Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении достоверности выявления различных видов повреждений стенок колонн и точности оценки их количественных характеристик. Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин включает обследование стенок обсадной колонны с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения. В результате построения цифровой трехмерной модели внутренней стенки колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок, определяемая по измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонн с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости, выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений. 5 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений.

Длительный срок эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений и ПХГ понижает качество технического состояния обсадных эксплуатационных колонн. Возникает многообразие сочетающихся коррозионных и механических видов повреждений внутренней поверхности колонн стенок колонн, лимитирующих их прочность при конкретных условиях предельных внутренних и внешних давлений. Высокое содержание агрессивных компонентов в продукте скважины нефтегазовых месторождений, таких как сероводород, кислород и др., способствует интенсивному коррозионному повреждению металла труб. В процессе эксплуатации и проведения периодических технологических операций при капитальном ремонте скважин дополнительно возникают разного рода механические повреждения стенок труб. В соответствии с нормативно-техническими документами (например, СТО Газпром 2-2.3-145-2007 «Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ» и СТО Газпром 2-2.3-312-2009 «Методика проведения технического диагностирования газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий ОАО «Газпром») в задачи технического диагностирования обсадных колонн скважин геофизическими методами входит выявление повреждений внутренней поверхности эксплуатационной колонны -коррозионных и механических (износа, трещин, порывов, порезов и т.д.). Используемые при оценке остаточной прочности труб для последующей их безопасной эксплуатации алгоритмы расчета различны для каждого отдельного вида и варианта сочетающихся повреждений, таких как утонение стенок труб при общем коррозионном износе, желобообразные выработки, U- и V-образные повреждения (например, СТО Газпром 2-2.3-117-2007 «Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатационных обсадных колонн», СТО Газпром 2-3.2-346-2009. «Инструкция по расчету долговечности и остаточного ресурса скважин»). Таким образом, при диагностике технического состояния обсадных колонн скважин чрезвычайно актуальной задачей является выявление, идентификация и измерение геометрических размеров повреждений. При диагностировании технического состояния обсадных эксплуатационных колонн важной задачей является прямое дистанционное обследование стенок по всей длине труб с применением геофизических технологий на основе применения сканирующей аппаратуры высокого разрешения.

Из современного технического уровня известны способы оценки повреждений стенок обсадных труб (коррозионных повреждений стенок, механических воздействий на стенки колонн различными видами перфорации и др.), использующие сканирующие геофизические методы.

Известен способ контроля технического состояния обсадных колонн скважин с применением аппаратурно-программного комплекса видеокаротажа АВК-42М [1]. По данным временных и амплитудных характеристик отраженного акустического сигнала метод позволяет получать развернутое изображение поверхности стенки скважины. Полученные видеограммы используются для обнаружения каверн, трещин, интервалов коррозионного повреждения обсадной колонны, количества и местоположения перфорационных отверстий. Проявление одиночной коррозионной язвы отмечается на видеограмме темным пятном. Множественные язвы и самые крупные из них, выявленные электромагнитным дефектоскопом ЭМДС-С, характеризуются АВК-42М как интенсивной внутренней площадной коррозией. Также существенное уменьшение толщины стенки скважины, измеряемое прибором ЭМДС-С, на видеограмме АВК-42М отмечается потемнением цветовой окраски, связанным с падением интенсивности отраженного сигнала.

Недостатком этого способа является то, что применяемые средства обработки исходных данных и варианты визуализации разного рода повреждений стенок колонны позволяют охарактеризовать их только на качественном уровне.

Путем физического моделирования и скважинных исследований показана возможность определения линейных размеров повреждений стенок труб с применением сканирующей аппаратуры высокого разрешения - скважинного акустического телевизора САТ-4М [2]. Объектом скважинных исследований являются механические выработки обсадных колонн, выполненные сверлящим керноотборником СКМ-8-9 и точечно-щелевой перфорации ТЩ-ГПП. Показано, что изображение внутренней поверхности в трехмерном измерении 3D позволяет оценить конфигурацию и размеры отдельных выработок, идентифицировать их как сквозные.

Недостатком этого способа является то, что показана разрешающая возможность аппаратуры сканирующего акустического метода и возможность оценки линейных размеров отдельных выработок стенок труб в заведомо известных участках воздействия.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ [3] определения геометрических размеров повреждений внутренней поверхности стенок труб, основанный на применении скважинного акустического сканера на высокочастотных отраженных волнах САС-90. Аппаратура обладает расширенными функциональными возможностями (500 точек измерений по периметру трубы) в обсаженных скважинах по выявлению различных видов перфорации, определения местоположения и количества перфорационных отверстий в обсадных колоннах, обнаружению в них различного рода нарушений и дефектов. Высокое разрешение с дискретностью 1.0 мм обеспечивает точное видеоизображение внутренней поверхности стенки колонн по амплитудным характеристикам отраженного сигнала. Для более наглядного представления возможно построение трехмерного изображения. По измерению временных характеристик прихода отраженной волны от стенки колонны возможно определение геометрических характеристик труб (внутреннего профиля).

Недостатком этого способа является то, что при широких функциональных возможностях сканирующей аппаратуры решаются технические задачи на качественном уровне - визуальное выявление локальных участков повреждений стенок труб по видеоизображениям, а из геометрических характеристик труб количественно оценивается только их внутренний профиль.

Существующие подходы к решению проблем технической диагностики, основанные только на упрощенных методах оценки повреждений труб, не позволяют с полной достоверностью оценить безопасность при эксплуатации обсадных колонн нефтегазовых скважин в целом.

Предлагаемый способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин основывается на учете всего необходимого комплекса оценочных количественных характеристик, которые формируют уровень безопасности конструкции в конкретных условиях функционирования - предельных внутренних и внешних давлениях.

Технической задачей изобретения является повышение достоверности выявления различных видов повреждений стенок колонн и точности оценки их количественных характеристик.

Технический результат достигается за счет того, что согласно предлагаемому изобретению по результатам акустического секторного сканирования осуществляется построение цифровой трехмерной модели рельефа внутренней стенки обсадных колонн путем измерений глубины повреждений по секторам на каждом кванте глубины при ее дистанционном зондировании средствами геофизических исследований. Цифровую модель используют для решения технических задач: идентификации многообразных видов (коррозионных, механических) повреждений, количественной оценки их площадных и объемных характеристик и выполнения статистической обработки результатов, как для отдельных интервалов труб, так и в целом для обсадных колонн скважин.

Техническая задача решается следующим образом.

При диагностировании технического состояния обсадных эксплуатационных колонн выполняют обследование внутренней стенки колонны по секторам на каждом кванте глубины с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения (например, 500 секторов для аппаратуры САС-90). По измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонны с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости определяют глубину повреждений. По результатам сканирования выполняют построение цифровой трехмерной модели рельефа внутренней стенки обсадных колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок. С использованием трехмерной модели рельефа внутренней стенки колонн выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений.

Идентификацию видов повреждений осуществляют путем сравнения геометрических размеров повреждений по площади, периметру и вдоль внутренней поверхности и глубины повреждений стенок колонны (утонения). Например, в соответствии с ГОСТ 9.908-85 «Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости» разделяют следующие типы коррозии: питтинговая коррозия - коррозионное поражение глубиной значительно больше ширины, коррозионная язва - коррозионное поражение глубиной приблизительно равной ширине, коррозия пятнами - мелкое коррозионное поражение неправильной формы и др. Механические повреждения (царапина, выработка) идентифицируются как продольная механическая выработка или царапина, если длина намного больше ширины повреждения.

Для количественной оценки степени повреждений труб используются исходные данные в виде цифровой формы модели объекта и способ их структурного описания путем интерполяции. Для построения цифровой модели внутренней поверхности колонн применена известная методика, позволяющая моделировать поверхность рельефа сложного строения [Мусин О.Р. Цифровые модели для ГИС //Информационный бюллетень. ГИС-Ассоциация. 1998. №4 (16). С. 30]. Области применения таких цифровых моделей рельефа разнообразны, например при картографии, строительном проектировании и т.п.

Технический результат заявляемого технического решения иллюстрируется Фиг. 1-5.

На фиг. 1 приведена цифровая модель рельефа внутренней стенки (повреждений)фрагмента обсадной колонны (питтинговая коррозия, коррозионная язва, коррозия пятнами и механическая выработка).

На фиг. 2 приведена видеограмма рельефа внутренней стенки фрагмента обсадной колонны.

На фиг. 3-5 приведены результаты количественной оценки выявленных коррозионных повреждений внутренней стенки обсадной колонны.

На фиг. 3 приведена гистограмма распределения количества повреждений (Σпов) глубиной более 1.5 мм внутренней стенки обсадной колонны по трубам.

На фиг. 4 приведена гистограмма, отражающая площадь (S) выявленных повреждений обсадной колонны относительно площади внутренней поверхности по трубам.

На фиг. 5 приведена гистограмма, отражающая объем выявленных повреждений обсадной колонны (Vпов) относительно объема металла труб.

Экономическая эффективность предлагаемого способа оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин обусловлена высокой достоверностью выявления и точностью определения геометрических размеров повреждений стенок обсадных колонн, обуславливающих техническую и экологическую безопасность эксплуатации скважин.

Источники информации

1. Ташбулатов В.Д., Еникеев В.Н., Гайфуллин М.Я. и др. Возможности аппаратно-программного комплекса видеокаротажа малого диаметра АВК-42М. НТВ «Каротажник», №7-8 (148-149), стр. 242-254, 2006 г.

2. Марков В.А., Масленников В.И., Шулаев В.Ф., Еремин Л.Ю., Кузичкин Н.А. Опыт применения скважинного акустического телевизора для определения размеров дефектов и повреждений обсадных колонн. НТВ «Каротажник» №9 (207), 2011, стр. 39-47.

3. Терехов О.В., Горохов В.М., Садыков А.Р. и др. Акустический сканер САС-90 как инструмент для решения геолого-геофизических задач при исследовании скважин. НТВ «Каротажник», №7-8 (217-218), стр. 25-34, 2012 г.

Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин, включающий обследование стенок обсадной колонны с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения, отличающийся тем, что в результате построения цифровой трехмерной модели внутренней стенки колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок, определяемая по измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонн с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости, выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности контроля изменения положения газоводяного контакта по площади всего месторождения.

Изобретение относится к телеметрической системе передачи данных из скважины. Техническим результатом является обеспечение высокой скорости передачи данных и бесперебойной работы канала связи.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей.

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой установлены последовательно снизу вверх опора, в корпусе которой имеется ступенчатый проходной канал с посадочным местом для установки в нем геофизического эжектирующего устройства. На перепускном канале установлен обратный клапан. Геофизическое эжектирующее устройство включает цилиндрический корпус, на наружной поверхности которого выполнен кольцевой уступ для установки геофизического эжектирующего устройства. В корпусе геофизического устройства установлен струйный насос. Проходной канал насоса подключен ниже герметизирующего узла к каналу подвода откачиваемой из скважины среды. В герметизирующем узле выполнен осевой канал для пропуска через него каротажного кабеля для установки каротажного прибора с возможностью перемещения его вдоль ствола скважины. Канал подвода активной среды в сопло струйного насоса сообщен с перепускным каналом опоры и через последний - с окружающим колонну НКТ пространством. Камера смешения с диффузором установлены соосно соплу струйного насоса. Диффузор сообщен с внутренней полостью колонны НКТ. Выше последнего установка снабжена внешней колонной насосно-компрессорных труб (ВНКТ), установленной в скважине в пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной с образованием межтрубного кольцевого канала. На ВНКТ установлены последовательно снизу вверх хвостовик - накопитель твердых частиц - примесей откачиваемой из скважины среды, расположенный ниже исследуемого пласта нижний пакер с опорой на эксплуатационную колонну или нижний пакер нажимного действия, щелевой фильтр, высота которого не менее чем на два метра больше толщины исследуемого пласта и верхний пакер нажимного действия, расположенный над кровлей исследуемого пласта. В ВНКТ выше верхнего пакера нажимного действия установлено опорное кольцо для установленной на НКТ опоры. Расширяются функциональные возможности установки, а именно проведение выборочного селективного испытания нефтегазовых или метаноугольных пластов. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых. Способ включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта. Затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (Кн) по формулам где Н1 - глубина кровли пласта;Н2 - глубина подошвы пласта;Т1 - температура на кровле пласта на глубине H1;Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;ΔТ- разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;ΔН - расстояние между точками замера. где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;Г - геотермический градиент в пласте, °С/м. где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов. 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности конструкции и повышения качества передаваемого сигнала за счет изменения конструкции НДМ. В заявляемом устройстве, содержащем корпус с центральным промывочным отверстием, а также размещенные в выемках корпуса, в его герметичной части, отделенной уплотнительными элементами, электронные платы и источник питания. Провод, соединяющий электронные платы с ниппельной частью корпуса, зафиксирован контактным винтом на ниппельной части корпуса. Корпус образован из ниппельной и муфтовой частей, соединенных между собой конической винтовой поверхностью, в зазоре которого между резьбовыми поверхностями сопрягаемых частей размещен электроизоляционный материал. На части наружной цилиндрической поверхности по длине корпуса и во внутреннем канале ниппельной части корпуса размещены изоляторы. На наружной поверхности муфтовой части корпуса, в зоне расположения электронных плат и источника питания, установлена защитная гильза, один торец которой зафиксирован посредством выступов и пазов, а другой торец - винтами. Муфтовая и ниппельная части снабжены замковыми резьбами для соединения с долотом и валом забойного двигателя соответственно. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

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 геофизическому исследованию скважин. Техническим результатом является обеспечение точного измерения характеристик пласта и глубины в режиме реального времени. В частности, предложен способ совмещения множества скважинных электромагнитных измерений, включающий активацию в начальный момент записи первой передающей антенны в компоновке вдоль продольной оси при рабочей частоте; активацию в начальный момент записи второй передающей антенны в компоновке; сбор на первой приемной антенне первого множества азимутальных измерений и второго множества азимутальных измерений на второй приемной антенне; обработку первого и второго множеств азимутальных измерений для выработки соответствующего первого и второго множеств сигналов с высшим типом колебаний; совмещение первого и второго множеств сигналов с высшим типом колебаний в данном временном интервале путем временного сдвига. При этом вторая передающая антенна расположена в продольном направлении от первой передающей антенны вдоль продольной оси, при этом вторая передающая антенна активируется, по существу, при той же рабочей частоте, что и первая передающая антенна. 6 н. и 27 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины. В устройстве имеется центральный сквозной канал, при этом оно содержит множество глухих отверстий, идущих в радиальном направлении внутрь от наружной поверхности. Система дополнительно содержит по меньшей мере одно ферромагнитное устройство, размещенное внутри одного из нескольких глухих отверстий, причем каждое из ферромагнитных устройств имеет магнит, находящийся на ее конце, и по меньшей мере один датчик, размещаемый внутри одной из по меньшей мере одной втулок. По меньшей мере один датчик, связанный с указанным по меньшей мере одним ферромагнитным устройством. При этом указанный датчик выполнен с возможностью выдачи сигнала, представляющего ширину металлического объекта, расположенного внутри центрального канала. Система может также содержать дисплей, выполненный с возможностью приема выходного сигнала от по меньшей мере одного датчика и отображения для пользователя выходного сигнала, указывающего ширину металлического объекта в центральном канале. 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины. Техническим результатом является повышение точности измерения нагрузки на долото/крутящего момента. Способ включает введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб, выполнение операции с колонной труб посредством приложения усилия к компоненту в стволе скважины, измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент, и передачу в местоположение на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства передачи данных и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным, работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту, работу устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к способу и системе для уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине. Указанный способ включает: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень. Последующая операция вызывает повышение концентрации графена, содержащегося в виде взвеси в буровом растворе. Технический результат заключается в уменьшении трения и износа бурового оборудования. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано при дефектоскопии магнитных металлических труб, расположенных в скважинах, с одновременным вычислением толщины стенок каждой из труб в многоколонных скважинах. Способ электромагнитной дефектоскопии-толщинометрии в многоколонных скважинах включает возбуждение нестационарного электромагнитного поля импульсами тока в генераторных катушках разной длины и измерение ЭДС, наведенной в приемных катушках вихревыми токами, протекающими в исследуемых металлических магнитных трубах. При этом возбуждают импульсом тока длительностью Т одновременно все генераторные катушки. Затем их последовательно с интервалом Ti отключают от генератора, начиная с короткой генераторной катушки, и последовательно каждой измерительной катушкой, соответствующей отключенной генераторной катушке, измеряют ЭДС (Е) как функцию времени E(tj,). Причем сигнал с самой последней, длинной измерительной катушки регистрируют как постоянную спада по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение точности измерений за счет исключения влияния электромагнитных и геометрических характеристик ближней магнитной металлической трубы на результаты измерений на поздних временах в последующих трубах. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к одновременно-раздельной закачке жидкости в нагнетательные скважины, вскрывшие два пласта. Технический результат – обеспечение возможности регулируемой закачки жидкости в два пласта с замерами параметров закачиваемой жидкости при минимальном числе спускоподъемных операций. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку подземного оборудования, включающую воронку/скошенный конец, нижнее пакерное устройство, глубинный исследовательский комплекс с геофизическим кабелем, скважинный фильтр со шламоуловителем, клапан закачки без штуцированной/глухой вставки, верхнее пакерное устройство с кабельным вводом. На устье скважины устанавливают устройство герметизации ввода кабеля и устьевую арматуру с кабельным вводом. На поверхности устанавливают интерфейс, позволяющий считывать в режиме онлайн параметры закачиваемой жидкости с возможностью сохранения данных и переноса на съемное устройство и/или передачи данных по GSM связи. Проводят посадку пакерных устройств и их опрессовку. Осуществляют подачу жидкости в полость колонны труб. Замеряют при помощи глубинного исследовательского комплекса параметры закачиваемой жидкости в нижний пласт. Вычитанием расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего расхода закачиваемой жидкости, определяют расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. По приемистости пластов и пластовому давлению производят подбор диаметра штуцированной вставки. Спускают штуцированную/глухую вставку клапана закачки и осуществляют регулируемую закачку жидкости. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении достоверности выявления различных видов повреждений стенок колонн и точности оценки их количественных характеристик. Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин включает обследование стенок обсадной колонны с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения. В результате построения цифровой трехмерной модели внутренней стенки колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок, определяемая по измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонн с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости, выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений. 5 ил.

Наверх