Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами



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

 


Владельцы патента RU 2584188:

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

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

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

Недостатками предлагаемого устройства являются:

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

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

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

Недостатками данного устройства являются:

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

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

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

Недостатками предлагаемого устройства являются:

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

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

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

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

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

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

Новым является то, что контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами, при этом узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб, а 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, при этом 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, причем измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта.

На фигурах 1 и 2 схематично изображено предлагаемое устройство.

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

Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами (верхним 1 и нижним 2) (см. фиг. 1 и 2) содержит спускаемый на геофизическом кабеле 3 контейнер 4 для "меченой" жидкости 5 с узлами разгерметизации и подачи, а также измерительным датчиком 6.

В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость 5, поляризующаяся в присутствии магнитного поля. Ферромагнитная жидкость 5 состоит из частиц нанометровых размеров (10 нм и меньше) магнетита, гематита или другого материала содержащего железо, взвешанных в несущей жидкости (воде). Эти частицы не слипаются и не выделяются в отдельную фазу даже в очень сильном магнитном поле. В качестве измерительного датчика 6 - устройство для измерения магнитного поля.

Контейнер 4 помещен в колонну труб 7, снабженную снаружи пакером 8, установленным между верхним 1 и нижним 2 пластами. Например, в качестве колонны труб 7 применяют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, а в качестве контейнера применяют несколько соединенных между собой труб диаметром 48 мм, например пяти труб, в зависимости от объема ферромагнитной жидкости 5, которую необходимо закачать в верхний пласт 1.

Объем ферромагнитной жидкости, подлежащей закачке в нижний пласт 2, определяет геологическая служба ремонтного предприятия в зависимости от приемистости верхнего пласта 1.

В качестве пакера 8 применяют пакер любой известной конструкции, например проходной пакер с якорем с механической поворотной установкой ПРО-ЯМ2-ЯГ1(Ф) или ПРО-ЯМ3-ЯГ2(Ф) (на 100 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).

Узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки 9, жестко установленной на нижнем конце колонны труб 7.

Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий 10, выполненных на нижнем конце контейнера 4 и полой втулки 11, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом 12, размещенным в цилиндрической выборке 13, выполненной на наружной поверхности контейнера 4. Полая втулка 11 подпружинена пружиной 14 от дна контейнера 4 и оснащена рядом боковых отверстий 15.

В транспортном положении ряд радиальных отверстий 10 контейнера 4 герметично перекрыт подпружиненной пружиной 14 полой втулкой 11.

В рабочем положении при разгрузке контейнера, например на 15 кН, на перфорированную заглушку 9 полая втулка 11 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера 4 и совмещения между собой ряда радиальных отверстий 10 контейнера 4 и ряда боковых отверстий 15 полой втулки 11.

Измерительный датчик 6 установлен на нижнем конце колонны труб 7 напротив нижнего пласта 2.

Устройство работает следующим образом.

Монтируют устройство в скважине, как показано на фигуре 1, при этом пакер 8 сажают в скважине выше кровли нижнего пласта 2, например на 3-5 метра, при этом скважинная жидкость (на фиг. 1, 2, 3 не показано) через отверстия перфорированной заглушки 9 (см. фиг. 1) заполняет колонну труб 7.

На устье скважины заполняют контейнер 4 ферромагнитной жидкостью 5, при этом контейнер 4 находится в транспортном положении, ряд радиальных отверстий 10 контейнера 4 герметично перекрыт подпружиненной пружиной 14 полой втулкой 11.

В колонну труб 7 на геофизическом кабеле 3 геофизического подъемника (на фиг. 1, 2, 3 не показано) спускают контейнер 4.

Спуск контейнера 4 (см. фиг. 1 и 2) на геофизическом кабеле 3 продолжают до полной разгрузки (как отмечено выше на 15 кН) контейнера 4 на перфорированную заглушку 9 узла подачи.

В результате полая втулка 11 ограниченно перемещается вверх, сжимая пружину 14, относительно контейнера 4, при этом происходит совмещение между собой ряда радиальных отверстий 10 контейнера 4 и ряда боковых отверстий 15 полой втулки 11. Контейнер 4 занимает рабочее положение. Таким образом, срабатывает узел разгерметизации контейнера 4.

Ферромагнитная жидкость 5 опорожняется из контейнера 4 и через узел подачи, выполненный в виде перфорированной заглушки 9, заполняет скважинное пространство ниже пакера 8 напротив нижнего пласта 2.

Опорожнение ферромагнитной жидкости из контейнера 4 контролируют по индикатору веса на геофизическом подъемнике, например вес контейнера с ферромагнитной жидкостью 5, как отмечено выше составляет 15 кН, а после опорожнения ферромагнитной жидкости 5 из контейнера 4 и подъема вверх, например на 1 м, контейнера 4 посредством геофизического кабеля 3 составляет 8 кН. Это означает, что контейнер 4 набрал свой собственный вес без ферромагнитной жидкости 5.

Срабатывание узлов подачи и разгерметизации производится механическим путем (разгрузкой контейнера на перфорированную заглушку 9 в колонне труб 7) и посредством контроля по индикатору веса, что повышает надежность работы устройства.

Извлекают из скважины контейнер 4 с геофизическим кабелем 3. Извлечение контейнера 4 с геофизическим кабелем 3 перед продавкой ферромагнитной жидкости в пласт исключает как необходимость герметизации геофизического кабеля на устье скважины, так и возможные утечки при закачке продавочной жидкости в скважину.

Затем закачивают в колонну труб 7 продавочную жидкость (на фиг. 3 показано условно) и продавливают ею ферромагнитную жидкость из скважинного пространства через перфорированные отверстия 16 в нижний пласт 2 (см. фиг. 2 и 3).

Наличие пакера 8 в конструкции устройства позволяет повысить эффективность работы и гарантированно продавить ферромагнитную жидкость из скважины, т.е. исключает оседание ферромагнитной жидкости на забой скважины.

При наличии заколонного перетока ферромагнитная жидкость 5 по каналу 17 (см. фиг. 3) заколонного перетока передвигается в верхний пласт 1, откуда через перфорационные отверстия 18 выходит в скважинное пространство выше пакера 8, на что реагирует измерительный датчик 6 (изменяется сигнал во времени), проводящий измерения магнитного поля во времени.

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

- отсутствие изменения сигнала свидетельствует об отсутствии заколонных перетоков (весь объем ферромагнитной жидкости 5 закачивается в нижний пласт 2);

- изменение сигнала напротив перфорационных отверстий 18 верхнего пласта 1 незначительное во времени - незначительные заколонные перетоки;

- изменения сигнала напротив перфорационных отверстий 18 верхнего пласта 1, нарастающие быстро во времени - заколонные перетоки значительные.

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

Предлагаемое устройство позволяет:

- повысить надежность работы устройства;

- повысить эффективность работы устройства;

- повысить точность наличия заколонного перетока между двумя пластами;

- исключить герметизацию геофизического кабеля на устье скважины.

Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами, содержащее спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком, в качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля, отличающееся тем, что контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами, при этом узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб, а 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, при этом 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, причем измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для оценки напряженного состояния горных пород в породном массиве и различных сооружений, например плотин. Технический результат - контроль с одного места пространственного распределения напряжений, снижение трудоемкости эксплуатации устройства и упрощение его конструкции. Способ включает установку в породном массиве через скважину устройства для реализации способа. Определение в заданной плоскости значений напряжений по трем направлениям, ориентированным под углом 120° относительно друг друга, по которым находят распределение напряжений в заданной плоскости и оценивают напряженное состояние горных пород. В породном массиве через скважину создают шаровую полость, которую заполняют раствором, отвердевающим и расширяющимся при отвердении. Устройство для реализации способа устанавливают в центре шаровой полости. Распределение напряжений определяют еще в двух плоскостях, которые вместе с первой образуют три ортогональные плоскости, проходящие через центр шаровой полости. Затем представляют распределения напряжений на ортогональных плоскостях в виде эллипсов, по которым, как по трем проекциям на ортогональные плоскости, строят эллипсоид. После этого напряженное состояние горных пород оценивают по ориентациям и численным значениям полуосей эллипсоида. Устройство включает измерительную систему с датчиками силы и регистратор. Измерительная система выполнена в виде шара с радиальными отверстиями, расположенными в ортогональных плоскостях, проходящих через центр шара. Радиальные отверстия расположены под углом 120° относительно друг друга в каждой из указанных плоскостей. В эти отверстия вставлены стержни. Датчики силы установлены между стержнями и дном этих отверстий. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх