Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин и устройство для его осуществления (варианты)

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей наддолотного модуля - НДМ в составе бурильного инструмента и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов. Способ и устройство обеспечивают вскрытие продуктивного пласта с помощью бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, при этом перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин.

Известен способ проведения гидродинамических исследований, включающий спуск на трубах компоновки оборудования для исследования пласта с измерителем автономного типа. Герметизацию интервала исследования посредством пакера. Создание посредством впускного клапана компоновки последовательности притоков флюида с одновременной регистрацией исследуемых параметров измерителем автономного типа. Проведение распакеровки, извлечение на трубах компоновки оборудования на устье скважины с последующей расшифровкой записей измерителя автономного типа. Колонну труб предварительно оснащают посадочным гнездом, в которое спускают на геофизическом кабеле съемный приемопередающий модуль. Производят регистрацию измеряемых параметров от измерителя автономного типа по электромагнитному каналу связи в заданном режиме времени (пат. РФ №2475642, Е21В 47/12, приор. (09.08.2011 г., опубл. 20.02.2013 г. «Способ и оборудование для проведения гидродинамических исследований пластов на трубах»).

Известен эжекторный многофункциональный пластоиспытатель для испытания и освоения горизонтальных скважин, включающий смонтированные сверху вниз на колонне труб струйный насос, узел для разъединения и соединения колонны труб, клапанный узел с посадочным местом для установки клапанной вставки с обратным клапаном, пакер и хвостовик с входной воронкой, в корпусе струйного насоса соосно установлены активное сопло и камера смешения, а также выполнены канал подвода активной среды, канал подвода откачиваемой из скважины среды и ступенчатый проходной канал с посадочным местом между ступенями, при этом в ступенчатом проходном канале предусмотрена возможность поочередной установки герметизирующего узла и блокирующей вставки со сквозным каналом, которые размещены на гибкой гладкой трубе выше наконечника для подсоединения автономного каротажного комплекса, а также вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины, под которой установлены автономные приборы для регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и пластовых флюидов (пат. РФ №2256102, приор. 27.05.2004 г., публ. 10.07.2005 г.).

Данная установка позволяет проводить различные технологические операции и измерения в скважине ниже уровня установки струйного насоса, в том числе путем снижения перепада давлений над и под герметизирующим узлом.

Известные комплексы предназначены для испытания перспективных пластов после их вскрытия бурением. Большим недостатком такой технологии является значительный простой буровых работ на время проведения процесса испытания пластов, что делает такую технологию экономически невыгодной.

Известны устройства, устанавливаемые в составе бурильных труб, для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения, например «Устройство для измерения давления в процессе бурения» (пат. РФ №2251617, приор. 09.06.2003 г., публ. 10.05.2006 г.). и «Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнпитным каналом связи» (пат. РФ №2513432, приор. 08.10.2012 г., публ. 20.04.2014 г.), предназначенное для измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пласта в процессе бурения (прототип).

Указанные устройства работают в составе наддолотного модуля (НДМ), встроенного в компоновку низа бурильной колонны - КНБК непосредственно над долотом в скважине. Измеренные параметры пластов в процессе бурения передаются на поверхность в режиме «On line» по беспроводному электромагнитному каналу связи.

Известные НДМ, снабженные датчиками измерения угловых координат, датчиками измерения давления и расхода промывочной жидкости, а также датчиками гамма-каротажа и УЭС, позволяют контролировать положение забоя бурящейся скважины относительно кровли и подошвы вскрываемого пласта и передавать на поверхность геофизические параметры промывочной жидкости, однако они не реализуют возможность проведения гидродинамических исследований продуктивного пласта, так как не оборудованы устройством для создания депрессии в зоне вскрытого продуктивного пласта для вызова притока пластового флюида, который бы анализировался датчиками НДМ на предмет содержания в нем углеводородов, и обеспечивал снятие индикаторной диаграммы (ИД), а затем кривой восстановления давления (КВД), которые традиционно используются для проведения гидродинамических исследований.

Задачей, которую решает предложенная группа изобретений, является расширение функциональных возможностей НДМ и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов.

Указанная задача, в части способа, решается тем, что способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, включающий осуществление первичного вскрытия продуктивного пласта с помощью установленного на бурильной колонне бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, предусматривает то, что перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают.

С помощью регулятора депрессии осуществляют изменение величины депрессии, приложенной к продуктивному пласту, при этом измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости в процессе изменения величины депрессии и после окончания ее действия.

Раскрытие пакера осуществляют с помощью осевой нагрузки, передаваемой по бурильной колонне.

Указанная задача, в части устройства по первому варианту, решается тем, что устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе КНБК - компоновка низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, снабжено пакером, установленным на бурильной колонне выше расположения НДМ, в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии, оснащенный многосопловым струйным эжектором, и содержащий хвостовик, который в рабочем состоянии размещается в коническом седле внутри бурильной колонны.

При этом пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.

Указанная задача, в части устройства по второму варианту, решается тем, что устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе КНБК - компоновка низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, снабжено пакером, установленным на бурильной колонне выше расположения НДМ, в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии, оснащенный струйным насосом с эжекторной камерой, диффузором и струйными соплами, и содержащий хвостовик, который в рабочем состоянии размещается в коническом седле внутри бурильной колонны.

При этом пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.

На фиг. 1 представлена конструктивная схема устройства по первому варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью роторной технологии.

На фиг. 2 представлена конструктивная схема устройства по первому варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью технологии гидротурбинного бурения.

На фиг. 3 представлена конструктивная схема устройства по второму варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью роторной технологии.

На фиг. 4 представлена конструктивная схема устройства по второму варианту для реализации способа с раскрытым пакером на забое скважины, бурящейся с помощью технологии гидротурбинного бурения.

Устройство по первому варианту состоит из следующих узлов и деталей.

При бурении скважины с помощью технологии роторного бурения - в скважине 1 на бурильной колонне 2 установлено долото 3 с промывочными отверстиями 4, выше которого располагается НДМ 5 с датчиками 6 и 7 (в состав которых входит влагомер), автономным питанием 8 и электродом 9, изолированным от корпуса 10 изоляторами 11 (фиг. 1 и фиг. 2).

Выше НДМ 5 установлен пакер 12, взаимодействующий с муфтой 13, скользящей по корпусу вставки 14.

Над пакером 12 внутри бурильной колонны 2 в коническом седле 15 размещается хвостовик 16 регулятора депрессии 17, оснащенный многосопловым струйным эжектором 18 и клапаном 19 (в частности, на фиг. 1 и 2 показан четырехсопловый эжектор).

Скважина 1 пересекает разнородные пласты: 20 - глина, 21 - известняк, 22 - доломит, 23 - нефтенасыщенный песчаник, который представляет интерес для исследования как продуктивный пласт.

Поз. 24 - промывочная жидкость в затрубном пространстве 25, поз. 26 - жидкость для нагнетания с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра.

При бурении скважины с помощью технологии гидротурбинного бурения - в корпусе вставки 14 установлена гидротурбина 28, состоящая из из статора 29 и ротора 30 с полым валом 31, перекрытым шаровым клапаном 32, расположенным внутри шпинделя 33, соединенным с НДМ 5 (фиг. 2).

Устройство по второму варианту состоит из следующих узлов и деталей.

При бурении скважины с помощью технологии роторного бурения - в скважине 1 на бурильной колонне 2 установлено долото 3 с промывочными отверстиями 4, выше которого располагается НДМ 5 с датчиками 6 и 7 (в состав которых входит влагомер), автономным питанием 8 и электродом 9, изолированным от корпуса 10 изоляторами 11 (фиг. 3).

Выше НДМ 5 установлен пакер 12, взаимодействующий с муфтой 13, скользящей по корпусу вставки 14.

Над пакером 12 внутри бурильной колонны 2 в коническом седле 15 размещается хвостовик 16 регулятора депрессии 17.

Скважина 1 пересекает разнородные пласты: 20 - глина, 21 - известняк, 22 - доломит, 23 - нефтенасыщенный песчаник, который представляет интерес для исследования как продуктивный пласт.

Поз. 24 - промывочная жидкость в затрубном пространстве 25, поз. 26 - жидкость для нагнетания с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра.

При бурении скважины с помощью технологии гидротурбинного бурения - в корпусе вставки 14 установлена гидротурбина 28, состоящая из статора 29 и ротора 30 с полым валом 31, перекрытым шаровым клапаном 32, расположенным внутри шпинделя 33, соединенным с НДМ 5 (фиг. 4).

Регулятор депрессии 17 содержит многосопловый насос 34, в который входят эжекторная камера 35, диффузор 36 и струйные сопла 37 (фиг. 4).

При роторном бурении вращательный момент передается по бурильной колонне 2 на долото 3, в непосредственной близости которого расположен НДМ (поз. 5) с измерительными датчиками 6 и 7.

Технология роторного бурения скважины предусматривает разрушение горной породы долотом 3 с выносом шлама на поверхность за счет циркуляции промывочной жидкости 24 по внутренней полости бурильной колонны 2 до долота 3 и далее по затрубному пространству на поверхность.

Технология гидротурбинного бурения отличается от роторного бурения тем, что во внутренней полости бурильной колонны 2 установлена гидротурбина 28, обеспечивающая вращение долота 3. Гидротурбина 28 выполнена с полым валом 31 для обеспечения обратного прохождения промывочной жидкости, например может применяться турбобур ТПВ-240 А7ПВ-ТПВ-178 разработки ВНИИБТ (http://www.vniibt-bi.ru/products/turboburs/).

Как при технологии роторного бурения скважины, так и при технологии гидротурбинного бурения возможно проведение одновременного исследования продуктивных пластов с помощью датчиков, установленных в корпусе НДМ с осуществлением следующих операций.

В скважину 1 на бурильной колонне 2 спускают в составе КНБК установленный над долотом 3 НДМ 5, содержащий в своем составе набор измерительных датчиков: датчики давления 6 и влагосодержания 7, автономный источник питания 8 и передающий электромагнитные импульсы электрод 9, изолированный от корпуса 10 изоляторами 11.

Перед спуском в скважину бурильную колонну 2 предварительно снабжают пакером 12, который устанавливают выше НДМ 5 и который в верхней части снабжают муфтой 13, имеющей возможность скольжения по корпусу вставки 14 для взаимодействия с пакером 12. Выше пакера 12 внутри бурильной колонны размещают коническое седло 15, в котором в рабочем состоянии устанавливается хвостовик 16 регулятора депрессии 17. Бурение ведется с циркуляцией промывочной жидкости 24 по затрубному пространству 25, а гидродинамические исследования продуктивного пласта осуществляют при помощи циркуляции жидкости 26 по трубам 27 меньшего диаметра, установленных внутри бурильной колонны 2.

При этом реализация предложенного способа осуществляется поэтапно:

На первом этапе в составе компоновки на бурильной колонне 2, содержащей долото 3, НДМ 5 и пакер 12, осуществляют процесс первичного вскрытия продуктивного пласта 23 - нефтенасыщенный песчаник с циркуляцией промывочной жидкости 24 по затрубному пространству 25. При этом с помощью датчиков НДМ 5 производят измерения геофизических и технологических параметров, по показаниям которых получают информацию о положении забоя относительно пересекаемых пластов. При установлении пересечения пласта 23 - нефтенасыщенный песчаник, бурение останавливают.

На втором этапе производят пакеровку зоны КНБК с помощью подачи на пакер 12 осевой нагрузки на бурильную колонну 2, приложенной к муфте 13, скользящей по корпусу вставки 14. Поскольку пакер 12 выполнен механически эластично-деформируемым, то под действием нажима скользящей муфты 13 он расширяется и перекрывает затрубное пространство.

На третьем этапе в бурильную колонну 2 спускают на трубах 27 меньшего диаметра регулятор депрессии 17, хвостовик 16 которого устанавливают в коническое седло 15 внутри бурильной колонны 2.

На четвертом этапе при использовании устройства по первому варианту (фиг. 1):

- при роторном бурении начинают подачу с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра жидкости 26 под давлением, которая выходя из сопел струйного эжектора 18, создает депрессию сначала на забое скважины, а затем и на весь подпакерный интервал, что приводит к вызову притока пластовой жидкости (флюида) из продуктивного пласта 23.

Изменяя расход подачи жидкости 26, подаваемой в регулятор депрессии 17, регулируют величину депрессии, приложенной к продуктивному пласту, подвергаемому испытанию на приток и снимают с помощью датчиков НДМ 5, находящегося в подпакерной зоне, гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости - уровень давления на забое, расход пластового флюида на притоке и содержание в ней концентрации углеводородов с помощью влагомера 7. При прекращении подачи жидкости 26 с поверхности через регулятор депрессии с помощью датчиков НДМ регистрируют кривую восстановления давления (КВД):

- при турбинном бурении (фиг. 2) начинают подачу с поверхности по трубам 27 меньшего диаметра жидкости 26 под давлением, которая выходя из сопел струйного эжектора 18, создает на входе регулятора депрессии 17 пониженное давление, которое распространяясь по полому валу 31 гидротурбины 28 и далее - до забоя с долотом 3, вызывает всплытие шарового клапана 32, который перемещается в новое положение и открывает отверстие внутри шпинделя 33. При этом обеспечивается приток пластового флюида из вскрытого долотом 3 продуктивного пласта 23, который поступает в промывочные отверстия 4 долота 3 и двигается вверх по полым каналам внутри НДМ 5, шпинделя 33 и далее через полый вал 31 в хвостовик 16 регулятора депрессии 17.

В процессе движения пластового флюида мимо измерительных датчиков НДМ 5 происходит измерение его расхода и влагосодержания, данные о которых в режиме on-line передаются с помощью электрода 9 по электромагнитному каналу на пульт оператора на поверхности (на фиг. не показано).

Использование устройства по первому варианту целесообразно в случае использования промывочной жидкости 26, аэрированной газом или атмосферным воздухом с помощью наземного компрессора, тогда при истечении аэрированной жидкости из трубопровода меньшего диаметра 27 в бурильную колонну 2 через сопла струйного эжектора 18 будет обеспечена депрессия (согласно закона Бойля-Мариотта), действующая в подпакерном пространстве.

На четвертом этапе при использовании устройства по второму варианту (фиг. 3):

- при роторном бурении начинают подачу с поверхности по трубам 2 большого диаметра жидкости 26 под давлением, которая поступает через струйные сопла 37 струйного насоса 34 и далее через диффузор 36 и трубам 27 меньшего диаметра на поверхность, минуя эжекторную камеру 35 и создавая в ней депрессию (согласно закона Бернулли), распространяющуюся до забоя скважины и далее на весь подпакерный интервал, что приводит к вызову притока пластовой жидкости (флюида) из продуктивного пласта 23.

Изменяя расход подачи жидкости 26, подаваемой в регулятор депрессии 17, регулируют величину депрессии, приложенной к продуктивному пласту, подвергаемому испытанию на приток и снимают с помощью датчиков НДМ 5, находящегося в подпакерной зоне, уровень давления на забое, расход пластового флюида на притоке и содержание в ней концентрации углеводородов с помощью влагомера 7. При прекращении подачи жидкости 26 с поверхности через регулятор депрессии с помощью датчиков НДМ регистрируют кривую восстановления давления (КВД):

- при турбинном бурении (фиг. 4) начинают подачу с поверхности по трубам 2 большего диаметра жидкости 26 под давлением, которая поступает через струйные сопла 37 струйного насоса 34 и далее через диффузор 36 и трубам 27 меньшего диаметра на поверхность, минуя эжекторную камеру 35 и создавая в ней депрессию, которая со входа регулятора депрессии 17 распространяется по полому валу 31 гидротурбины 28 и далее - до забоя с долотом 3, вызывает всплытие шарового клапана 32, который перемещается в новое положение и открывает отверстие внутри шпинделя 33. При этом обеспечивается приток пластового флюида из вскрытого долотом 3 продуктивного пласта 23, который поступает в промывочные отверстия 4 долота 3 и двигается по полым каналам внутри НДМ 5, шпинделя 33 и далее через полый вал 31 в хвостовик 16 регулятора депрессии 17.

В процессе движения пластового флюида мимо измерительных датчиков НДМ 5 происходит измерение его расхода и влагосодержания, данные о которых в режиме on-line передаются с помощью электрода 9 по электромагнитному каналу на пульт оператора на поверхности (на фиг. не показано).

На пятом этапе извлекают из скважины регулятор депрессии 17, поднимая его на трубах меньшего диаметра 27, и производят распакеровку интервала 23 путем уменьшения осевой нагрузки на скользящую муфту 13 и возобновляют процесс бурения.

При дальнейшем вскрытии очередного перспективного пласта операции по его испытанию повторяют в указанной последовательности.

Предложенная компоновка в составе НДМ и регулятора депрессии с пакером обеспечивает высокоэффективную технологию проведения гидродинамических исследований в процессе бурения и позволяет существенно сократить время и трудозатраты на их выполнение.

Предложенная компоновка в составе НДМ, находящегося в непосредственной близости от долота на забое бурящейся скважины, пакера, создающего ограниченный объем в зоне НДМ с датчиками давления, расхода, влагосодержания, регулятора депрессии, обеспечивающего создания в этом объеме управляемой депрессии для вызова притока флюида из продуктивного пласта для оперативной оценки содержания в нем углеводородов и снятия индикаторной диаграммы (ИД), а затем - кривой восстановления давления (КВД), обеспечивает проведение высокоэффективной технологии выполнения гидродинамических исследований в процессе бурения и позволяет существенно сократить время и трудозатраты на их выполнение.

1. Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, включающий осуществление первичного вскрытия продуктивного пласта с помощью установленного на бурильной колонне бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, отличающийся тем, что перед спуском в скважину бурильную колонну снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, при этом после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают.

2. Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 1, отличающийся тем, что с помощью регулятора депрессии осуществляют изменение величины депрессии, приложенной к продуктивному пласту, при этом с помощью НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости в процессе изменения величины депрессии и после окончания ее действия.

3. Способ испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 1, отличающийся тем, что раскрытие пакера осуществляют с помощью осевой нагрузки, передаваемой по бурильной колонне.

4. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе конструкции низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, отличающееся тем, что на бурильной колонне выше расположения НДМ установлен пакер, а в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии.

5. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 4, отличающееся тем, что НДМ дополнительно снабжен датчиком влагомера.

6. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 4, отличающееся тем, что регулятор депресии оснащен многосопловым струйным эжектором.

7. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 4, отличающееся тем, что регулятор депресии содержит хвостовик, который в рабочем состоянии устанавливается в коническом седле внутри бурильной колонны.

8. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 4, отличающееся тем, что пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.

9. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин, содержащее установленный в составе КНБК - компоновка низа бурильной колонны НДМ - наддолотный модуль, снабженный датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, отличающееся тем, что на бурильной колонне выше расположения НДМ установлен пакер, а в бурильную колонну на трубах меньшего диаметра спущен регулятор депрессии, оснащенный струйным насосом.

10. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 9, отличающееся тем, что НДМ дополнительно снабжен датчиком влагомера.

11. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 9, отличающееся тем, что струйный насос содержит эжекторную камеру, диффузор и струйные сопла.

12. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 9, отличающееся тем, что регулятор депресии содержит хвостовик, который в рабочем состоянии устанавливается в коническом седле внутри бурильной колонны.

13. Устройство для испытания продуктивных пластов в процессе бурения скважин по п. 9, отличающееся тем, что пакер, установленный на бурильной колонне, выполнен механически эластично-деформируемым под действием скользящей по бурильной колоне муфты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами.

Изобретение относится к способу исследования буровых скважин и к бурильной системе, а также к устройству для исследования скважин. Способ исследования буровых скважин содержит первый этап обеспечения для обеспечения бурового инструмента (1), содержащего по меньшей мере одну бурильную штангу (2) и узел (3) бурового долота, второй этап обеспечения для обеспечения инструмента для исследования скважин, содержащего сенсорное устройство для измерения параметров скважины (6), этап размещения для размещения инструмента для исследования скважин внутри бурового инструмента (1), этап бурения для бурения с помощью бурового инструмента (1) скважины (6) посредством процесса бурения, включающего в себя, по меньшей мере, ударное бурение, этап измерения для измерения параметров скважины (6) посредством инструмента для исследования скважин с получением данных о скважине (6), и этап обработки для обработки данных о скважине (6) устройством (7) обработки данных, чтобы получить информацию о состоянии скважины.

Изобретение относится к области исследования свойств горных пород. При этом осуществляют отбор по меньшей мере одного образца породы пласта-коллектора и на отобранном образце породы определяют плотность, пористость и компонентный состав породы.

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

Группа изобретений относится к контрольно-измерительной технике и предназначена для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов, а именно к способу получения пробы сверхвысоковязкой нефти или битума из образца нефтенасыщенного керна пластового резервуара, и может быть использовано в научном и проектном обеспечении, научно-исследовательских работах в области геологии и разработки нефтегазовых месторождений, в том числе нетрадиционных месторождений углеводородов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных.

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.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности измерения электрического сопротивления образца, что в свою очередь обеспечивает повышение точности определения его водонасыщенности.

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

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности дальнометрии между опорной и целевой скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационно-измерительным системам с расширенными инженерными функциями для проведения геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для передачи информации между забоем и устьем, и может быть использовано для определения направления бурения скважин с горизонтальным участком, в том числе непосредственно в процессе бурения роторным способом.

Изобретение относится к области роторного бурения скважин и может быть использовано при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин. Устройство обеспечения геостационарности навигационного оборудования телеметрической системы мониторинга траектории ствола скважины включает пустотелый цилиндрический герметичный корпус, содержащий основание, выполненное с возможностью вращения.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Предложен способ и устройство для зарядки конденсатора большой емкости, способного сохранять энергию, применяемого, например, для приведения в действие электромагнитов в скважинных инструментах.

Группа изобретений относится к системе сбора информации из скважины и способу контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной трубы.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к технике для контроля и оперативного управления траекторией ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Группа изобретений относится к способам определения содержания асфальтенов в подземном пласте. Способ включает: перемещение скважинного инструмента в стволе скважины, проходящей в подземном пласте, причем подземный пласт содержит флюид различной вязкости; извлечение флюида в скважинный инструмент и измерение интенсивности флуоресценции; оценку содержания асфальтенов в извлеченном флюиде на основании измеренной интенсивности флуоресценции, причем отношение интенсивности флуоресценции к содержанию асфальтенов не является линейным и определяется, например, по следующей формуле: , где Iƒ представляет собой измеренную интенсивность флуоресценции; α представляет собой параметр подгонки; β' представляет собой параметр, определяемый как (8RTτ0)/3; R представляет собой универсальную газовую постоянную; Т представляет собой температуру извлеченного флюида; τ0 представляет собой собственное время жизни флуоресценции; η представляет собой вязкость; [А] представляет собой содержание асфальтенов.

Изобретение относится к средствам контроля положения скважины в процессе бурения. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств определения расстояния между скважинами.

Предложена дальнометрическая система для ствола скважины и способ, применяемые между стволами первой и второй скважин, причем данная система содержит измерительный преобразователь электромагнитного поля, расположенный в стволе второй скважины, электропроводящую обсадную трубу в стволе первой скважины, источник электрического тока, создающий электрический ток в проводящем элементе, и волоконно-оптический датчик, расположенный вблизи проводящего элемента. Протекание электрического тока вдоль проводящего элемента приводит к возникновению магнитного поля, которое измеряют с помощью измерительного преобразователя. Волоконно-оптический датчик содержит сердечник, чувствительный к магнитному полю, в котором он расположен. Чувствительный сердечник изменяет оптические свойства оптического световода, принимающего форму датчика, причем эти измененные оптические свойства могут быть применены для определения величины электрического тока в месте расположения датчика. Величина тока и измеренное магнитное поле могут быть применены для определения расстояния между стволами первой и второй скважин. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей наддолотного модуля - НДМ в составе бурильного инструмента и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов. Способ и устройство обеспечивают вскрытие продуктивного пласта с помощью бурильного инструмента в составе с буровым долотом, оснащенным НДМ - наддолотным модулем с датчиками, обеспечивающими измерение забойных технологических, координатных и геофизических параметров, передачу на поверхность измеренных данных, при этом перед спуском в скважину бурильную колонну предварительно снабжают пакером, установленным выше расположения НДМ, после вскрытия продуктивного пласта процесс бурения останавливают, производят раскрытие пакера, которым обеспечивают перекрытие заколонного пространства выше расположения НДМ, и внутрь бурильной колонны спускают на трубах меньшего диаметра регулятор депрессии, затем с помощью регулятора депрессии обеспечивают вызов притока жидкости из продуктивного пласта, при этом с помощью геофизических датчиков НДМ измеряют гидродинамические параметры продуктивного пласта и характеристики поступающей из него пластовой жидкости, и передают измеренные данные на поверхность, затем извлекают из бурильной колонны регулятор депрессии и осуществляют распакеровку, далее бурение продолжают. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх