Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации лифтовых труб, за счёт определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность. Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины заключается в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины, и измерении объема этой жидкости. В данном способе меняют частоту электрического тока погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса скважины, одновременно обеспечивая постоянный расход скважинной жидкости по колонне лифтовых труб, и, как следствие, изменяют температуру жидкости в колонне лифтовых труб. Время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - на устье скважины. Объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют с помощью длины колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, эмпирического коэффициента, учитывающего разницу в состоянии скважинной продукции в колонне лифтовых труб и в устройстве по измерению внутреннего объема колонны труб, производительности электроцентробежного насоса, времени изменения температуры скважинной продукции в зоне датчиков температуры, установленных в нижней и верхней части колонны лифтовых труб. Для скважин с большой длиной колонны НКТ внутреннюю поверхность труб покрывают теплоизоляционным материалом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем колонна лифтовых труб заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонент нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение лифтовых труб, ведут к повышению нагрузки на погружной электродвигатель насосной установки и снижают производительность ЭЦН.

Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации таких скважин необходимо периодически диагностировать лифтовые трубы на содержание отложений. По результатам таких исследований лифтовые трубы со значительным объемом АСПО необходимо промывать растворителем по приемлемой технологии.

Объем отложений в лифтовых трубах можно определить шаблонированием внутренней поверхности лифтовых труб без их подъема на поверхность (Б.А. Мазепа. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М.: Недра, 1966, - с. 30-31). Способ требует разгерметизации скважины, проведения многочисленных спуско-подъемных операций с шаблонами и пробоотборниками различных форм.

Известен способ диагностики состояния межтрубного пространства добывающей скважины (патент РФ №2199005, опубл. 20.02.2003 г.), по которому с помощью акустического сигнала, его отражения и дальнейшей интерпретации можно судить о распределении нефтяных фракций и парафиновых пробок по стволу скважины. Реализация способа требует специальной техники и аппаратуры. К тому же по этому способу невозможно оценить объем АСПО в лифтовых трубах скважины.

В наземных трубопроводах систем сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистого трубопровода и трубопровода с отложениями. Последний параметр находится путем заполнения полости трубопровода фиксированным объемом жидкости повышенной плотности с использованием разделителя жидкостей для трубопровода по патенту РФ №2324552 (опубл. 20.05.08, бюл. №14).

Такой подход невозможно применить к скважине из-за того, что конец колонны лифтовых труб находится на глубине нескольких сот метров и гидравлически сообщен с продуктивным пластом, поэтому не способен контролироваться исследователем по объему закаченной жидкости в лифтовые трубы.

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность.

Техническая задача по изобретению реализуется тем, что по способу оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины, заключающемуся в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины и измерении объема этой жидкости, меняют температуру жидкости в колонне лифтовых труб путем изменения частоты электрического тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки электроцентробежного насоса скважины, время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - в верхней части колонны лифтовых труб скважины, объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют по формуле

где

Vотл - объем отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб;

- длина колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры;

D - внутренний диаметр чистых лифтовых труб;

к - эмпирический коэффициент, учитывающий разницу в состоянии скважинной продукции в колоне лифтовых труб и в устройстве по измерению его объема, определяется предварительно для колонны НКТ без отложений;

Q - производительность электроцентробежного насоса, поддерживается постоянной во время оценки объема отложений;

t1 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в нижней части колонны лифтовых труб;

t2 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в верхней части колонны лифтовых труб.

Во время осуществления предложенного способа производительность ЭЦН или расход скважинной жидкости в кольцевом пространстве в зоне ПЭД поддерживаются постоянной величиной путем регулирования устьевой задвижки, расположенной в верхней части колонны лифтовых труб.

Для осуществления предложенного способа на скважинах с глубокой подвеской электроцентробежного насоса внутреннюю поверхность НКТ предварительно покрывают теплоизоляционным материалом. Известные сегодня составы, например жидкая керамоизоляция фирмы RE-TERM ООО «Интал» (г. Уфа) толщиной 1 мм, способна по эффективности заменить общеизвестный пенопласт толщиной в 30 мм.

Благодаря искусственной и естественной теплоизоляции НКТ (наличие АСПО) скважинная продукция после изменения своей температуры в зоне ПЭД и ЭЦН сохранит при подходе к верхнему датчику перепад температуры, пропорциональный начальному перепаду температур, зафиксированный нижним датчиком температуры.

Предложенный способ основан на известном факте нагрева скважинной продукции при ее подъеме по кольцевому пространству между обсадной колонной и погружным электродвигателем. В свою очередь степень нагрева составных частей ПЭД, в частности циркулирующего внутри электродвигателя масла и корпуса электродвигателя, зависит от величины мощности питающего электрического тока или его частоты - для переменного тока. Поэтому увеличивая величину частоты переменного тока, мы можем повышать температуру пластовой жидкости, поступающей на прием электроцентробежного насоса. Дополнительный эффект нагрева скважиной продукции образуется благодаря силе трения рабочих колес ЭЦН об основания направляющих аппаратов насоса. Добавим, что явление дополнительного нагрева жидкости в полости насоса также находится в прямой зависимости от частоты питающего электротока. Обеспечение во время измерений постоянства производительности УЭЦН способствует изменению температуры скважинной жидкости после изменения частоты питающего электротока.

Проведенные измерения температуры скважиной продукции, находящейся в лифтовых трубах на выходе глубинного ЭЦН, показали, что пластовая жидкость в зоне ПЭД и ЭЦН способна разогреваться на 20°С с 25°С (температура продуктивного пласта) до 45°С (температура жидкости на выходе насоса).

По изобретению предлагается обозначить (метить) скважинную жидкость с помощью такой ее характеристики, как температура. При изменении со станции управления частоты электрического тока меняется мощность ПЭД, в частности ее тепловыделяющая способность, а в сочетании с постоянством скважинного потока в зоне ПЭД это приводит к изменению температуры жидкости на выходе из электроцентробежного насоса. Это изменение фиксируется во времени датчиком температуры в нижней части колонны лифтовых труб. Благодаря наличию асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб степень теплопередачи через стенки насосно-компрессорных труб лифтовой колонны значительно снижается и через определенное время жидкость с измененной температурой доходит до устья скважины и этот момент фиксируется датчиком температуры в верхней части колонны лифтовых труб. Объем такой жидкости - с измененной температурой определяется как произведение неизменной производительности ЭЦН на время прихода жидкости с измененной температурой (меченой жидкости). Объем отложений определяется как разница между объемом колонны чистых труб и объемом меченой жидкости.

Схема скважинного оборудования для реализации предложенного способа приведена на рисунке, где 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - отложения на внутренней поверхности НКТ, 4 - погружной электродвигатель (ПЭД), 5 - электроцентробежный насос (ЭЦН), 6 - многофункциональный кабель электропитания, связи и управления, 7 - станция управления скважиной с частотным преобразователем тока, 8 - верхний датчик температуры, 9 - нижний датчик температуры, 10 - регулируемая задвижка. Кольцевое пространство между обсадной колонной и ПЭД обозначено на схеме зоной А.

Способ реализуется в следующей последовательности:

1. В скважину спускают УЭЦН с датчиками и чистой колонной лифтовых труб.

2. Для чистой колонны НКТ изменяют частоту электротока ПЭД и меняют температуру скважинной продукции в зоне А и в зоне нижнего датчика 9. При этом расход жидкости Q по колонне лифтовых труб поддерживают постоянной величиной с помощью изменения проходного сечения задвижки 10.

3. С помощью датчиков температуры фиксируют время прохождения Δt по чистой колонне НКТ скважинной продукции с измененной температурой: Δt=t2-t1.

4. В расчетную формулу (1) подставляют все измеренные значения и находят коэффициент κ по формуле (2) с учетом того, что параметр Vотл=0

5. С течением времени при возникновении подозрения на образование АСПО в НКТ скважины или в плановом порядке проводят оценку объема отложений по формуле (1), повторив пункты 2 и 3 (смотри выше) для НКТ с отложениями и использую уже известный эмпирический коэффициент к.

В данном способе определения объема отложений в колонне лифтовых труб предложено заполнять лифтовые трубы меченой жидкостью, в качестве индикатора такой жидкости выбрана ее температура. Изменение температуры скважинной жидкости достигается работой ПЭД в том или ином режиме, но с постоянной производительностью. Также предложено по изобретению для скважин с большой длиной лифтовых труб использовать трубы с внутренней теплоизоляцией. На наш взгляд предложенные технические мероприятия обладают новизной, а в совокупности существенно отличаются от известных технических и технологических решений.

1. Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины, заключающийся в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины и измерении объема этой жидкости, отличающийся тем, что меняют частоту электрического тока погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса скважины, одновременно обеспечивая постоянный расход скважинной жидкости по колонне лифтовых труб, и, как следствие, изменяют температуру жидкости в колонне лифтовых труб, время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - на устье скважины, объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют по формуле

где

Vотл - объем отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб;

- длина колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры;

D - внутренний диаметр чистых лифтовых труб;

к - эмпирический коэффициент, учитывающий разницу в состоянии скважинной продукции в колонне лифтовых труб и в устройстве по измерению внутреннего объема колонны труб, определяется предварительно для колонны НКТ без отложений;

Q - производительность электроцентробежного насоса, поддерживается постоянной во время оценки объема отложений;

t1 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температуры, установленного в нижней части колонны лифтовых труб;

t2 - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температуры, установленного в верхней части колонны лифтовых труб.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на скважинах с глубокой подвеской электроцентробежного насоса внутреннюю поверхность НКТ предварительно покрывают теплоизоляционным материалом или выполняют в теплоизолированном варианте.



 

Похожие патенты:

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации скважин. Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины заключается в заполнении колонны подъемных труб скважины жидкостью со свойством, отличным от пластовой жидкости, измерении объема этой жидкости и вычитании этой величины от внутреннего объема колонны чистых подъемных труб. В данном способе меняют обводненность жидкости в колонне подъемных труб путем изменения производительности глубинного насоса благодаря изменению частоты электрического тока, питающего электропривод насоса. Объем жидкости с измененной обводненностью в колонне подъемных труб определяют как произведение измененной производительности насоса на время заполнения колонны труб жидкостью с измененной обводненностью. Исходя из математического выражения, объем отложений определяют с учетом длины колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, производительности электроцентробежного насоса после изменения частоты тока электропривода, времени изменения частоты тока электропривода и времени изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины. 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях. Техническим результатом является повышение точности и качества гидродинамических исследований угольных пластов метаноугольных скважин. Способ включает спуск в метаноугольную скважину на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой внутрискважинного оборудования, включающего винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, выделение с помощью пакеров одного из вскрытых угольных пластов исследуемой метаноугольной скважины, после чего осуществляют понижение уровня жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования. Причем гидродинамические исследования проводят во второй метаноугольной скважине, расположенной в 30-100 м от первой метаноугольной скважины, для чего на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование, при этом выделяя пакерами тот же продуктивный угольный пласт, после проведения исследований останавливают винтовой насос на второй метаноугольной скважине и проводят гидродинамические исследования на первой метаноугольной скважине. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания. Технический результат - предотвращение цепей короткого замыкания через буровой раствор и в обсадной трубе или непосредственно в обсадной трубе. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования. В частности предложена система для определения расстояния и направления до целевой скважины от второй скважины, в которой выполняют бурение, содержащая: обсадную колонну, размещенную по меньшей мере в части целевой скважины; буровую колонну в скважине, в которой выполняют бурение, при этом буровая колона выполняет измерения в процессе бурения; источник электрического тока, предназначенный для возбуждения подачи тока к целевой скважине путем прямого электрического соединения с целевой скважиной; и измерительный прибор электромагнитного поля во второй скважине. Причем система содержит изолированный провод и электрод, размещенные настолько глубоко, насколько приемлемо, в скважине для установления электрического контакта с обсадной колонной целевой скважины, и дополнительную изолирующую секцию в обсадной колонне для обеспечения направления больше тока в ближайшую зону измерения. При этом измерительный прибор электромагнитного поля реагирует на электромагнитное поле и на радиальные градиенты электромагнитного поля, создаваемые электрическим током в целевой скважине. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа при направленном бурении. Техническим результатом является повышение точности идентифицирования продуктивной зоны. Предложена система для направленного бурения, содержащая: оптический вычислительный элемент (105; 405; 805), расположенный в корпусе (401), выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне; окно (402) в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и аналитический блок (420), предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны. Обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов, в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации лифтовых труб, за счёт определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность. Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины заключается в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины, и измерении объема этой жидкости. В данном способе меняют частоту электрического тока погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса скважины, одновременно обеспечивая постоянный расход скважинной жидкости по колонне лифтовых труб, и, как следствие, изменяют температуру жидкости в колонне лифтовых труб. Время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - на устье скважины. Объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют с помощью длины колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, эмпирического коэффициента, учитывающего разницу в состоянии скважинной продукции в колонне лифтовых труб и в устройстве по измерению внутреннего объема колонны труб, производительности электроцентробежного насоса, времени изменения температуры скважинной продукции в зоне датчиков температуры, установленных в нижней и верхней части колонны лифтовых труб. Для скважин с большой длиной колонны НКТ внутреннюю поверхность труб покрывают теплоизоляционным материалом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх