Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов

Авторы патента:


Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов
Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов

Владельцы патента RU 2619613:

ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к системе оперативного контроля и управления текучей средой, способу оперативного контроля скважины и способу определения эффективности системы извлечения газа. Система оперативного контроля и управления текучей средой содержит систему обработки информации; одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; устройство для закачивания газа, которое выполнено с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину; систему извлечения газа, выполненную с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации и выполненный с возможностью приема одной или более газовых проб из системы извлечения газа. Система обработки информации выполнена с возможностью приема данных из газоанализатора, касающихся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах и данных от одного или более устройств измерения текучей среды, касающихся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее. Система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания. Технический результат заключается в оперативном контроле и управлении текучей средой. 3 н. и 17 з.п. ф-лы.

 

Уровень техники

Настоящее изобретение относится к подземным операциям и, в частности, системам и способам оперативного контроля и получения характеристик скважин и текучих сред в подземной формации.

Выполнение подземных операций связано с выполнением различных шагов, на каждом из которых используется ряд устройств. Многие подземные операции предполагают введение в подземную формацию одной или более текучих сред. Например, буровые работы играют важную роль при разработке нефтяных, газовых или водяных скважин, или при добыче полезных ископаемых и тому подобного. Во время буровых работ буровое долото проходит через различные слои в пластах земли, пока оно не опустится на нужную глубину. Во время буровых работ обычно используются буровые растворы, которые выполняют несколько важных функций, включающих в себя, кроме прочего, удаление бурового шлама из скважины на поверхность, оперативный контроль давлений в формации, придание непроницаемости проницаемым пластам, сведение к минимуму повреждения пласта, а также охлаждение и смазку бурового долота.

Во время бурения свойства бурового раствора обычно оперативно контролируются. Например, часто необходимо точно измерить концентрации углеводородных газов в буровом растворе при выходе его из скважины. Уровень углеводородных газов в буровом растворе может повлиять на качество бурения скважины, а также на безопасность бурильной установки и рабочего персонала. Кроме того, концентрация углеводородных газов и других компонентов, присутствующих в буровом растворе, может служить показателем характеристик пробуриваемой формации и среды бурения. Соответственно анализ буровых растворов и изменений, которым они подвергаются в ходе буровых работ, может иметь большое значение для способов бурения, а также для эффективности буровых работ. Следовательно, во время бурения, заканчивания и испытания скважины желательно получать аналитические измерения текучих сред, которые возвращаются на поверхность из скважины.

Один из предлагаемых способов для сбора и анализа буровых растворов предполагает погружение ротора в буровой раствор внутри сосуда, когда буровой раствор выходит из скважины. Как правило, размещение этой «газовой ловушки» - это открытый колодец или напорный бак, который подвергается воздействию атмосферных условий. При входе в сосуд и выходе из него буровой раствор взбалтывается и некоторые из газов, растворенных в нем, испаряются и покидают пределы раствора. Испаряющиеся газы собираются и обрабатываются аналитическими способами с целью определения наличия и уровней углеводородов и других компонентов в буровом растворе.

В настоящее время имеются различные традиционные способы для сбора газовых проб с целью аналитической обработки во время бурения. Один способ предполагает прикрепление точки отбора пробы к первичному сепаратору текучей среды/газа около атмосферного конца в коллекторной системе. Однако к тому времени, когда газ из скважины заполнял большой объем данного сепаратора, он обычно становился менее репрезентативным, поскольку уже подвергался смешиванию с другими газами и запаздывающей сепарации от текучих сред, из которых был получен. Другие способы предусматривают сбор определенного количества бурового раствора перед сепаратором и обработку бурового раствора для извлечения газообразных соединений, которые растворены в нем. Поскольку отбор проб при втором способе происходит в главном потоке текучей среды из скважины, он не будет нарушен примешиванием других атмосферных газов или отделен с запаздыванием по какому-либо другому процессу. Но этот способ не позволяет осуществлять эффективный непрерывный отбор проб буровых растворов.

Таким образом, большинство способов сбора газовых проб с целью аналитической обработки во время буровых работ, как правило, требуют какого-то способа учета времени запаздывания в скважине и эффективности способа отбора проб для предоставления точной информации относительно состава и местонахождения углеводородов и других текучих сред в скважине. Для учета эффективности извлечения газа в обычных способах могут использоваться стандартные поправочные коэффициенты, но такие поправочные коэффициенты не в состоянии точно отражать эффективность конкретной системы.

Подробное описание

Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны в настоящем документе. Для ясности в настоящем описании могут быть приведены не все особенности фактического осуществления. Конечно, следует понимать, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления, могут быть реализованы разнообразные решения, зависящие от вариантов осуществления, для достижения целей конкретного осуществления, которые могут отличаться от одного осуществления к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря этому описанию, быть рутинным делом для специалиста в данной области техники.

Для целей настоящего описания система обработки информации может включать в себя любые инструментальные средства или совокупность инструментальных средств, способных выполнять вычисления, классификацию, обработку, передачу, прием, извлечение, создание, переключение, хранение, отображение, выявление, обнаружение, запись, воспроизведение, обработку или использование любого вида информации, сведений или данных, для деловых, научных, управляющих или иных целей. Например, система обработки информации может быть персональным компьютером или планшетным устройством, сотовым телефоном, сетевым устройством хранения или любым другим подходящим устройством и может различаться по размеру, форме, производительности, функциональности и цене. Система обработки информации может включать в себя оперативную память (ОЗУ), один или более ресурсов для обработки информации, таких как центральный процессор (ЦПУ) или аппаратное либо программное логическое устройство управления, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) и/или другие виды энергонезависимой памяти. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут включать в себя один или более дисководов, один или более сетевых портов для связи с внешними устройствами, а также различные устройства ввода и вывода, такие как клавиатура, мышь и устройство отображения. Система обработки информации также может включать в себя одну или более шин, используемых для передачи сообщений между различными компонентами оборудования.

Для целей данного описания машиночитаемые носители данных могут включать в себя любые инструментальные средства или совокупность инструментальных средств, способные сохранять данные и/или команды в течение определенного периода времени. Машиночитаемые носители данных могут включать в себя, например, без ограничения, накопители, такие как запоминающее устройство с прямым доступом (например, жесткий диск или дисковод гибких дисков), устройство хранения с последовательным доступом (например, накопитель на магнитной ленте), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемая программируемая постоянная память (EEPROM) и/или флэш-память; а также средства связи, такие, как провода, оптические волокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные или оптические носители; и/или любое сочетание вышеизложенного.

Термины «связывать» и «связывает» служат для обозначения непрямого или прямого соединения. Таким образом, если первое устройство связано со вторым устройством, такое соединение может быть выполнено путем непосредственного соединения или путем непрямого соединения через другие устройства и соединения. Термин «коммуникативно связанный», используемый в настоящем документе, предназначен для обозначения соединений компонентов таким образом, чтобы разрешить передачу информации между ними. Два компонента могут быть коммуникативно связаны через проводную или беспроводную сеть связи, включающую, в том числе, Ethernet, локальную вычислительную сеть, волоконную оптику, радио, микроволны, спутник и тому подобное. Эксплуатация и использование таких сетей связи хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут.

Следует понимать, что термин «буровое оборудование нефтяной скважины» или «буровая система нефтяной скважины» не ограничивает использование оборудования и процессов, описываемых в этих терминах, бурением только нефтяных скважин. Данные термины относятся также к бурению скважин природного газа или нефтегазоносных скважин в целом. Кроме того, такие скважины могут использоваться для добычи, оперативного контроля или закачивания в связи с извлечением углеводородов или других материалов из недр. Кроме того, они могут включать в себя геотермальные скважины, призванные обеспечить источник тепловой энергии вместо углеводородов.

Настоящее изобретение относится к подземным операциям и, в частности, системам и способам оперативного контроля и получения характеристик скважин и текучих сред в подземной формации.

Системы и способы настоящего изобретения, как правило, связаны с использованием известного объема одного или более инертных газов (например, гелия, неона, аргона, криптона, ксенона или радона) при известном давлении и одной или более текучих сред (например, буровых растворов), которые прокачиваются через скважину. Одна или более текучих сред затем выкачиваются из скважины, и часть этих текучих сред извлекается для анализа. Количество инертного газа, обнаруженного в пробе текучей среды, может быть использовано для вычисления, среди других параметров, общего объема скважины, эффективности газовой ловушки и/или времени запаздывания в скважине.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения известный объем одного или более инертных газов вводится в скважину при известном давлении. Это может быть достигнуто путем установки устройства закачивания газа в сообщении по текучей среде с одной из линий для текучей среды, подающей одну или более текучих сред (например, буровые растворы) в скважину с помощью одного или более насосов. Устройство для закачивания газа может управляться вручную или автоматической системой, полностью или частично. Одно такое устройство может включать в себя основной клапан давления. Другое устройство может включать в себя цилиндры, поршни и/или другие устройства, которые способны закачивать газы при контролируемом давлении. Благодаря этому описанию любой специалист в данной области опознает соответствующее устройство для закачивания газа, используемое в конкретном применении настоящего изобретения. Время, в течение которого инертный газ вводится в скважину (ti), можно записать для использования в последующем анализе, включая определенные способы настоящего изобретения. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для закачивания газа может, кроме того, включать в себя один или более датчиков, которые выполнены с возможностью обнаружения закачивания газа и определения количества газа, закачиваемого в линии текучей среды. Эти датчики могут быть коммуникативно связаны с системой управления и/или системой обработки информации, которая, среди прочего, использует данные от этих датчиков для выполнения вычислений согласно способам настоящего изобретения, описанным ниже.

Один или более инертных газов могут включать в себя один инертный газ или смесь любых из таких газов. Любой известный объем инертного газа может быть подходящим для конкретного применения способов по настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления изобретения объем инертного газа может составлять от приблизительно 5 литров до приблизительно 50 литров. Объем и/или состав инертных газов, используемых в конкретном варианте осуществления настоящего изобретения, может зависеть от многочисленных факторов, которые благодаря этому описанию будут очевидны для специалиста в данной области, включая, помимо прочего, совместимость с текучими средами, находящимися в скважине и/или подземной формации, атмосферные условия на поверхности и другие факторы.

В некоторых вариантах осуществления изобретения одно или более устройств измерения текучих сред, которые выполнены с возможностью обнаружения объемов и/или скоростей потока одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из скважины, могут быть размещены вдоль одной или более линий текучих сред, подающих одну или более текучих сред (например, буровые растворы) в скважину. Эти устройства измерения текучих сред могут включать в себя датчик любого типа, известный в данной области знаний и способный осуществлять оперативный контроль объема или потока текучей среды, включая, помимо прочего, акустические датчики, радиоизотопные датчики, расходомеры Кориолиса, радар на эффекте Доплера, вихревые расходомеры или датчики, калориметрические расходомеры или датчики, магнитные расходомеры, электромагнитные измерительные приборы или датчики, дифференциальные манометры-расходомеры или датчики, измерительные приборы или датчики с открытым каналом и тому подобное. Эти устройства измерения текучих сред могут быть коммуникативно связаны с системой управления и/или системой обработки информации, которая, среди прочего, использует данные от этих датчиков для выполнения вычислений согласно способам по настоящему изобретению, описанным ниже.

Нужное количество текучей среды, содержащей один или более инертных газов, может быть направлено в систему извлечения газа на выходе из скважины. Система извлечения газа может быть любой системой, подходящей для извлечения газовой пробы из пробы текучей среды. Данная система извлечения может включать в себя систему извлечения газа из текучей среды с целью извлечения любых газов, растворенных в текучей среде. В одном примере осуществления изобретения система извлечения газа из текучей среды может быть системой извлечения газа EAGLE™ или CVE™, которую можно приобрести у компании Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma. Система извлечения может высвобождать и извлекать растворенные газы из буровых растворов в контролируемом режиме. Кроме того, система извлечения может очищать пробу с азотом или другим инертным газом, чтобы практически удалить инертные газы из атмосферы, которые растворены в пробе. Собираемые газы могут затем направляться на выход газовой пробы и подаваться в один или более анализаторов для обработки. В одном из вариантов осуществления изобретения система извлечения может включать в себя один или более насосов для транспортировки пробы бурового раствора по системе извлечения и возвращения пробы бурового раствора в буровую установку на выходе системы извлечения. Кроме того, система извлечения может включать в себя подогреватель для регулирования температуры пробы бурового раствора и дегазатор для обеспечения герметичного способа освобождения и отделения растворенных газов из пробы бурового раствора и сбора этих газов для анализа, в то же время вытесняя отработанную жидкость для возврата в буровую установку через выход. Кроме того, система извлечения может включать в себя охладитель для охлаждения пробы газа перед анализом и датчики, которые позволяют постоянно измерять процесс. Операции системы извлечения хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут.

Газоанализатор может быть соединен с системой извлечения газов, входить в систему извлечения в качестве неотъемлемой части или может быть размещен в другом месте, здании, блоке или рабочей поверхности, отдельно от системы извлечения. В этом варианте осуществления настоящего изобретения газ, извлеченный из текучей среды с помощью системы извлечения газа, может быть направлен в газоанализатор через выход для газовой пробы. Газоанализаторы хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут. Газоанализаторы могут использоваться для анализа пробы газа, извлеченной из пробы текучей среды и, в частности, обнаружения инертного газа, который был введен в систему, когда текучая среда выкачивалась из скважины. Этот анализ может использоваться для получения нужной информации, такой как, например, информации, касающейся пласта, в котором циркулируют текучие среды и инертные газы.

В некоторых вариантах осуществления изобретения форма пика обнаруженного инертного газа в одной или более пробах текучей среды, взятых из скважины, может указывать на различные типы явлений или процессов внутри скважины, например, размывы скважины, потерю бурового раствора, добычу пластового флюида, характеристики потока и тому подобное. Например, если в пробах текучей среды, взятой из скважины в течение продолжительного, но относительно короткого периода времени, обнаруживается весь или практически весь инертный газ, вводимый в скважину, это может указывать на практически ламинарный поток и/или отсутствие турбулентного потока в скважине. И, наоборот, при обнаружении инертного газа, введенного в скважину, в пробах текучей среды в течение более длительного периода времени, или при обнаружении инертного газа во взятых пробах текучей среды только периодически, это может указывать на наличие турбулентного потока (например, попадание пластовых флюидов в скважину), что привело к разделению объема инертного газа на меньшие объемы и/или дисперсии по всему большому объему текучей среды. Поскольку количество инертного газа, введенного в скважину, и время, в течение которого он вводился, известны, то количество обнаруженного инертного газа и время, в течение которого обнаруживается выход из скважины, также могут быть использованы для вычисления различных параметров скважины.

Например, обнаружение инертного газа в пробе текучей среды может использоваться для расчета общего объема скважины. Во-первых, общий объем скважины равняется общему количеству текучей среды, закачиваемой в скважину (VP), которое может быть выражено по формуле (1) ниже.

где F представляет собой средний расход через скважину, td представляет собой время, в течение которого конкретная текучая среда (т.е. инертный газ) обнаруживается в газоанализаторе. Общий объем скважины также может быть выражен как сумма следующих объемов: (1) объем (Vs) наземной обвязки, который проходит от места закачивания в бурильную колонну, (2) объем (VD) бурильной колонны, имеющийся в скважине, (3) объем (VC) внутри обсадной трубы (которая состоит из n частей обсадной трубы) в скважине и объем (Vo) необсаженного ствола скважины. Значения для Vs, VD и VC могут быть рассчитаны на основе набора параметров при наличии известных значений для конкретной скважины. Объем (Vs) наземной обвязки (которая состоит из i частей колонны), проходящей от места закачивания в буровую колонну, может быть рассчитан по формуле (2) ниже:

где Di представляет собой диаметр каждой части колонны, a Li представляет собой длину каждой части колонны. Объем (VD) бурильной колонны (которая состоит из j частей бурильной колонны), имеющийся у скважины, может быть рассчитан по формуле (3) ниже:

где Dj представляет собой диаметр каждой части бурильной колонны, а Lj представляет собой длину каждой части бурильной колонны. Объем (VC) в обсадной трубе (которая состоит из n частей обсадной трубы) в скважине может быть рассчитан по формуле (3) ниже:

где Dn представляет собой внутренний диаметр каждой части обсадной трубы, Dj представляет собой внешний диаметр бурильной колонны в ней, a Ln - длину каждой части обсадной трубы.

Диаметр (Do) необсаженного ствола скважины может быть выражен как функция различных объемов, рассмотренных выше, по формуле (5) ниже:

где Dj представляет собой наружный диаметр бурильной колонны, a L - глубину ствола.

Времена запаздывания в скважине также могут быть рассчитаны с помощью обнаружения инертного газа в пробе текучей среды. Время запаздывания для всей скважины (Lw) может быть выражено как функция объема текучей среды, закачанной в скважину, и средний расход через скважину по формуле (6) ниже:

где F - средний расход через скважину, a VP - это общее количество текучей среды, закачиваемой в скважину. Время запаздывания (LB) для части скважины от нижнего отверстия до поверхности аналогичным образом может быть выражено по формуле (7) ниже:

где VD можно рассчитать по формуле (3) выше.

Количество инертного газа, обнаруженное в пробе текучей среды, также может использоваться для расчета эффективности газового экстрактора. Концентрация инертного газа в текучей среде на удельный объем определяется уравнением состояния идеального газа и может быть выражена по формуле (8)

где Mo и Vo - начальная масса и объем введенного инертного газа, Р - начальное давление, R - газовая постоянная, а T - начальная температура. Площадь под кривой для количества инертного газа, обнаруженного в газоанализаторе в течение периода времени (t), может быть численно интегрирована с целью определения общего количества извлеченного инертного газа (Mt). Общий объем текучей среды, извлеченной газовым экстрактором (Vt), может быть выражен как функция этого времени (t) по формуле (9):

где FE - расход через газовый экстрактор. Таким образом, эффективность (Е) экстрактора может быть выражена по формуле (10) ниже.

Данное значение Е можно использовать, среди других целей, для учета эффективности газового экстрактора при расчете объемов других газов, обнаруженных в пробе текучей среды, вместо традиционно используемых поправочных коэффициентов. Это может, среди прочих преимуществ обеспечить большую точность при оценке состава газов в пробе текучей среды и/или в составе текучих сред, находящихся в участках подземной формации, через которые проходит скважина.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить вычисление времени запаздывания и/или общего объема скважины, исходя исключительно из измерений на поверхности. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить расчет времени запаздывания и/или общий объем скважины и/или определение характеристик потока в скважине во время операций, при которых текучие среды, содержащие инертный газ, находятся в скважине (т.е. практически по существу в реальном масштабе времени или около того). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить вычисление двух или более времен запаздывания, общего объема скважины и/или эффективности газовой ловушки с использованием тех же измерений на буровой площадке. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить расчет двух или более времен запаздывания, общего объема скважины и/или эффективности газовой ловушки практически одновременно. Таким образом, способы и системы настоящего изобретения могут, среди прочих преимуществ, обеспечить повышение эффективности в работе по оперативному контролю скважины и/или облегчить заблаговременное планирование операций по исправлению положения, цементированию и другим операциям заканчивания скважины. Использование инертного газа может среди прочих преимуществ, обеспечить повышение эксплуатационной безопасности и/или уменьшить побочные реакции с пробой и/или окружающей средой по сравнению с эталонными текучими средами или газами других типов.

В некоторых вариантах осуществления изобретения система управления может использоваться для сбора, обработки и отображения данных об операциях на буровой площадке (либо автоматически через датчики на буровой площадке, либо с помощью ручного ввода в систему), выполнения вычислений с помощью эти данных, как описано выше, и/или выполнения команд для осуществления различных функций на буровой площадке. Система управления может включать в себя систему обработки информации, такую как программируемый логический контроллер (ПЛК), надлежащим образом запрограммированный компьютер и т.п. В системе управления для обработки этих данных может использоваться любой подходящий пакет технологического прикладного программного обеспечения. В одном варианте осуществления изобретения программное обеспечение создает данные, которые могут быть представлены эксплуатационному персоналу на различных средствах визуального представления, таких как дисплей. В определенном примере системы набор измеренных значений параметров, набор ожидаемых значений параметров или оба могут быть отображены для оператора на дисплее. Например, набор измеренных значений параметров может быть расположен рядом с набором ожидаемых значений параметров с помощью дисплея, что позволяет пользователю вручную определять, находить характеристики или локализовать внутрискважинные условия. Эти наборы могут быть представлены пользователю в графическом формате (например, диаграмма) или в текстовом формате (например, таблица значений). В другом примере системы дисплей может показывать предупреждения или другую информацию оператору в случае определения скважинных условий центральной системой оперативного контроля. Пригодные системы управления и интерфейсы для использования в способах и системах согласно настоящему изобретению могут включать в себя SENTRY™ и INSITE™, предоставляемые Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с принципами данного описания изобретения может быть использована любая пригодная система или интерфейс управления.

В некоторых вариантах осуществления изобретения система управления может быть коммуникативно связана с интерфейсом внешних связей. Интерфейс внешних связей может разрешить удаленный доступ к данным из системы управления (т.е. из местонахождения, отличного от буровой) для какой-либо дистанционной системы обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей через, например, спутник, модем или беспроводные соединения. В одном варианте осуществления интерфейс внешних связей может включать в себя маршрутизатор.

В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения, при получении сигнала от одного или более датчиков они могут быть объединены и использованы для определения различных показателей. Например, если имеются данные, которые отличаются от обычно ожидаемых величин на буровой, комбинированная система может дать другое показание данных из другого датчика, что может помочь определить тип отклонения. Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, что система управления может собирать данные также с нескольких буровых и скважин для выполнения проверок качества по многим буровым.

Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, что одна или более систем обработки информации может использоваться для реализации способов, раскрываемых в настоящем документе. В некоторых вариантах осуществления различные системы обработки информации могут быть коммуникативно связаны по проводной или беспроводной системе для облегчения передачи данных между различными подсистемами. Кроме того, каждая система обработки информации может включать в себя носители машинно-читаемых данных для хранения данных, генерируемых подсистемой, а также предварительно заданные рабочие требования и стандарты.

Системы и способы согласно настоящему изобретению могут использоваться для оперативного контроля или получения характеристик текучих сред и/или подземных формаций в сочетании с любой подземной операцией, где используется применимое оборудование. Например, системы и способы согласно настоящему изобретению могут использоваться в операциях цементирования, операциях интенсификации притока скважины (например, разрыв пласта, кислотная обработка и т.п.) и операциях заканчивания, корректирующих операциях, операциях бурения и тому подобных. Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, как применить или реализовать системы и способы согласно настоящему изобретению, описанные здесь для конкретной операции.

Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой систему оперативного контроля и управления текучей средой, включающую в себя: систему обработки информации; одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; устройство для закачивания газа, выполненное с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину; система извлечения газа, которая выполнена с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью получения одной или более газовых проб из системы извлечения газа; где система обработки информации выполнена с возможностью принимать из газоанализатора данные, касающиеся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах, и данные из одного или более устройств измерения текучих сред, касающиеся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; и где система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора, и одного или более устройств измерения текучих сред для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения характеристик потока в скважине, выбранных из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания. Кроме того, в некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения одного или более параметров, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, при которых первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются в текучей среде или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа практически одновременно. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения одного или более параметров по существу в реальном масштабе времени или около того. В некоторых случаях один или более инертных газов состоят по существу из одного инертного газа. В некоторых случаях один или более инертных газов включают в себя смесь инертных газов. Кроме того, в некоторых случаях система включает в себя интерфейс внешних связей, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью разрешения доступа дистанционной системе обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей, к данным, получаемым или хранимым в системе обработки информации.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ оперативного контроля скважины, проходящей через подземную формацию, включающий в себя: обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема; обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины; обнаружение второго количества одного или более инертных газов в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и определение одного или более параметров, относящихся к скважине, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, при которых первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины, и где один или более параметров, относящихся к скважине, выбираются из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине и любого их сочетания. В некоторых случаях предоставление первого количества одного или более инертных газов известного объема включает в себя введение первого количества одного или более инертных газов в текучую среду, и запись времени, в течение которого первое количество одного или более инертных газов поступает в текучую среду. В некоторых случаях определение одного или более параметров, относящихся к скважине, включает в себя определение общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективность системы извлечения газа. В некоторых случаях определение характеристик потока в скважине, выбранных из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания. В некоторых случаях текучая среда включает в себя буровой раствор. В некоторых случаях один или более параметров, относящихся к скважине, определяется практически в реальном масштабе времени или около того. Кроме того, в некоторых случаях способ включает в себя доступ к данным, касающимся одного или более параметров, времени, в течение которого количество одного или более инертных газов обеспечивается или обнаруживается, количеству одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, циркулирующей в части скважины, или любого их сочетания, из удаленного местоположения.

Другой вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ определения эффективности системы извлечения газа, используемый для обработки проб текучих сред, циркулирующих в скважине, проходящей через подземную формацию, включающий в себя: обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема; обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины; использование системы извлечения газа для извлечения одной или более газовых проб из части текучей среды; обнаружение второго количества одного или более инертных газов в одной или более газовых пробах; и определение эффективности системы извлечения газа, исходя по меньшей мере частично из отношения второго количества одного или более инертных газов, обнаруживаемых в одной или более газовых пробах, к первому количеству одного или более инертных газов, обеспечиваемых в текучей среде. В некоторых случаях текучая среда включает в себя буровой раствор. В некоторых случаях эффективность системы извлечения газа определяется по существу в реальном масштабе времени или около того. Кроме того, в некоторых случаях способ включает в себя доступ к данным об эффективности системы извлечения газа, количестве одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых пробах, количестве имеющихся одного или более инертных газов или их сочетания из удаленного местонахождения.

Таким образом, настоящее изобретение подходит для выполнения заявленных способов и систем. Хотя данное изобретение было проиллюстрировано и описано со ссылкой на примерные варианты его осуществления, такая ссылка не предполагает ограничения изобретения, и не должно предполагаться никакое ограничение. Настоящее изобретение может подвергаться значительной модификации, изменению и быть эквивалентно по форме и функции, как это благодаря данному описанию очевидно специалистам в данной области. Изображенные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерными и не являются исчерпывающими для объема изобретения. Следовательно, данное описание изобретения ограничивается только объемом прилагаемой формулы изобретения и обеспечивает полное подтверждение эквивалентов во всех отношениях. Термины в формуле изобретения имеют простой обычный смысл, если иное явно и четко не определено заявителем.

1. Система оперативного контроля и управления текучей средой, содержащая:

систему обработки информации;

одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее;

устройство для закачивания газа, которое выполнено с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину;

систему извлечения газа, выполненную с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и

газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации и выполненный с возможностью приема одной или более газовых проб из системы извлечения газа;

причем система обработки информации выполнена с возможностью приема данных из газоанализатора, касающихся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах и данных от одного или более устройств измерения текучей среды, касающихся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; и

при этом система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания.

2. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью определения характеристик потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.

3. Система по п. 1, в которой система обработки информации дополнительно выполнена с возможностью определения одного или более параметров, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются в текучей среде или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины.

4. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.

5. Система по п. 4, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа, практически одновременно.

6. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью определения одного или более параметров по существу в реальном масштабе времени или около того.

7. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов состоит по существу из одного инертного газа.

8. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов содержит смесь инертных газов.

9. Система по п. 1, дополнительно содержащая интерфейс внешних связей, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью разрешения доступа дистанционной системы обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей, к данным, получаемым или хранимым в системе обработки информации.

10. Способ оперативного контроля скважины, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:

обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;

обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и первого количества одного или более инертных газов в части скважины;

обнаружение второго количества одного или более инертных газов в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и

определение одного или более параметров, относящихся к скважине, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий:

относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов, обеспечиваются или обнаруживаются, и

количество одного или более инертных газов, обнаруженных в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины;

причем один или более параметров, относящихся к скважине, выбираются из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине и любого их сочетания, при этом определение указанных одного или более параметров, относящихся к скважине, включает применение системы извлечения газа, выполненной с возможностью извлечения одной или более газовых проб из по меньшей мере части текучей среды, циркулирующей в части скважины.

11. Способ по п. 10, в котором обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема включает в себя:

введение первого количества одного или более инертных газов в текучую среду и

запись времени, в течение которого первое количество одного или более инертных газов вводится в текучую среду.

12. Способ по п. 10, в котором определение одного или более параметров, относящихся к скважине, включает в себя определение общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.

13. Способ по п. 10, дополнительно содержащий определение характеристики потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.

14. Способ по п. 10, в котором текучая среда содержит буровой раствор.

15. Способ по п. 10, в котором один или более параметров, относящихся к скважине, определяются по существу в реальном масштабе времени или около того.

16. Способ по п. 10, дополнительно содержащий доступ к данным, относящимся к одному или более параметрам, времени, в течение которого количество одного или более инертных газов обеспечивается или обнаруживается, количеству одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, циркулирующей в части скважины, или любому их сочетанию, из удаленного местоположения.

17. Способ определения эффективности системы извлечения газа, используемый для обработки проб текучих сред, циркулирующих в скважине, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:

обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;

обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины;

использование системы извлечения газа для извлечения одной или более газовых проб из части текучей среды;

обнаружение второго количества одного или более инертных газов в одной или более газовых пробах; и

определение эффективности системы извлечения газа, исходя по меньшей мере частично из отношения второго количества одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, к первому количеству одного или более инертных газов, имеющихся в текучей среде.

18. Способ по п. 17, в котором текучая среда содержит буровой раствор.

19. Способ по п. 17, в котором эффективность системы извлечения газа определяется по существу в реальном масштабе времени или около того.

20. Способ по п. 17, дополнительно включающий в себя доступ к данным, относящимся к эффективности системы извлечения газа, количеству одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, количеству имеющихся одного или более инертных газов или их сочетании из удаленного местонахождения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к каротажу бурового флюида или газовому каротажу в процессе бурения и, более конкретно, к способу и системе для получения характеристик пластовых флюидов в реальном времени.

Система анализа флюидов содержит интегрированный вычислительный элемент (ИВЭ), образованный путем атомно-слоевого осаждения (АСО), который обеспечивает фильтрацию светового потока, прошедшего через образец, что обеспечивает возможность прогнозирования химического или физического свойства образца.

Изобретение относится к анализу образцов пористых материалов применительно к исследованию свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов. Смешивают окрашенные катионным красителем твердые частицы с гранулами сыпучей среды, близкой по цвету к исследуемой пористой среде, и приготавливают по меньшей мере три калибровочных эталона при различных известных массовых концентрациях окрашенных частиц.

Изобретение относится к методикам вскрытия пласта и, в частности, к оптимизации расположения интервалов разрыва на основании минералогического анализа пласта. Техническим результатом является повышение эффективности создания трещин в пласте и увеличение продуктивности скважины.

Группа изобретений относится к термодинамическим исследованиям нефтяных месторождений на основе измерения термодинамических свойств пластовых флюидов. Представлен способ для измерения термодинамических свойств пластовых флюидов, включающий: компоновку модульного сенсорного блока для оценки пробы флюида, содержащего углеводород, причем модульный сенсорный бок содержит корпус автоклава, имеющий в себе отборную камеру; загрузку пробы в отборную камеру; регулирование температуры и давления пробы в отборной камере, причем температуру пробы регулируют с помощью системы регулирования температуры, окружающей корпус автоклава; и использование единого датчика для определения как плотности, так и вязкости пробы в отборной камере.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в породе углеводородсодержащего пласта.

Изобретение относится к системе и способу создания сетки мощности пласта для определения оценки запасов пласта. Техническим результатом является повышение точности определения объема пласта.

Изобретение относится к системе и способу определения оценок запасов для пласта. Техническим результатом является повышение точности определения объема пласта.

Изобретение относится к системе и способу преобразования оценок запасов в модели пласта в стандартный формат. Техническим результатом является повышение точности определения геологического объема.

Изобретение относится к системе и способу для мониторинга и диагностики резервуаров. Техническим результатом является повышение эффективности мониторинга и диагностики резервуаров.

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей. Способ определения внутреннего строения массивных трещинных нефтяных залежей, включающий предварительное определение эталонной термограммы скважины и последующее последовательное проведение промысловых исследований скважины на стационарных режимах фильтрации, проведение промысловых внутрискважинных исследований с измерением температуры, давления и расхода по стволу скважины с получением фактической термограммы скважины, сравнение фактической термограммы с эталонной, выявление по результатам сравнения аномальных температурных профилей скважины и определение допустимой области возможных значений параметров для каждой трещины, пересекающей ствол скважины, из условия минимального отклонения значений параметров расчетной термограммы от фактической с предварительно заданным уровнем доверия. Задачей изобретения является создание способа исследования внутреннего строения массивных трещинных нефтяных залежей, обеспечивающего получение дополнительных данных о трещинах, пересекающих ствол скважин, в частности более надежных данных о длине, наклоне, ширине и раскрытости трещин. 14 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности измерения электрического сопротивления образца, что в свою очередь обеспечивает повышение точности определения его водонасыщенности. Это достигается тем, что устройство, содержащее кернодержатель с установленным в нем в резиновой манжете исследуемым образцом, термостат, обеспечивающий поддержание постоянной температуры в исследуемом образце, плунжерные насосы для подачи в исследуемый образец рабочих жидкостей (нефти и воды) при пластовом давлении, насос для создания горного давления, трубопроводы для подачи и отвода рабочих жидкостей, регулятор противодавления, контейнеры с рабочими жидкостями, мерную колбу для измерения уровня жидкости на выходе из кернодержателя, датчики давления, дифференциальный манометр для измерения перепада давления на исследуемом образце, измеритель сопротивления образца, содержит блок для смешивания рабочих жидкостей, установленный во входном трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях. Способ включает бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана. После достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь. Способ включает позиционирование по меньшей мере одного из: передатчика и приемника внутри первой скважины. При этом по меньшей мере один из передатчика и приемника содержит магнитный монополь, генерирование передатчиком первого магнитного поля, измерение приемником сигнала, соответствующего первому магнитному полю, и определение по меньшей мере одной скважинной характеристики посредством сигнала, полученного блоком управления, коммуникативно соединенным с приемником. Причем указанная по меньшей мере одна скважинная характеристика включает в себя определение по меньшей мере одного из: расстояние между передатчиком и приемником, и местоположение приемника относительно передатчика. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения измеряемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме. Использование изобретения повышает оперативность и точность построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.

Группа изобретений относится к контрольно-измерительной технике и предназначена для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов, а именно к способу получения пробы сверхвысоковязкой нефти или битума из образца нефтенасыщенного керна пластового резервуара, и может быть использовано в научном и проектном обеспечении, научно-исследовательских работах в области геологии и разработки нефтегазовых месторождений, в том числе нетрадиционных месторождений углеводородов сверхвязкой нефти. Производят бурение скважины с отбором керна в потенциально продуктивном интервале, изоляцию отобранного керна в процессе отбора и/или непосредственно после него. Формируют образец из скважинного керна выделением необходимого количества кернового материала с последующей дезинтеграцией. Заполняют керновым материалом пластмассовые стаканы с последующим прогревом и дальнейшим помещением их в подвесы центрифуги. Производят вытеснение содержащегося в породе флюида под действием центробежной силы, при котором используется центрифуга с термостатируемой рабочей камерой. Осуществляют очищение извлеченного из керна образца флюида от мелкодисперсных частиц осадочных пород в нагретом состоянии методом гравитационного разделения. Производят разделение водонефтяной эмульсии и удаление из образца флюида воды термодинамическим воздействием. Устройство содержит блок дезинтеграции, центрифугу с горизонтальным ротором и подвесами с возможностью термостабилизации рабочей области, термостатирующий шкаф, морозильную камеру. При этом подвесы центрифуги выполнены с возможностью установки в них пластмассовых стаканов с плоским дном, перфорированных по боковой стенки у дна стаканов. Обеспечивается увеличение извлечения флюида без химического воздействия с целью последующего анализа фракционного состава потенциально извлекаемого флюида, повышается качество информации о физико-химических и геологических свойствах извлекаемого флюида и достоверность прогнозирования параметров эксплуатации месторождения, сокращается время получения представительного образца флюида. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам проведения геомеханических испытаний. Способ включает бурение скважины, внедрение в испытываемый грунт лопастей крыльчатки, создание в испытываемом грунте радиальных сжимающих напряжений, постоянных в течение опыта, приложение к лопастям крыльчатки ступенчато-возрастающего крутящего момента, фиксацию максимального крутящего момента, вызывающего предельные сдвиговые касательные окружные напряжения, повторение опыта на аналогичном участке при другом уровне сжимающих радиальных напряжений и определение по парам значений сжимающих и сдвигающих напряжений параметров прочности грунта - угла внутреннего трения и удельного сцепления, причем испытание производится в извлеченном из скважины керне, при этом радиальные сжимающие напряжения создаются путем обжатия боковой поверхности керна, а лопастная крыльчатка внедряется по центру испытываемого керна. Достигается расширение диапазона измеряемых параметров, повышение точности определения и ускорение испытаний. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области исследования свойств горных пород. При этом осуществляют отбор по меньшей мере одного образца породы пласта-коллектора и на отобранном образце породы определяют плотность, пористость и компонентный состав породы. Но основе полученных значений создают петрофизическую модель породы пласта-коллектора. Измеряют теплопроводность образца. Используя созданную петрофизическую модель пласта-коллектора, рассчитывают теплопроводность образца породы. Сравнивают измеренную и рассчитанную теплопроводности образца породы и в случае совпадения значений измеренной и рассчитанной теплопроводностей определяют механические свойства породы, используя созданную петрофизическую модель пласта-коллектора. В случае наличия расхождения между значениями измеренной и рассчитанной тепловодности, по меньшей мере один раз осуществляют адаптацию созданной петрофизической модели пласта-коллектора путем изменения параметров модели. Используют адаптированную петрофизическую модель для расчета теплопроводности образца породы и сравнивают измеренную и рассчитанную теплопроводности до обеспечения совпадения значений измеренной и рассчитанной теплопроводностей. При совпадении значений измеренной и рассчитанной теплопроводностей определяют механические свойства породы, используя адаптированную петрофизическую модель пласта-коллектора. Достигается повышение эффективности и качества оценки свойств пласта за счет обеспечения возможности расчета значений неизвестных или не полностью известных механических и/или вмещающих свойств резервуара. 14 з.п. ф-лы, 7 ил.,1 табл.

Изобретение относится к способу исследования буровых скважин и к бурильной системе, а также к устройству для исследования скважин. Способ исследования буровых скважин содержит первый этап обеспечения для обеспечения бурового инструмента (1), содержащего по меньшей мере одну бурильную штангу (2) и узел (3) бурового долота, второй этап обеспечения для обеспечения инструмента для исследования скважин, содержащего сенсорное устройство для измерения параметров скважины (6), этап размещения для размещения инструмента для исследования скважин внутри бурового инструмента (1), этап бурения для бурения с помощью бурового инструмента (1) скважины (6) посредством процесса бурения, включающего в себя, по меньшей мере, ударное бурение, этап измерения для измерения параметров скважины (6) посредством инструмента для исследования скважин с получением данных о скважине (6), и этап обработки для обработки данных о скважине (6) устройством (7) обработки данных, чтобы получить информацию о состоянии скважины. Используют буровой инструмент (1), содержащий центральный промывочный канал для подведения промывочной текучей среды к узлу (3) бурового долота, и размещают инструмент для исследования скважин на этапе размещения в центральном промывочном канале таким образом, чтобы обеспечивалась возможность обтекания промывочной текучей средой в центральном промывочном канале инструмента для исследования скважин. Обеспечивается охлаждение и защита инструмента для исследования во время бурения. 3 н. 29 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами. Техническим результатом является повышение оперативности получения информации о состоянии разработки месторождения и информативности прослушивания куста скважин в реальном масштабе времени на газовых и газоконденсатных месторождениях. По данным стандартных газодинамических исследований (ГДИ) определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления уравнения притока газа к забою скважин и производят сравнение указанных коэффициентов с их величинами, определенными расчетным путем на основе секторной модели куста скважин, построенной по данным геофизических исследований и лабораторных исследований керна, и если коэффициенты не совпадают, уточняют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) секторной модели куста скважин используя фактические данные по притоку газа к забою скважин, полученные по результатам ГДИ, добиваясь совпадения расчетных и фактических коэффициентов уравнения притока газа к забою скважин, и после этого уточнения, используя ФЕС определяют радиус дренирования каждой скважины куста и выполняют ранжирование скважин по степени наложения контуров питания, определяют скважину, имеющую максимальную степень наложения площадей дренирования с остальными скважинами куста, после чего с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа (АСУ ТП УКПГ/УППГ) производят остановку указанной скважины средствами систем телемеханики для кустов скважин (СТКС), и с этого момента АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС с заданной дискретностью синхронно фиксирует изменение забойного давления прямым измерением забойного давления или расчетным методом, которое определяется по измеряемому заколонному давлению на устье на всех скважинах куста до его полной стабилизации, а остальные скважины, подключенные к газосборному шлейфу с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ, одновременно отключают от него средства СТКС для исключения искажения результатов измерений из-за их связи через газосборный шлейф. При этом фиксацию изменения забойного давления АСУ ТП УКПГ/УППГ также осуществляет средствами СТКС путем синхронного измерения кривых восстановления давления на всех скважинах с заданным шагом дискретизации и заносит их в свою базу данных (БД) для последующего сравнения и анализа разницы в поведении скважин, а также использования этих данных для уточнения модели разработки месторождения, после чего назначают порядок последовательности запуска скважин куста в эксплуатацию и индивидуальные временные интервалы между пусками скважин для вывода куста на заданный режим эксплуатации с учетом результатов всех предыдущих испытаний с момента ввода месторождения в эксплуатацию, при этом АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС осуществляет запуск скважин в назначенной последовательности и выполняет синхронное измерение кривых изменения заколонного давления на устьях всех скважин куста и их дебит, и заносит их в свою БД для последующего анализа функционирования скважин и комплексного анализа работы газоносного пласта с определением его параметров по результатам остановки-запуска куста газовых скважин для выбора режимов его оптимальной эксплуатации до следующих испытаний. После чего с использованием секторной модели куста на основании данных стабилизации дебитов и забойных давлений возмущающих скважин и данных стабилизации пластового давления в зоне реагирующих скважин производят уточнение эквивалентной проницаемости пласта в межскважинном пространстве. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-03-08 2017-05-22T03:21:39
Наверх