Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения. Активирование системы с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷100 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении точности способа мониторинга работы добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен (патент RU 2171888, опубл. 10.08.2001) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, которые вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.

Недостатком известного способа можно признать его малую информативность, сложность реализации и недостаточную точность.

Известен (авторское свидетельство SU 977726, опубл. 30.11.1982) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют по меньшей мере одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.

Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.

Известен (патент RU 2383727, опубл. 10.03.2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно известному способу проводят закачку по крайней мере в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частицами шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.

Недостатком известного способа следует признать его узкую область применения (только технология гидроразрыва), техническую сложность (необходимость помещения индикатора - шлака одного состава - строго только в одну гидротрещину или ее зону), сложность выделения шлака и его анализа.

Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (патент RU 2544923, опубл. 20.03.2015) способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно известному способу в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры, и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения, во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине, по измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины.

Недостатком известного способа следует признать его недостаточную точность, обусловленную неопределенностью расстояния, которое проходит тепловая метка от момента генерации до момента обнаружения ее температурным датчиком.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации скважины.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении точности способа мониторинга работы добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно разработанному способу проводят установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения, активирование во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида распределенных источников тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения и, предпочтительно, изменения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемым для определения технологических характеристик скважины, причем замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷10 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации.

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны, прежде всего, с неоднородностью в распределении фильтрации и неоднородностью емкостных свойств вдоль ствола скважины, неравномерностью в распределении депрессии, а также с возможной пересыпкой ствола скважины, частичной или полной закупоркой противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалом, несовершенным освоением скважин (часть глинистой корки остается на стенке скважины), постепенным засорением пор призабойной зоны, прорывами воды и газа и другим.

Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.

Основной идеей, на которой основан разработанный способ, является наличие в интервалах пласта горизонтальной или наклонно направленной скважины распределенной системы измерения температуры и распределенных источников тепла/охлаждения.

Указанный технический результат достижим за счет того, что:

- достаточно точно известно расстояние от источника тепла/охлаждения до датчика температуры, поскольку известно, какой из источников тепла/охлаждения генерировал тепловую метку-индикатор, что позволяет точно рассчитать скорость потока флюида в скважине;

- неоднократное измерение скорости потока флюида в скважине с использованием одного и того жеисточника тепла/охлаждения и датчика температуры позволяет получить усредненные данные с исключением случайных флуктуаций скорости потока;

- возможность использования различных источников тепла/охлаждения с известным местонахождением используемого источника позволяет определить характеристики потока флюида в любой точке скважины, а также динамики изменения скорости потока флюида.

В качестве средства измерения температуры могут быть использованы как термодатчики любого типа, так и системы измерения температуры на базе оптоволокна. Подобные системы позволяют оценивать профиль притока, в том числе и для вертикальных скважин, путем сравнения с геотермией. Также возможно оценить профиль закачки в горизонтальных скважинах методом восстановления температуры либо с использованием сформировавшихся во время остановок температурных меток.

При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из датчика измерения температуры, а также распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения.

В качестве распределенных по длине скважины многоразовых источников тепла/охлаждения могут быть использованы точечные нагреватели, вмонтированные химические элементы для выделения тепла, дроссельные охлаждающие элементы при закачке газа с поверхности, контрольные линии, позволяющие заканчивать тепловые агенты и другие.

Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.

Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида следует включить на определенное время один из распределенных источников тепла/охлаждения. Время работы источника будет зависеть от его мощности, геометрических размеров скважины, типа и размеров заканчивания скважины, дебитов скважины, фазового состава пластовой жидкости и ее термальных свойств, а также термальных свойств горных пород. Заданное время работы источника можно будет получить как опытным путем, так и с использованием предварительных расчетов процессов теплообмена.

Вследствие работы источника тепла/охлаждения в скважине будет формироваться тепловая метка, которая будут постепенно перемещаться с потоком пластового флюида от места ее образования в сторону пятки скважины и затем от заканчивания скважины на поверхность. Скорость продвижения данной температурной метки будет зависеть от скорости притока пластового флюида в каждой зоне и от скорости движения флюида по скважине до данного интервала. Следовательно, скорость движения тепловой метки будет накопленной функцией, характеризующей движение пластового флюида от притока к скважине. Минимальная скорость будет в носке скважины и максимальная в пятке. Точно известное расстояние от места формирования метки до термодатчика позволит точно рассчитать скорость потока пластового флюида. Возможность неоднократного генерирования метки из одного источника позволит более точно установить скорость.

Использование распределенной системы измерения температуры позволяет отследить движение данных тепловых меток по всему стволу скважины и получить распределение скорости потока.

Использование распределения скорости потока флюида по стволу скважины позволяет в свою очередь найти распределение профиля притока пластового флюида к скважине.

Разработанный способ иллюстрирован следующим примером реализации. Систему устанавливают в добывающей горизонтальной скважине, законченной противопесочным фильтром. Распределенную систему измерения температуры и источники тепла/охлаждения устанавливают на горизонтальном участке скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) либо гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) малого диаметра. В случае добычи с использованием насоса их подвешивают ниже мотора погружного электроцентробежного насоса. При работе скважины на добычу периодически или постоянно включают нагревательные/охлаждающие элементы и проводят измерения распределения температуры вдоль ствола скважины. По данным изменения температуры во времени определяют профиль притока и, возможно, фазовый состав жидкости, поступающей в скважину из разных интервалов скважины.

Данная технология может найти широкое применение для мониторинга профиля притока добывающей скважины в тех случаях, когда существующие технологии не позволяют сделать это, а именно способ применим для следующих случаев:

- горизонтальные скважины с большими отходами или сложными профилями траектории;

- месторождения с высоковязкой нефтью;

- скважины с многостадийным гидроразрывом пласта;

- многозабойные скважины и скважины с зарезкой бокового ствола;

- скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом;

- офшорные скважины и т.д.

Также разработанный способ можно применить для мониторинга профиля закачки в нагнетательных скважинах. Несомненным преимуществом данной технологии является отсутствие необходимости останавливать скважину для формирования естественной тепловой метки в стволе скважины и возможность проводить мониторинг в тех случаях, когда температура закачиваемой воды совпадает с геотермальной температурой пласта.

Способ также может быть применен в качестве мониторинга изменения свойств призабойной зоны пласта.

В этом случае в остановленной скважине необходимо включить на определенное время распределенный источник тепла/охлаждения. После остановки данного источника с использованием распределенной системы измерения температуры проводят отслеживания скорости восстановления температуры к невозмущенному состоянию. Данная характеристика будет зависеть от общего коэффициента теплообмена между скважиной и пластом. Соответственно скорость отвода тепла будет зависеть от теплофизических свойств горных пород в призабойной зоне пласта.

Проведение таких исследований на различных этапах эксплуатации скважины позволит оценить изменения насыщенности в различных зонах скважины, так как теплофизические свойства горных пород будут зависеть от характера и их насыщения.

Также данные исследования могут быть использованы при оценке изменения величины пористости в процессе эксплуатации скважины.

Таким образом, предложенная технология позволит проводить мониторинг изменения профиля притока добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин, а также оценивать изменения характера насыщенности в призабойной зоне. Это может найти широкое применение в нефтегазовой индустрии и связано с более широким внедрением разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин и наклонно направленных скважин.

1. Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин, включающий установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения, активирование во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида распределенных источников тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения и изменения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемым для определения технологических характеристик скважины, отличающийся тем, что замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷100 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при измерении скорости продвижения тепловых меток дополнительно измеряют изменение тепловых меток.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано для измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте.

Изобретение относится к области геофизических исследований, а именно для электрического каротажа скважин. Сущность изобретения заключается в том, что каждый из электродов многоканального зонда бокового каротажа оснащен как минимум тремя цилиндрическими токосъемными контактами, равномерно разнесенными относительно друг друга по окружности корпуса.

Изобретение относится к материалам и технологиям, применяемым при обработке подземных пластов, в частности к инструментальным методам и устройствам, подходящим для моделирования прохождения жидкостей для обработки скважины через трещину, образованную в подземном пласте.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности перекачивания нефти из пласта.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к средствам исследования скважин. Техническим результатом является повышение точности получения данных исследований.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах. Техническим результатом является контроль состояния уровня жидкости в межтрубном пространстве в режиме реального времени, дистанционно без привлечения персонала предприятия к выездным работам. Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине, включает создание акустической волны в полости скважины и измерение времени распространении волны в исследуемой среде. При этом в зоне глубинного электроцентробежного насоса скважины стационарно размещают генератор и приемник акустической волны (АВ), на уровне жидкости скважины размещают шарики карбомидные или из материала с аналогичными свойствами положительной плавучести в воде, акустическую волну создают в жидкой среде в зоне глубинного насоса и измеряют время прохождения АВ от глубинного насоса до карбомидных шариков, находящихся на уровне жидкости, и время прохождения отраженной АВ от уровня жидкости до приемника акустической волны в зоне глубинного насоса, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии. Предложена установка для определения темпов изменения температуры пород недр, которая содержит первый образец 1, включающий первую модель пород недр 2, выполненную в форме цилиндра радиусом R1 и покрытую теплоизоляцией 3. На внешней поверхности первой модели пород недр 2 расположен первый электрический нагреватель 4, а внутри соосно установлена первая трубка 5 радиусом r1. В среднем сечении первой модели пород недр 2 радиально установлены первая термопара 6, расположенная на ее внешней поверхности, вторая термопара 7, расположенная на поверхности первой трубки 5, а также третья 8, четвертая 9 и пятая 10 термопары, расположенные между первой 6 и второй 7 термопарами. На поверхности первой трубки 5 симметрично второй термопаре 7 расположена шестая термопара 11. Вход первой трубки 5 соединен подающим трубопроводом 12 с емкостью 13 для теплоносителя 14, покрытой тепловой изоляцией 15 и соединенной заполняющим трубопроводом 16, на котором установлен первый кран 17, с системой холодного водоснабжения. В емкости 13 расположены электрический нагреватель 18, нижний датчик уровня 19, верхний датчик уровня 20 и датчик температуры емкости 21. На подающем трубопроводе 12 последовательно по направлению движения теплоносителя 14 установлены насос 22, первый тройник 23, второй кран 24 и входной датчик температуры 25. Свободный отвод первого тройника 23 соединен байпасным трубопроводом 26, на котором установлен третий кран 27, с емкостью 13. Установка для определения темпов изменения температуры пород недр содержит по меньшей мере один дополнительный образец 28, выполненный идентично первому образцу 1 и содержащий вторую модель пород недр 29, выполненную в форме цилиндра радиусом R2 и покрытую теплоизоляцией 30. На внешней поверхности второй модели пород недр 29 расположен второй электрический нагреватель 31, а внутри соосно установлена вторая трубка 32 радиусом r2, причем вход второй трубки 32 соединен промежуточным трубопроводом 33, на котором установлен промежуточный датчик температуры 34, с выходом первой трубки 5. В среднем сечении второй модели пород недр 29 радиально установлены седьмая термопара 35, расположенная на ее внешней поверхности, восьмая термопара 36, расположенная на поверхности второй трубки 32, а также девятая 37, десятая 38 и одиннадцатая 39 термопары, расположенные между седьмой 35 и восьмой 36 термопарами. На поверхности второй трубки 32 симметрично восьмой термопаре 36 расположена двенадцатая термопара 40. Выход второй трубки 32 соединен с емкостью 13 обратным трубопроводом 41 с установленными на нем последовательно по направлению движения теплоносителя 14 выходным датчиком температуры 42, вторым тройником 43 и четвертым краном 44, причем к свободному отводу второго тройника 43 подсоединен трубопровод дренажа 45, на котором установлен пятый кран 46. При этом на обратном трубопроводе 41 между выходом второй трубки 32 и выходным датчиком температуры 42 последовательно по направлению движения теплоносителя 14 установлены третий тройник 47, шестой кран 48 и четвертый тройник 49. К свободному отводу третьего тройника 47 подсоединен соединительно-подающий трубопровод 50, на котором установлен седьмой кран 51, к свободному отводу четвертого тройника 49 подсоединен соединительно-обратный трубопровод 52, на котором установлен восьмой кран 53. Технический результат - расширение области применения известной установки за счет увеличения диапазона измерений температуры пород недр и повышение точности определения темпов изменения температуры в породах недр. 1 ил.

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 добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из нижнего перфорированного патрубка, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и колонны штанг. Приводят в работу штанговый насос под действием перемещений колонны штанг, подают высоковязкой нефть к устью скважины по колонне НКТ и проводят отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ с возможностью прямой промывки. После приведения в работу штангового насоса и начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом и периодически снимают динамограммы. Если по результатам снятия динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 0 до 5% от начальных значений, то продолжают эксплуатировать скважину. Если отклонение составляет от 5 до 30% от начальных значений, то останавливают штанговый насос и производят обратную промывку скважины закачкой насосным агрегатом горячей нефти через межколонное пространство в нижний перфорированный патрубок по колонне НКТ в желобную емкость до падения давления закачки в межколонном пространстве в 1,5 раза. После чего производят повторное снятие динамограммы. Определяют максимальную или минимальную нагрузки на колонну штанг, из условия достижения от 0 до 5% от начальных значений. Если при периодических снятиях динамограмм отклонение максимальной или минимальной нагрузок составляет от 30 до 100% от начальных значений, то, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом, спускают геофизический кабель с наконечником на конце. Производят импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку ствола скважины и призабойной зоны пласта. В процессе проведения ИВЧТА обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта производят периодическое снятие динамограммы через каждые 4 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузок на колонну штанг от 0 до 5% от начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины за счет снижения интенсивности процесса отложений АСПО на внутренних стенках скважины, разрушения водонефтяной эмульсии и увеличения объёма отбора высоковязкой нефти из скважины. 3 ил.

Изобретение относится к подземным операциям бурения, в частности к оценке и калибровке эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Техническим результатом является повышение эффективности оценки передачи осевого усилия бурильной колонны и оптимизации добычи углеводородов. Способ оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны в стволе скважины осуществляют с помощью систем для управления одной или более буровыми операциями, каждая из которых содержит: по меньшей мере один процессор и запоминающее устройство, содержащее долговременно хранимые исполняемые команды для оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Посредством процессора одной системы осуществляют подъем бурильной колонны, так что буровое долото находится над забоем ствола скважины; измеряют нагрузку на крюк; уменьшают первую референтную величину нагрузки на крюк. Также в способе определяют первое давление на долото в нижней части бурильной колонны и определяют эффективность передачи осевого усилия на основе, по меньшей мере частично, измеренной нагрузки на крюк, первого давления на долото и первой референтной величины нагрузки на крюк. Процессор второй системы изменяет нагрузку на крюк на первую и вторую референтную величину; измеряет первое и второе давление на долото в нижней части бурильной колонны. Также процессор второй системы определяет эффективность передачи осевого усилия на основании, по меньшей мере частично, первой и второй референтных величин нагрузки на крюк, первого давления на долото и второго давления на долото. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для обследования внутренних стенок фонтанных арматур нефтяных и газовых скважин и иных сосудов под давлением. Устройство включает видеокамеру, соединенную с кабелем, размещенным во внутреннем канале, шлюз, выполненный с возможностью установки его фланцевой частью на фланцевую часть задвижки фонтанной арматуры, резьбовые штанги, установленные на корпусе шлюза, ходовые гайки с возможностью перемещения вдоль резьбовых штанг посредством вращения штурвалов, внешний шток, внутренний шток с размещенным в нем кабелем, опорную плиту со стальным стаканом, выполненным с возможностью передачи движения основному штоку, закрепленному на опорной плите, штурвал вращения видеокамеры, выполненный с возможностью установки на внутренний шток, трехходовой кран для стравливания избыточного давления, ноутбук, соединенный с камерой через USB-порт. Видеокамера крепится к кронштейну, закрепленному к торцу внутреннего штока. Герметизация между штоками обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами и прокладками. Герметизация кабеля обеспечивается резиновой уплотнительной шайбой. Расширяются возможности и информативность визуального обследования внутренних стенок фонтанных арматур и иных сосудов, находящихся под давлением на предмет различного рода нарушений. 7 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для контроля технического состояния нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении достоверности и точности оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин включает акустическое секторное сканирование заколонного пространства с измерением амплитуд отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы. Выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру. Выполняют последовательный анализ данных по секторам на каждом кванте глубины. Выделяют сектора с дефектами цементирования по периметру и вдоль заколонного пространства. В случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущего кванта. По длительности совпадения секторов с такими дефектами судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытость по периметру в градусах. Также оценивают раскрытость в градусах изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам. Определяют отдельный вклад сквозных каналов с дефектами цементирования и изолированных дефектов цементирования в суммарном дефекте цементирования. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну в условиях значительной коррозии стенки обсадной колонны и наличия на ней цемента, парафинов, смол. Согласно заявленному предложению на электроды индивидуально воздействуют ударом периодически накапливаниемой потенциальной энергии пружин, производимой вращением винтовых пар и скачкообразным (ударным) освобождением энергии при выходе из винтового взаимодействия гребней винтовых пар. Устройство для осуществления способа представляет собой конструкцию привода, имеющего выходной вал, который приводит в действие винтовые пары. Винтовые пары при прямом вращении раскрывают центраторы и прижимают упруго электровводы к стенке обсадной колонны, ударно производят периодическое воздействие на электроды, жестко связанные с электровводами. При этом происходит врезание электровводов в стенку обсадной колонны. Ударное воздействие происходит при выходе из винтового взаимодействия винта и гайки, поджатой силовой пружиной. При обратном вращении вала происходит восстановление винтового взаимодействия в винтовых парах, возвращение электродов и центраторов в исходное положение, а затем винтовые гребни вновь выходят из винтового взаимодействия, но с других концов. Этим достигается автоматическое позиционирование привода в крайних положениях. Технический результат - повышение скорости и качества проведения каротажа, упрощение конструкции. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников теплаохлаждения. Активирование системы с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷100 м от ближайшего источника теплаохлаждения, при этом используют источники теплаохлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении точности способа мониторинга работы добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. 1 з.п. ф-лы.

Наверх