Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине

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.

 

Предлагаемое 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.

Предпосылки для создания изобретения

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов (Патент РФ №2248444, кл. Е21В 47/00), включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения, закачку индикаторной жидкости в поры пластов, проведение повторного гамма-каротажа, при этом закачку проводят до получения не изменяющихся показаний интенсивности гамма-излучений во всех пластах.

Данный способ применяется для определения только остаточной нефтенасыщенности и требует закачки в пласт радиоактивных изотопов и неоднократного проведения гамма-каротажа. Отличается сложностью технологического исполнения.

Существует способ определения нефтенасыщенных пластов (Патент РФ №2517730, кл. Е21В 47/00), по которому отбирают и исследуют керн, определяют по нему коэффициент нефтенасыщенности (Кн), проводят каротаж, определяют по каротажу Кн, определяют относительный коэффициент как отношение Кн по керну к Кн по каротажу и анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта.

По данному способу требуется определить Кн и на образцах керна и по данным комплекса геофизических исследований, что усложняет проведение технологических операций. Способ применим только в открытом стволе и только для терригенных разрезов.

Коэффицент нефтенасыщенности пласта определяется обычно по результатам интерпретации диаграмм электрических методов каротажа скважин, которые проводятся в необсаженном стволе скважины. В процессе разработки, при заводнении нефтеносного пласта, коэффициент нефтенасыщенности уменьшается, а коэффициент водонасыщенности увеличивается. Для контроля изменения и определения текущих значений коэффициента нефтенасыщенности пласта могут проводиться геофизические исследования в единичных наблюдательных необсаженных скважинах или в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами (Стрельченко В.В. «Геофизические исследования скважин». Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - с. 316).

Однако количество таких скважин и определений бывает, как правило, недостаточным для подсчета остаточных запасов нефти или принятия эффективных геолого-технических решений.

Коэффициент нефтенасыщенности, используемый при подсчете запасов нефти объемным методом, определяется по формуле

где Кн - коэффициент нефтенасыщенности, % (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 136);

Vп.н - объем пор, заполненных нефтью;

Vп - объем пор.

Коэффицент нефтенасыщенности может определяться как для отдельного образца породы, так и в целом для продуктивного нефтеносного пласта (в дальнейшем пласта). Так как в нефтеносном пласте при пластовом давлении выше давления насыщения всегда содержится определенное количество остаточной воды, на весь срок разработки нефтеносного пласта остается верным соотношение

где Кв - коэффициент водонасыщенности пласта, указывающий на долю воды в поровом пространстве породы.

Задачей, на достижение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения коэффициента текущей нефтенасыщенности и выявление обводненных интервалов в обсаженной и необсаженной скважине с высокой точностью при непрерывном контроле как по толщине пласта, так и по времени при любом типе коллекторов.

Поставленная задача решается заявляемым методом определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине.

Предлагаемый метод 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.

Для коэффициента нефтенасыщенности пласта характерна корреляционная связь с теплопроводностью породы. Например, характер такой зависимости для нефтенасыщенных песчаников имеет вид

где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.

Подобные зависимости для различных литотипов пород могут быть найдены путем статистического анализа данных по теплопроводности, которые могут быть получены по геотермии и нефтенасыщенности пород, определяемых по данным электрокаротажа в ранее пробуренных скважинах.

Теплопроводность зависит от множества минералого-петрографических особенностей породы - минерального состава, карбонатности, глинистости, пористости, плотности и других особенностей, которые, в отличие от коэффициента нефтенасыщенности, остаются неизменными в процессе заводнения. Так как теплопроводность воды выше теплопроводности нефти, то при увеличении содержания в породе (пласте) воды, т.е. с увеличением водонасыщенности и уменьшением коэффициента нефтенасыщенности происходит увеличение теплопроводности породы (пласта).

Теплопроводность может быть определена из соотношения

где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;

Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.

При этом величина Q является постоянной, неизменной и известной для данной территории (региона) величиной, которую определяют по результатам высокоточных геотермических исследований, например, для Ромашкинского нефтяного месторождения составляет 0,042 Вт/м2, (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 121).

Величина геотермического градиента характеризует увеличение температуры в пласте и вычисляется по результатам геотермии скважин по формуле

где Н1 - глубина кровли пласта;

Н2 - глубина подошвы пласта;

T1 - температура на кровле пласта на глубине Н1;

Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;

ΔT - разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;

ΔН - расстояние между точками замера.

Предложенное изобретение иллюстрируется графическими материалами, где изображены:

- на фиг. 1 установка в скважине термометра на каротажном кабеле, где показано положение термометра, спускаемого на каротажном кабеле для записи термограммы, характеризующей изменения температуры с глубиной;

- на фиг. 2 представлено положение стационарных термометров в скважине;

- на фиг. 3 установка оптических волоконных датчиков;

- на фиг. 4 термограмма остановленной скважины;

- на фиг. 5 термограмма скважины при незначительной толщине пласта, то есть в случае при ΔT меньше погрешности измерения датчиков;

- на фиг. 6 представлена таблица расчета толщин пласта при различных значениях нефтенасыщенности и геотермического градиента;

- на фиг. 7 представлена таблица расчета погрешности измерения температуры при различных значениях нефтенасыщенности и толщины пласта;

- на фиг. 8 термограмма скважины с обводнившимся интервалом.

Примеры осуществления метода определения коэффициента текущей

нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине поясняются фиг. 1, 2 и 3.

При установке в скважине термометра на каротажном кабеле (фиг. 1) показаны стенки скважины 1, цементный камень 2, обсадная колонна 3, кровля нефтеносного пласта 4, подошва нефтеносного пласта 5, статистический уровень жидкости в скважине 6, перфорационные каналы 7, каротажный кабель 8 и термометр 9.

Величина геотермического градиента определяется путем исследования скважины 1 с помощью термометров 9. При этом требуется приостановить работу скважины 1 на период, необходимый для восстановления естественного температурного режима скважины 1, пока вследствие теплообмена температуры скважины 1 и вмещающих ее пород не сравняются. Затем в скважину 1 спускается на каротажном кабеле 8 термометр 9 для записи термограммы, характеризующей изменение температуры с глубиной (фиг. 1).

Применяются также стационарные точечные (дискретные) термометры 9, например, определяющие температуру в месте установки. Точечные термометры 9 могут быть установлены в скважине 1 на глубине кровли 4 и подошвы 5 пласта. На фиг. 2 обозначен стационарный кабель 8, точечные термометры 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11.

Однако наиболее высокоточные термометрические определения могут быть достигнуты, если в скважине 1 используются стационарные оптические волоконные датчики 9, играющие роль одновременно и термометрических датчиков и каналов связи скважины 1 с устьем (фиг. 3), где показаны оптический волоконный кабель 8, оптический волоконный датчик 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11. Оптические волоконные датчики (далее датчики) 9 позволяют получать во время всего срока эксплуатации скважины 1 непрерывные по времени и по стволу скважины 1 высокоточные (с погрешностью не более 0,1°С) температурные данные с заданной периодичностью сканирования (например, 1 мин или 1 с). Скважина 1 может быть оборудована оптическим волоконным датчиком 9 независимо от типа используемого погружного насоса 11.

Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть реализован следующим образом.

Для определения параметра ΔT используются замеры температуры в период длительной остановки скважины 1, или скважина 1 останавливается специально для восстановления ее температурного поля до температуры вмещающих скважину 1 пород, и только после этого снимаются значения ΔТ для расчета величины геотермического градиента (фиг. 4).

Из формулы 3 следует, что теплопроводность породы может быть вычислена по формуле

Рассчитаем соответствующую теоретическим значениям нефтенасыщенность (95, 60 и 40%) по формуле теплопроводности 6. Затем по известным величинам глубинного теплового потока, например 0,042 Вт/м2, и теплопроводности по формуле 7 рассчитаем геотермический градиент. Зная погрешность измерения температуры современными датчиками 0,1°С (разница в температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта должна быть выше этой величины, чтобы была физическая возможность ее регистрации) рассчитаем по формуле 8 величину ΔН - минимальную толщину пласта, при которой может быть измерен геотермический градиент. Результаты расчетов приводятся в таблице на фиг. 6.

При анализе таблицы на фиг. 6 видно, что, если Кн пласта равен 95%, теплопроводность пласта достаточно высока и поэтому в пласте достаточно высокий геотермический градиент. В этом случае, даже в пласте с толщиной 0,4 м может быть зарегистрирована разница в пластовых температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта.

При Кн 60% значение ΔТ может быть установлено только если пласт имеет толщину более 3,03 м.

При Кн 40% - более 4,55 м.

Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть использован для выявления обводнившегося интервала в пласте. Обводнившийся интервал характеризуется повышением теплопроводности и, следовательно, по формуле 7 снижением в нем величины геотермического градиента (фиг. 8).

В таблице на фиг. 7 приводятся расчеты необходимой погрешности измерения температуры, если известны толщина и нефтенасыщенность пласта по формуле

При анализе таблицы на фиг. 7 видно, что для пласта толщиной 10 м при значениях Кн в интервале значений 10-95% ΔТ всегда выше 0,1°С, т.е. имеется физическая возможность для ее измерения в скважине 1.

В тех же случаях, когда ΔТ в пласте не может быть измерено, например если эта величина оказывается меньше, чем погрешность измерения датчика 9, или если толщина пласта меньше минимально допустимой, датчики 9 могут быть установлены в стволе скважины 1 на значительном расстоянии друг от друга так, чтобы изменения в их температурах были существенны для их регистрации датчиками 9 (фиг. 5). Так как в интервале между датчиками 9 будет меняться теплопроводность только разрабатываемого пласта, любые изменения геотермического градиента в интервале будут свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности пласта. В этом случае необходимо будет получить статистическую зависимость между теплопроводностью разрабатываемого пласта и величиной геотермического градиента в измеряемом интервале. Такая зависимость может быть получена путем статистической обработки результатов предыдущих термометрических измерений на месторождении.

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.

Применение данного метода особенно актуально как на этапе начальной разработки нового месторождения, так и на этапе заключительной стадии разработки, а также эффективно для подсчета остаточных запасов нефти, так как позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, что в свою очередь обеспечивает экономическую эффективность извлечения нефти.

Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине, включающий проведение термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяют геотермический градиент в пласте, затем по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляют текущую теплопроводность пласта, отличающийся тем, что на основе проведенного исследования скважины и статических исследований корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью определяют коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (КН) по формулам

где H1 - глубина кровли пласта;

Н2 - глубина подошвы пласта;

T1 - температура на кровле пласта на глубине H1;

Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;

ΔT - 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⋅K.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов.

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

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 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.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение производительности скважины за счет интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений. По способу при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений осуществляют регенерацию призабойной зоны скважины. Ее выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах. В динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2. В статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода. Затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к бурению сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между стволами сближенных скважин. В частности, предложен способ определения расстояния между скважинами, включающий: генерирование профиля напряжения с учетом тока возбуждения, измеренного с помощью отобранных электродов из множества электродов, расположенных вдоль трубы первой скважины; генерирование профиля импеданса с учетом расположения вдоль указанной первой скважины с использованием отобранных электродов из множества электродов; генерирование профиля тока с использованием профиля напряжения и профиля импеданса; и выполнение операции определения расстояния до указанной первой скважины относительно второй скважины с использованием профиля тока и измеренного магнитного поля. 3 н. и 36 з.п. ф-лы, 11 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 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, Втм2;Г - геотермический градиент в пласте, °См. где λ - теплопроводность породы, Втм⋅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.

Наверх