинамической связи между пластами (горизонтами) перед началом исследований в нагнетательной и добывающих скважинах проводят изоляционные работы с целью обеспечения ввода индикатора в один пласт (горизонт), а отбора проб жидкости из другого;

- в случае обнаружения нарушений технического состояния эксплуатационной колонны или неэффективности ремонтно-изоляционных работ для индикаторных исследований выбирают другой опытный участок.

Индикаторные исследования проводят следующим образом.

Устьевое оборудование должно быть герметичным, не иметь течи при номинальном давлении закачки.

- определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора.

В зависимости от плотности сетки скважин оптимальными являются объемы оторочки меченого раствора от 2 м3 до 15 м3.

Малые объемы (от 2 м3) закачивают при выявлении высокопроницаемых путей фильтрации (открытых трещин) в карбонатных коллекторах.

Объемы закачки оторочки индикатора до 15 м3 используют при исследованиях терригенных коллекторов с большим норовым объемом исследуемого объекта (большие толщины пластов и расстояния между скважинами).

При закачке малых объемов оторочки индикатора в карбонатные коллектора (в зависимости от фильтрационных свойств коллектора) исследования могут продолжаться от нескольких десятков суток до нескольких лет.

При закачке больших объемов оторочки индикатора в терригенные коллектора (в зависимости от фильтрационных свойств коллектора) исследования могут продолжаться от 100-200 суток до нескольких лет.

Масса индикатора (МQ, кг), необходимая для мечения оторочки воды объемом W литров, рассчитывается по формуле

где Смин, - минимальная концентрационная чувствительность измерительного прибора, г/дм3.

Закачка индикаторной жидкости в нагнетательную скважину.

- проверяют работоспособность всех задвижек на устье - на закрытие и открытие,

- закрывают секущие задвижки на НKT и водоводе. Снимают заглушку с НКТ, устанавливают фланец с быстросъемной резьбой,

- подбивают агрегат линией высокого давления через фланец к НКТ,

- набирают 4 м3 воды в емкости агрегата (из водовода, из скважины, из автоцистерны),

- опрессовывают на герметичность линию высокого давления 1,5 кратным от рабочего,

- открывают задвижку на НКТ,

- начинают закачку воды из емкостей агрегата.

По секундомеру измеряют время закачки определенного объема воды (по делениям в емкости агрегата), по манометру на агрегате фиксируют давление закачки.

- определяют приемистость скважины в метрах кубических за минуту при определенном давлении закачки,

- готовят в емкостях агрегата расчетный исходный индикаторный раствор, только при наличии приемистости скважины. Воду берут из водовода, из скважины, из автоцистерны.

Наполняют емкости агрегата на 1/3 объема (1,5-2 м3).

Выливают в емкости агрегата концентрат индикатора, добавляют в емкости агрегата воду до необходимого уровня. Циркуляцией насоса агрегата «на себя» перемешивают в емкостях индикаторный раствор.

При порционной закачке больших объемов индикаторного раствора операции повторяют необходимое количество раз.

Отбирают пробу приготовленного индикаторного раствора не менее 1 дм3.

Закачивают индикаторный раствор в скважину при рабочем давлении. Для промывки емкостей агрегата и продавки индикаторного раствора в пласт используют воду в 2-кратном объеме емкостей.

Отбивают агрегат.

Скважину пускают в работу.

Интерпретация результатов индикаторных исследований.

Этап интерпретации результатов индикаторных исследований позволяет решить следующие задачи:

- установление наличия гидродинамической связи между пластами, блоками и горизонтами;

- установление степени гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;

- установление преимущественных направлений фильтрационных потоков нагнетаемой жидкости;

- определение скоростей фильтрации нагнетаемой жидкости в пласте;

- определение фильтрационных параметров в межскважинном пространстве исследованного участка;

- оценка распределения нагнетаемой в пласт воды между контрольными добывающими скважинами;

- оценка воздействия нагнетательных скважин на обводненность контрольных добывающих скважин;

- выявления послойной неоднородности коллектора в межскважинном пространстве исследованного участка нефтяной залежи;

- определение динамического охвата пласта заводнением;

- оценка технологической эффективности различных геологотехнологических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов.

Результаты интерпретации данных индикаторных исследований используют:

- при создании и уточнении геологических и постоянно действующих гидродинамических моделей объекта разработки;

- при составлении технологических документов разработки нефтяной залежи;

- для регулирования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

- для разработки геолого-технологических мероприятий (ГТМ);

- при выборе объекта адресного применения методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов;

- определение наличия заколонного перетока или негерметичности цементного моста при отсутствии или недостаточной глубины зумпфа/

Порядок проведения индикаторных исследований межскважинного пространства, пробоподготовка и измерение концентраций индикаторов.

Перечень необходимых геолого-промысловых данных для обеспечения интерпретации результатов индикаторных исследований включает:

- геолого-физическую характеристику объекта индикаторных исследований;

- данные о расположении скважин;

- историю разработки объекта индикаторных исследований;

- мощности пласта по каждой скважине;

- значения пористости по объекту индикаторных исследований;

- значения проницаемости по объекту индикаторных исследований;

- значения устьевого и забойного давлений нагнетательных и добывающих скважин;

- таблицы значений относительных фазовых проницаемостей для воды (или вытесняющего агента) и нефти;

- карта текущего состояния разработки объекта индикаторных исследований;

- карта изобар объекта индикаторных исследований.

При решении всех геолого-промысловых задач (за исключением исследований по определению гидродинамической связи на качественном уровне) регулярно производят определение дебита добывающих скважин и обводненности добываемой продукции.

Измерение дебитов проводят синхронно с отбором проб. Для измерения дебитов применяют технические средства, используемые в системе сбора и транспорта для учета объемов добываемой жидкости и ее обводненности. При интерпретации используют информацию по динамике работы скважин.

По текущим данным извлеченной массы индикатора по каждой скважине вычисляют текущий коэффициент влияния нагнетательной скважины на наблюдательную добывающую скважину.

Основные принципы интерпретации результатов исследований.

Первичную обработку результатов анализа проб воды на содержание индикатора осуществляют следующим образом:

- по результатам измерений для каждой контрольной добывающей скважины строят кривые зависимости «концентрация индикатора - время»;

- при проведении индикаторных исследований и анализе проб воды на содержание индикатора получают два независимых значения - время прихода индикатора в добывающую скважину и концентрацию (количество) индикатора, поступившее в данный момент времени;

- вид кривой «концентрация индикатора - время» характеризует фильтрационную неоднородность межскважинного пространства выбранного объекта индикаторных исследований;

- по виду кривой для каждой контрольной добывающей скважины на первоначальном этапе определяют число отдельных высокопроницаемых путей фильтрации (ВПФ);

- время прихода каждой порции индикатора определяет скорость фильтрации, а скорость фильтрации определяет динамическую проницаемость каждого ВПФ.

Комплексное применение гидродинамических, геофизических и индикаторных исследований при планировании ГТМ по интенсификации добычи нефти или повышению нефтеотдачи пластов позволяет обосновать необходимость проведения ГТМ.

Проведение индикаторных исследований до и после проведения ГТМ по интенсификации добычи нефти или повышению нефтеотдачи пластов позволяет оценить эффективность проведенных ГТМ.

Первичная обработка результатов исследований.

Первичная обработка результатов измерений (для каждого из используемых индикаторов) заключается в вычислении массовой доли индикатора, извлеченного из наблюдательной добывающей скважины, построении зависимостей изменения концентрации и массы индикатора во времени или от накопленного объема закачки вытесняющего агента (воды).

Массовая доля Мi, каждого из индикаторов, поступившая из i-й добывающей скважины на поверхность за j-е сутки, вычисляется по формуле

где Ci - концентрация индикатора в потоке добываемой жидкости;

QЖi - дебит скважины по жидкости в день отбора пробы;

Bi - обводненность добываемой жидкости, долей ед.

Накопленная массовая доля Mi, индикатора, извлеченная из i-й добывающей скважины на поверхность за j суток наблюдений, определяется выражением

Количественная интерпретация данных индикаторных исследований.

Гидродинамическая связь между скважинами, пластами (горизонтами) считается установленной, если в продукции контрольных добывающих скважин достоверно зарегистрировано наличие индикатора.

Если индикатор не зарегистрирован в течение расчетного времени подхода основного фронта меченой жидкости (оценивается по формуле Дарси), то производят контрольный отбор проб в течение 90-120 суток с периодичностью один раз в 15-20 суток. Если в течение этого времени поступление индикатора не будет зарегистрировано, то гидродинамическая связь между контрольными нагнетательными и добывающими скважинами, пластами (горизонтами) отсутствует.

Скорость движения vi закачиваемого агента (воды) по направлению i-й добывающей скважины определяется из выражения

где Li - расстояние по прямой между забоями нагнетательной и i-й добывающей скважины (определяется по карте разработки залежи или с использование программных средств при наличии географических координат);

tj - время от закачки индикатора в пласт до времени подхода основного фронта меченной индикатором оторочки или порции оторочки каждого ВПФ для i-й добывающей скважины.

Распределение потоков закачиваемого агента (воды) между контрольными добывающими скважинами производят в соответствии с коэффициентом Ki, определяемым как

где Mi - массовая доля индикатора, извлеченного из i-й добывающей скважины на поверхность за период исследований;

M0 - масса закачанного в пласт индикатора.

Доля воды (агента) Qв, поступившей в i-ю добывающую скважину от данной нагнетательной, определяется выражением

где Qв - суммарная закачка воды в нагнетательную скважину за весь период исследований.

Величина ΔQi характеризует объем закачиваемой воды, уходящей за пределы исследуемого участка, и определяется как

где i изменяется от 1 до m - число добывающих контрольных скважин.

Качественную оценку фильтрационных свойств пласта в различных направлениях проводят путем сопоставления количества индикатора, извлеченного с продукцией каждой контрольной добывающей скважины, или коэффициентов Ki.

Признаками наличия высокопроницаемых путей фильтрации является ранняя (через несколько суток после закачки) регистрация индикатора в продукции скважин и высокая концентрация индикатора в попутно добываемой воде, разбавление которой составляет порядка 103 г/л и выше от исходного значения.

По результатам исследований определяют суммарную массовую долю индикатора Mi, поступившую в данную i-ю добывающую скважину с высокими скоростями.

Коэффициент Ki, вычисленный для ВПФ данной добывающей скважины, определяет в долях его производительность.

Общая массовая доля индикатора и, соответственно, закачиваемой воды, переносимых по ВПФ с высокими скоростями, может достигать десятки процентов и оказывать существенное влияние на обводненность продукции.

Динамическую проницаемость каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины ki, м2, определяют по формуле

где i - номер контрольной добывающей скважины;

i=1, 2, …, N - число выделенных ВПФ;

p - среднее значение пористости по объекту индикаторных исследований;

L - расстояние между нагнетательной и подконтрольной добывающей скважиной, м;

t - время прихода порции индикатора ВПФ к i-ой контрольной добывающей скважине, с;

ΔP - разность давлений на забоях нагнетательной и контрольной добывающей скважин, Па;

fв, fн - относительные фазовые проницаемости воды и нефти соответственно;

µв, µн - вязкости воды и нефти соответственно, Па·с.

Эффективный объем каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины Vj,i, м3, определяют по формуле

где i - номер контрольной добывающей скважины;

QЖi - дебит жидкости i-й контрольной добывающей скважины, м3/сут;

Bi - обводненность i-й контрольной добывающей скважины;

ti - время прихода порции воды с максимальной концентрацией индикатора по ВПФ на j-е сутки;

Mij - относительное значение количества индикатора пришедшего по ВПФ i-й контрольной добывающей скважины на j-е сутки.

Значения проницаемости ВПФ и их производительность для закачиваемой воды учитывают при создании постоянно действующей гидродинамической модели, используемой при проектировании разработки нефтяного месторождения (залежи нефти).

Определение скважин, обводняющихся от «постороннего» источника, проводят на основе сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины.

Под обводнением от «постороннего» источника понимается поступление в данную добывающую скважину воды за счет заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор.

Под относительным отбором жидкости QЖi, понимается отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время.

Под относительным выходом индикатора MОТi, понимается отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора M0, закачанной в пласт.

Если по результатам исследований (с учетом погрешности измерений отборов, закачки и определения суммарной массы индикатора) установлено, что QЖi/MОТi>1, то в данную скважину поступает вода от «постороннего» источника.

Количественная опенка норового объема пласта, охваченного активной фильтрацией закачиваемой воды, определяется выражением

где QЖi - темп закачки воды в нагнетательную скважину, м3/сут;

t - период исследований, сут.

Точность определения текущего заводненного объема определяется точностью определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды.

Заявляемый способ применим для любой стадии разработки нефтяной залежи.

1. Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства, содержащий 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 меченую 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, а 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют первичную обработку результатов анализа проб воды на содержание индикатора следующим образом:
- по результатам измерений для каждой контрольной добывающей скважины определяют два независимых значения: время прихода индикатора в скважину и концентрацию индикатора, поступившую в данный момент времени;
- строят кривые зависимости «концентрация индикатора - время»;
- по виду графической кривой «концентрация индикатора - время» для каждой контрольной добывающей скважины судят о фильтрационной неоднородности исследуемого межскважинного пространства и определяют число независимых высокопроницаемых путей фильтрации (ВПФ);
- по времени прихода каждой порции индикатора определяют скорость фильтрации, по которой судят о динамической эффективной проницаемости каждого ВПФ.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что по виду графической зависимости «концентрация индикатора - время» определяют тип коллектора и наличие трещиноватости.

4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что на графике «концентрация индикатора - время» с помощью сглаживания значений изменения концентрации и массы индикатора объединяют пики концентраций индикатора в объемные пути фильтрации, и определяют сглаженное значение концентрации индикатора Ciсгл. выражением
Сiсгл.=1/5(Cj+Cj+1+Cj+2+Cj+3+Cj+4),
где j - текущие сутки наблюдений; j=от 1 до n,
и определяют сглаженное значение массовой доли Mi, индикатора, извлеченной из i-й добывающей скважины на поверхность за n суток наблюдений.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют первичную обработку результатов измерений для каждого из используемых индикаторов, а именно:
вычисляют массовую долю индикатора, извлеченного из наблюдательной добывающей скважины,
строят зависимости изменения концентрации и массы индикатора во времени или от накопленного объема закачки вытесняющего агента (воды).

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что массовую долю Mi каждого из индикаторов, поступившую из i-й добывающей скважины на поверхность за j-е сутки, определяют по формуле
Mij=Ci*QЖi*Bi,
где Ci - концентрация индикатора в потоке добываемой жидкости;
QЖi - дебит скважины по жидкости в день отбора пробы;
Bi - обводненность добываемой жидкости, долей ед.,
а накопленную массовую долю Mi индикатора, извлеченную из i-й добывающей скважины на поверхность за j суток наблюдений, определяют выражением
Mi=∑Mij.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводят количественную интерпретацию данных индикаторных исследований.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по наличию в продукции контрольных добывающих скважин индикатора гидродинамическую связь между скважинами, пластами считают установленной.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что в случае отсутствия индикатора в течение расчетного времени подхода основного фронта меченой жидкости производят контрольный отбор проб в течение 90-120 суток с периодичностью один раз в 15-20 суток.

10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что в случае отсутствия индикатора в контрольном отборе проб делают вывод об отсутствии гидродинамической связи между контрольными нагнетательными и добывающими скважинами и пластами.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что
- определяют скорость движения vi, закачиваемого агента (воды) по направлению i-й добывающей скважины из выражения
vi=Li/tj,
где Li - расстояние по прямой между забоями нагнетательной и i-й добывающей скважины (определяют по карте разработки залежи или с использованием программных средств при наличии географических координат);
tj - время от закачки индикатора в пласт до времени подхода основного фронта меченой индикатором оторочки или порции оторочки каждого ВПФ для i-й добывающей скважины;
- производят распределение потоков закачиваемого агента (воды) между контрольными добывающими скважинами в соответствии с коэффициентом Кi определяемого как
Ki=Mi/Mo,
где Mi - массовая доля индикатора, извлеченного из i-й добывающей скважины на поверхность за период исследований; Mo - масса закачанного в пласт индикатора;
- определяют долю закачиваемого агента (воды) Qв, поступившего в i-ю добывающую скважину от данной нагнетательной, выражением
Qвi=Qвi,
где Qв - суммарная закачка воды в нагнетательную скважину за весь период исследований;
- определяют объем закачиваемой воды ΔQi, уходящей за пределы исследуемого участка,
ΔQ=Qв-∑Qвi,
где i изменяется от 1 до m - число добывающих контрольных скважин;
- проводят качественную оценку фильтрационных свойств пласта в различных направлениях путем сопоставления количества индикатора, извлеченного с продукцией каждой контрольной добывающей скважины, или коэффициентов Кi.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по регистрации индикатора в продукции скважин через несколько суток после закачки и высокой концентрации индикатора в попутно добываемой воде, разбавление которой составляет порядка 103 г/л и выше от исходного значения, судят о наличии высокопроницаемых путей фильтрации.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по результатам исследований определяют суммарную массовую долю индикатора Mi, поступившую в данную i-ю добывающую скважину с высокими скоростями.

14. Способ по пп. 11 и 13, отличающийся тем, что по коэффициенту Кi для ВПФ добывающей скважины определяют ее производительность, а по величине массовой доли индикатора судят об обводненности скважины.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют динамическую проницаемость каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины ki, м2:

где i - номер контрольной добывающей скважины;
i - 1, 2, …, N - число выделенных ВПФ;
р - среднее значение пористости по объекту индикаторных исследований;
L - расстояние между нагнетательной и подконтрольной добывающей скважиной, м;
t - время прихода порции индикатора ВПФ к i-й контрольной добывающей скважине, с;
ΔP - разность давлений на забоях нагнетательной и контрольной добывающей скважин, Па;
fв, fн - относительные фазовые проницаемости воды и нефти соответственно;
µв, µн - вязкости воды и нефти соответственно, Па·с.

16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют эффективный объем каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины Vj,i, м3:
WВПФ=QЖi*Bi*ti*Mij,
где i - номер контрольной добывающей скважины;
QЖi - дебит жидкости i-й контрольной добывающей скважины, м3/сут;
Вi - обводненность i-й контрольной добывающей скважины;
ti - время прихода порции воды с максимальной концентрацией индикатора по ВПФ на j-е сутки;
Mij - относительное значение количества индикатора, пришедшего по ВПФ i-й контрольной добывающей скважины на j-е сутки.

17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что значения проницаемости ВПФ и их производительность для закачиваемой воды используют при создании гидродинамической модели для разработки нефтяного месторождения.

18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют поровый объем пласта, охваченного активной фильтрацией закачиваемой воды, с помощью выражения
W=(Mi/Mo)*QЖi*t,
где QЖi - темп закачки воды в нагнетательную скважину, м3/сут;
t - период исследований, сут.

19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение текущего заводненного объема скважины зависит от определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды.

20. Способ по п. 1, отличающийся тем, что результаты анализа используются для:
- уточнения геологического строения и типа коллектора исследуемого участка залежи и изучения геометрии потоков закачиваемого реагента (воды) как по площади, так и по разрезу;
- определения направления и скорости фильтрационных потоков закачиваемой в пласт воды и оценки распределения объемов закачиваемого агента между этими скважинами;
- определения гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;
- определения коэффициента влияния отдельных нагнетательных скважин на добывающие скважины;
- качественной и количественной оценки фильтрационных свойств пласта в различных направлениях (динамическая проницаемость);
- оценки объема пласта, охваченного активной фильтрацией воды в пределах исследуемого участка;
- количественной оценки емкости путей фильтрации меченой воды и притоков закачиваемой воды к забоям добывающих скважин;
- оценки эффективности внедрения мероприятий, предложенных на основании анализа проведенных индикаторных исследований;
- оценки изменения фильтрационных свойств коллектора на участках применения методов повышения коэффициента нефтеизвлечения;
- определения интерференции смежных скважин.

21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве индикаторов для приготовления меченых жидкостей могут быть использованы аммоний роданистый, калий роданистый, уранин, флуоресцеин, эозин и карбамид.

22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно в каждую из нагнетательных скважин закачивают разный индикатор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к средствам акустического каротажа в скважине. Техническим результатом является повышение качества получаемых в процессе каротажа акустических данных за счет компенсации вращения прибора акустического каротажа во время проведения измерений в скважине. Предложен способ акустического каротажа, в соответствии с которым: в скважине размещают с возможностью перемещения акустический каротажный прибор, состоящий из по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один приемник акустических сигналов, состоящий из набора датчиков, расположенных по окружности в фиксированном положении относительно друг друга, при этом секции, содержащие по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и секции, содержащие по меньшей мере один приемник акустических сигналов, выполнены с возможностью совместного вращения и вращения независимо друг от друга. Причем на каждом шаге акустического каротажа определяют относительный угол поворота акустического прибора вокруг своей оси, вычисляют угол коррекции для секций, содержащих по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и/или для секций, содержащих по меньшей мере один приемник акустических сигналов, и осуществляют компенсационное вращение тех секций акустического каротажного прибора, для которых был вычислен угол коррекции. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого. Устройство содержит не менее одной нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, заполненных технологической жидкостью для формирования непрерывной жидкой среды между выходом каждой нагнетательной скважины и входом не менее чем одной добывающей скважины. Источник волнового воздействия в каждой добывающей скважине выполнен в виде погружного насоса с блоком управления его мощностью, вход которого связан с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Источник волнового воздействия в нагнетательной скважине выполнен в виде регулятора расхода жидкости, размещенного на входе нагнетательной скважины совместно с расходомером. Выход расходомера связан со входом блока управления источниками воздействия. Вход регулятора расхода жидкости соединен с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Выход не менее одной добывающей скважины связан через вновь введенный измерительный блок, включающий датчики количества и/или качества добываемых полезных ископаемых, со входом блока управления источниками волнового воздействия, образуя канал обратной связи управления волновым воздействием. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией. Предложен способ воздействия на процесс консолидации цементного раствора за обсадной колонной в горизонтальных скважинах, который включает этапы проведения каротажа в скважинах прибором акустического контроля качества цементирования ОК, регистрацию амплитуд волн Лэмба-Стоунли, интерпретацию результатов измерений с выделением участков «защемления» смеси промывочной жидкости, и осуществления локальной обработки мест «защемления» промывочной жидкости упругими колебаниями на частоте радиального резонанса обсадной колонны. При этом акустический контроль качества цементирования ОК проводят на ранних временах сразу после окончания закачки цементного раствора в скважину в течение 30-180 минут, затем выделяют интервалы за ОК по регистрации волн Лэмба-Стоунли с наиболее низкой динамикой их уменьшения, характеризующей наличие локальных участков «защемления» смеси промывочной жидкости и цементного раствора. 2 ил.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана. Предложено устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле посредством стыковочной приборной головки герметичный корпус, размещенные в корпусе электродвигатель с редуктором, связанный с электродвигателем винтовой передачей пакер-якорь, шток передачи нагрузки на якорь-пакер, уравнительный клапан, установленный выше электродвигателя блок коммутации и дистанционный скважинный прибор, прикрепляемый к наконечнику кабельной головки на нижнем конце корпуса. При этом устройство дополнительно оснащено вторым корпусом, установленным ниже первого корпуса, и муфтой-гайкой для стыковки второго корпуса с первым корпусом. При этом во втором корпусе размещены второй электродвигатель, механически связанный с уравнительным клапаном, и блок телеметрии. Кроме того, с внутренней стороны первого и второго корпусов параллельно продольной оси устройства выполнен эксцентричный канал для прокладки транзитной линии связи к блоку телеметрии. Шток передачи нагрузки на якорь-пакер выполнен без центрального отверстия, а уплотнительный элемент уравнительного клапана выполнен в виде манжеты. 2 ил.
Наверх