Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин



Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин
Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин

 


Владельцы патента RU 2584169:

Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") (RU)

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.

 

Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин предназначено для испытаний скважин в режиме депрессии, а именно для осуществления герметичного перекрытия внутренней полости колонны труб (НКТ) с целью записи кривой восстановления давления (КВД) пласта с применением дистанционных скважинных приборов для оперативного определения гидродинамических параметров исследуемого пласта.

Известны устройства для гидродинамических исследований скважин, содержащие спускаемый на кабеле прибор, оснащенный якорем, пакерами для разобщения кольцевого пространства скважины, уплотнительным элементом с гидравлическим каналом, управляемым циркуляционным и/или уравнительным клапаном, электродвигателем и датчиками гидродинамических параметров (патент РФ №2349751, Е21В 49/08, 2009, №2339811, Е21В 47/00, 2008). Известные приборы скважины обеспечивают контроль перепада давления над и под пакером, а также скорость притока пластового флюида и параметры его сжимаемости и подвижности. Однако диапазон исследуемых скважин ограничивается диаметром пакерующих устройств известных приборов и большой длиной всего комплекса в целом. Кроме того, для спуска известных устройств в скважину на геофизическом кабеле необходимо предварительно выполнять подготовительные действия по глушению скважины, извлечению НКТ из скважины, очистке стенок колонны и прочее. Что приводит к дополнительным производственным и временным затратам.

Известно устройство для гидродинамического мониторинга скважин (патент РФ №2471984, Е21В 47/06, 2011 г.), содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле корпус, в котором размещены электродвигатель, связанный с ним посредством винтовой передачи электромеханический пакер, управляемое клапанное устройство, установленный выше электродвигателя блок коммутации, установленный над пакером якорь и компенсаторы давления, один из которых установлен выше якоря, а второй - ниже уравнительного клапана. Известное устройство по сравнению с предыдущими аналогами отличается простотой и малыми габаритами конструкции. К недостаткам данного устройства следует отнести низкую надежность конструкции и низкую эффективность использования устройства в процессе испытания пласта. Это обусловлено тем, что шток со сквозным каналом для прокладки электрической линии связи не обеспечивает достаточного усилия при пакеровке, а управление работой якоря, пакера и уравнительного клапана осуществляется одним электродвигателем, что ставит процесс испытания пласта в зависимость от надежности пакеровки скважины. При этом для обеспечения эффективной работы известного устройства требуется использование электродвигателя большей мощности с большим током потребления.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности конструкции устройства для гидродинамических исследований и испытания скважин, а также повышение эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана.

Поставленная задача решается следующим образом.

К устройству для гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащему подвешиваемый на геофизическом кабеле посредством стыковочной приборной головки герметичный корпус, с размещенными в корпусе электродвигателем с редуктором, связанным с электродвигателем винтовой передачей пакер-якорем, штоком передачи нагрузки на якорь-пакер, уравнительным клапаном, установленным выше электродвигателя блоком коммутации и дистанционным скважинным прибором, прикрепляемым к наконечнику кабельной головки на нижнем конце корпуса, согласно изобретению, дополнительно подсоединен второй корпус, состыкованный с первым корпусом муфтой-гайкой. При этом во втором корпусе дополнительно размещен 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.

Предложенная конструкция устройства для гидродинамических исследований и испытаний скважин имеет следующие преимущества:

- наличие второго электродвигателя, механически связанного с уравнительным клапаном, обеспечивает возможность управления испытанием и проведением записи КВД независимо от процесса пакеровки. Кроме того, применение двух электродвигателей с раздельным их использованием позволяет снизить нагрузку на питающем токе устройства, а также исключить гидроудар при распакеровке. То есть обеспечивается возможность использования электродвигателей меньшей мощности потребления, а соответственно и меньших габаритных размеров по сравнению с прототипом;

- выполнение штока передачи нагрузки без сквозного центрального отверстия (то есть сплошным) позволяет усилить передающую нагрузку на шток, а соответственно и на якорь-пакер, повышая надежность пакеровки скважины. Кроме того, выполнение штока без сквозного осевого канала для пропуска жил линии связи (как у прототипа) повышает технологичность его изготовления.

- применение в конструкции уравнительного клапана манжеты вместо уплотнительных колец позволяет увеличить приемный канал и повысить тем самым надежность перекрытия ствола скважины;

- оснащение устройства муфтой-гайкой обеспечивает возможность смены уплотнительных элементов пакер-якоря и/или уравнительного клапана без разборки всего устройства, для чего достаточно отсоединить один корпус от другого, что повышает эффективность его эксплуатации и технологичность ремонта;

- конструкция предложенного устройства работает таким образом, что в процессе испытания пласта давление выше и ниже уравнительного клапана всегда равно надпакерному, то есть нет необходимости применения в конструкции компенсаторов давления как у прототипа, что упрощает конструкцию устройства.

По совокупности указанных признаков изобретения предложенное устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин может эффективно использоваться для гидродинамических исследований и/или геофизического каротажа скважины либо для дистанционной регистрации КВД в момент остановки насосных агрегатов или для отбора представительских проб пластового флюида с помощью подсоединенного к корпусу посредством наконечника кабельной головки нижней части второго корпуса дистанционного скважинного прибора либо глубинного манометра или глубинного пробоотборника соответственно. Простота конструкции, малая потребляемая мощность обеспечивают технологичность ее изготовления и надежность практического использования.

На фиг. 1 показана схема устройства для гидродинамических исследований и испытаний скважин.

На фиг. 2 показана схема компоновки устройства гидродинамических исследований и испытаний скважин при проведении регистрации КВД.

Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин (далее -устройство) содержит спускаемый на геофизическом кабеле 1 герметичный корпус 2, соединенный с геофизическим кабелем 1 посредством приборной головки 19. В корпусе 2 размещены электродвигатель 3 с редуктором 4, винтовая передача 5, преобразующая вращательный момент электродвигателя 3 в осевую силу, шток 6, толкатель 7, якорь-пакер 8, уравнительный клапан 9 и блок коммутации 10. С корпусом 2 посредством муфты-гайки 15 состыкован корпус 11, в котором установлены электродвигатель 12 с редуктором 13 и винтовой передачей 14, и блок телеметрии 18. Для перекрытия приемного канала между корпусом 2 и муфтой-гайкой 15 установлена манжета 16. По эксцентричному каналу по внутренней стороне корпусов 2, 11 проложены транзитные жилы 17 для связи геофизического кабеля 1 посредством приборной головки 19 с блоком телеметрии 18. Устройство оснащено стандартным наконечником кабельной головки 20, установленным в нижней части корпуса 11 для подсоединения дистанционных скважинных приборов. Стыковочная приборная головка 19 обеспечивает контактное соединение жил геофизического кабеля 1 с электрическими выводами блоком коммутации 10 и транзитными жилами 17 от блока телеметрии 18 и наконечника кабельной головки 20. Блок коммутации 10 обеспечивает дистанционное управление работой электродвигателей 3 и 12, а блок телеметрии 18 обеспечивает контроль показаний имеющихся в устройстве локатора муфт, влагомера и датчиков давления (на фиг. не показаны).

Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин работает следующим образом.

Для проведения работ с предложенным устройством размещенный на барабане 23 каротажного подъемника геофизический кабель 1, оснащенный наконечником 21, стыкуют с приборной головкой 19, а к наконечнику кабельной головки 20 присоединяют дистанционный скважинный прибор 22. Уравнительный клапан 9 устройства открыт. Компоновку спускают в колонну НКТ 24, снабженную эксплуатационным пакером 25. По достижении заданной глубины, контролируемой с помощью расположенного в блоке телеметрии 18 локатора муфт (на фиг. не показан), оператором по геофизическому кабелю 1 подается управляющий сигнал на блок коммутации 10, в результате чего посредством электродвигателя 4 и винтовой передачи 5 происходит раскрытие якоря-пакера 8 до упора в стенки НКТ 24. Предельная величина раскрытия контролируется амперметром 26 наземного блока питания 27, отображающим сначала ток холостого хода редуктора электродвигателя 4, а затем конечную нагрузку на пакерующий элемент (резиновые манжеты) якоря-пакера 8. После раскрытия якоря-пакера 8 сигнал, поступающий на блок коммутации 10 устройства, передается на электродвигатель 12, в результате чего закрывается уравнительный клапан 9. Приток жидкости в скважину прекращается. По оперативным данным изменения давления во времени выше и ниже изолированного интервала от датчиков давления устройства определяют герметичность изоляции полости НКТ, при этом по показаниям датчика давления, расположенного в блоке телеметрии 18, регистрируются параметры КВД, а с помощью влагомера определяют обводненность нефти. По изменению кривой притока и КВД пласта во времени наземным регистратором 28 определяют гидродинамические параметры пласта, и оператором принимается решение о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта или об осуществлении мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока.

По окончании цикла исследования уравнительный клапан 9 открывают, меняя направление вращения электродвигателя 12. Для повторной записи КВД уравнительный клапан 9 вновь закрывают.

После окончания всех работ уравнительный клапан 9 открывают, а якорь-пакер 8 закрывают, меняя направление вращения электродвигателя 3. Далее компоновка с устройством извлекается из скважины на поверхность.

На поверхности для быстрой смены пакерующего элемента якоря-пакера 8 и манжеты 16 клапана 9 достаточно развинтить муфту-гайку 15 и отсоединить друг от друга корпуса 2 и 11

Таким образом, предложенное устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин позволяет:

- управлять испытанием пласта и записывать КВД независимо от процесса пакеровки, снизить нагрузку на питающем токе и исключить гидроудар при распакеровке за счет использования двух электродвигателей,

- оперативно контролировать изменение давления во времени выше и ниже изолированного интервала от датчиков давления без использования дополнительных манометров.

Технический результат заключается в упрощении конструкции, повышении функциональности, надежности и разделении процессов пакеровки и открытия уравнительного клапана, повышении безопасности и технологичности проведения работ на скважине

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, отличающееся тем, что оно дополнительно оснащено вторым корпусом, установленным ниже первого корпуса, муфтой-гайкой для стыковки второго корпуса с первым корпусом, и размещенными во втором корпусе вторым электродвигателем, механически связанным с уравнительным клапаном, и блоком телеметрии, причем 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.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение.

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.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих 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.

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство 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 выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб. Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий, выполненных на нижнем конце контейнера и полой втулки, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом, размещенным в цилиндрической выборке, выполненной на наружной поверхности контейнера. Полая втулка подпружинена от дна контейнера и оснащена рядом боковых отверстий. Причем в транспортном положении ряд радиальных отверстий контейнера герметично перекрыт подпружиненной полой втулкой, а в рабочем положении при разгрузке контейнера на перфорированную заглушку полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера и совмещения между собой ряда радиальных отверстий контейнера и ряда боковых отверстий полой втулки. Измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства, повышении точности наличия заколонного перетока между двумя пластами, исключении герметизации геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта. Технический результат - повышение достоверности определения ширины дренируемой части пласта, а также степени оседания проппанта в дренируемой трещине ГРП. По способу определяют профиль притока пластового флюида трещины гидроразрыва, число интервалов притока и их интенсивность. Затем создают численную гидродинамическую модель течения пластового флюида и адаптируют ее по данным промыслово-геофизических исследований, затем рассчитывают градиент давления в трещине ГРП в прискважинной зоне на момент определения профиля притока. Проводят исследования на проппантной пачке с целью определения зависимости проницаемости трещины ГРП от ее ширины. Составляют уравнение фильтрации пластового флюида и решают для каждого интервала притока флюида, в результате чего определяют дренируемую ширину трещины гидроразрыва в прискважинной зоне во всем интервале притока. Рассчитывают степень оседания проппанта как отношение разности геометрического центра и центра распределения интервалов притока к разности координат верхнего и нижнего интервалов притока. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

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 геофизическим исследованиям скважин в процессе бурения с использованием телеметрических систем, основанных на электромагнитном канале передачи данных. Техническим результатом является увеличение достоверности и скорости передачи данных по электромагнитному каналу связи за счет использования более высоких частот при ведении работ в неблагоприятных для прохождения гидроимпульса условиях. Предложен ретрансляционный модуль для телеметрической системы с электромагнитным каналом связи, содержащий блок электроники, включающий дифференциальный усилитель, соединенный с компаратором через фильтр низких частот и блок автоматического регулирования усиления. При этом блок электроники дополнен контроллером, соединенным с компаратором, источником постоянного тока и усилителем мощности сигнала, блок электроники одной стороной соединен с турбогенератором через верхнюю крестовину и диэлектрическую вставку, а другой стороной - с удлинителем блока электроники, замыкающим контакт с нижней крестовиной, и установлен в корпус генератора и корпус изолятора. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности замера дебита нефти и газа. Устройство содержит сепарационную емкость, входную жидкостную линию и выходную жидкостную линию, на которой расположены связанные со счетно-решающим блоком объемный счетчик жидкости и запорный жидкостной клапан, сообщенный со сборным коллектором, газовую линию с датчиками давления и температуры газовой фазы, соединенными со счетно-решающим блоком. На выходной жидкостной линии установлен отстойник в виде емкости, снабженной в нижней части кольцевым сосудом, в который помещен разделитель, смонтированный в верхней части отстойника, причем разделитель и кольцевой сосуд в совокупности образуют сифон с возможностью разделения жидкостей разных плотностей. Отстойник снабжен плотномером, датчиками давления и температуры жидкостной фазы, связанными со счетно-решающим блоком. Сепарационная емкость содержит заслонку, после которой на газовой линии установлена компенсирующая емкость, и связанные со счетно-решающим блоком объемный счетчик газа и запорный газовый клапан, сообщенный со сборным коллектором. При этом связи запорных клапанов жидкости и газа с объемными счетчиками жидкости и газа смонтированы в контакте с соединенными с счетно-решающим блоком сигнализаторами положения запорных клапанов жидкости и газа с возможностью блокирования показаний объемных счетчиков жидкости и газа в закрытом положении запорных клапанов жидкости и газа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти. При разработке нефтяной мало разведанной залежи проводят разбуривание залежи редкой сеткой скважин. Также осуществляют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят сейсмоисследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования с определением зоны значений амплитуд энергий отраженных волн менее 80 у.е. Определенную зону принимают за зону глинизации в терригенных коллекторах - неколлектор. Далее определяют переходную зону со значениями амплитуд энергий отраженных волн менее от 80 до 120 у.е. и зону высокопродуктивного коллектора со значениями амплитуд энергий отраженных волн более 120 у.е. Выделяют линию, разделяющую переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, определяют толщину нефтенасыщенных пластов в зоне высокопродуктивного коллектора. Далее проводят уплотнение существующей сетки добывающих скважин бурением скважин с горизонтальными стволами в зоне высокопродуктивного коллектора с расположением в водонефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 3,5 м и чисто нефтяной зоне с нефтенасыщенными толщинами пластов более 1,5 м. Горизонтальные стволы размещают напротив линии, разделяющей переходную зону и зону высокопродуктивного коллектора, и параллельно участку указанной линии, напротив которого размещена скважина с горизонтальным стволом. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области геофизических исследований в обсаженных скважинах, а именно к центрированию геофизических приборов в обсаженных скважинах. Технический результат - обеспечение центрирования и проходимости прибора в обсаженных скважинах с любыми углами наклона и снижение аварийной опасности при спускоподъемных операциях. Центратор скважинного прибора состоит из направляющей штанги с корпусами на ее концах, нескольких пар рычагов, соединенных между собой осями с роликами, а другими концами закрепленных на обоймах, упирающихся с внешней стороны в пружины. Обоймы и пружины установлены на втулках, перемещающихся по резьбе на штанге. Втулки на внешних концах имеют упор для пружин. Внутренние концы втулок снабжены резьбами с установленными на них гайками. Причем диаметр раскрытия центратора устанавливается перемещением втулок по штанге с фиксацией их контргайками. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования. При определении герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым глубинным насосом и электроцентробежным насосом определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму штангового глубинного насоса. Далее снимают параметры работы электроцентробежного насоса с телеметрической системой, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры, останавливают штанговый глубинный насос верхнего объекта. Затем как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса производят опрессовку колонны насосно-компрессорных труб с помощью электроцентробежного насоса нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. После остановки электроцентробежного насоса следят за показаниями работы установки по станции управления, при наличии аварийного сигнала “турбинное вращение” делают заключение о сливе жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и о негерметичности обратного клапана электроцентробежного насоса. При идентичных темпах увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода штангового глубинного насоса и темпе падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут делают заключение о герметичности коммутатора и колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины. При темпе увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса ниже и темпе падения выше, чем в нижнем положении привода штангового глубинного насоса, делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора. Если в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса электроцентробежный насос не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то делают заключение о выходе манжетного крепления штангового глубинного насоса из замковой опоры коммутатора. Если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут, то делают заключение о негерметичности коммутатора и/или колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины. Далее запускают штанговый глубинный насос и электроцентробежный насос в работу, не останавливая штангового глубинного насоса верхнего объекта, останавливают работу электроцентробежного насоса нижнего объекта. Сразу после остановки электроцентробежного насоса нижнего объекта прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям телеметрической системы на табло контроллера станции управления. При стабильно повышающемся уровне жидкости делают заключение о негерметичности, а при неизменном уровне жидкости делают заключение о герметичности пакера или участка колонны насосно-компрессорных труб от электроцентробежного насоса до пакера. 2 ил.

Изобретение относится к способу и системе для интеграции процесса функционирования различных подсистем при управлении подземными работами. Технический результат - автоматизация управления подземными работами. Данные, относящиеся к подземной работе, получают от одного или нескольких функциональных блоков в централизованном функциональном блоке. Эти полученные данные используются в указанном централизованном функциональном блоке по-разному, в том числе для передачи данных в подсистему снабжения для координирования действий по обеспечению доступности материалов для предстоящей работы; передачи данных в подсистему технической поддержки работ для выполнения по меньшей мере одной из следующих функций: координирования действий по обеспечению доступности персонала для выполнения одной или нескольких подземных работ и проверки качества касательно одной или нескольких подземных работ; и передачи данных в подсистему логистики для управления мобилизацией персонала для выполнения одной или нескольких подземных работ. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх