Комплексный скважинный прибор

Авторы патента:

E21B47/00 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

Владельцы патента RU 2495241:

Общество с ограниченной ответственностью фирма "НИИД-50" (RU)

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных, газовых и гидротермальных скважинах. Техническим результатом является улучшение эксплуатационных характеристик прибора и расширение сферы его применения. Прибор содержит составной корпус, в котором установлены датчики - локатора муфт (ЛМ), гамма - каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ), размещенные последовательно сверху вниз, в герметичной части составного корпуса - датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ. Причем датчики Т и W смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния и установлены в месте корпуса, на котором выполнены две пары взаимоперпендикулярных, разных по ширине сквозных окон, снабженных поперечными перемычками, причем прибор снабжен модулем расходомера, содержащим центратор, хвостовик, корпус и установленную по оси корпуса турбинку с датчиками оборотов и направления вращения. В верхней части прибора дополнительно установлен датчик усилий F, между прибором и модулем расходомера дополнительно установлены стыковочный узел с фиксатором и двухшарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел с осевым смещением осей вращения относительно продольной оси прибора, а прибор снабжен дополнительным объемным модулем или влагомера (W), или термовлагомера (T-W), или вискозиметра (В). 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Данное изобретение позволяет повысить надежность комплексного скважинного прибора (далее - «прибор», «скважинный прибор»), улучшить проходимость его в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах и повысить информативность, эффективность и качество измерений, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в улучшении эксплуатационных характеристик прибора и расширении сферы его применения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является комплексный скважинный прибор, содержащий составной корпус, в котором установлены датчики локатора муфт (ЛМ), гамма - каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ) и последовательно, сверху вниз, размещены, в герметичной части составного корпуса, датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ, причем, датчики Т и W, расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния, причем в корпусе в месте под установку датчиков Т и W выполнены две пары взаимоперпендикулярных, разных по ширине сквозных окон, снабженных поперечными перемычками, а прибор дополнительно снабжен модулем расходомера, оснащенным центратором (Пат. №2292571 C1, RU, МПК G01V 5/12, 2005 г., БИ №3, 2007 г.).

Недостатками прибора являются:

- относительная жесткость конструкции прибора с модулем, ограничивающая прохождение прибора в местах перехода скважины из вертикального участка в горизонтальный и наоборот;

- отсутствие контроля изгибающих усилий изгиба, сжатия - растяжения, возникающих при переходе из вертикального участка скважины в горизонтальный и наоборот;

- отсутствие контроля направления боковых потоков скважинной жидкости;

- отсутствие объемного контроля влагосодержания;

- отсутствие объемного контроля изменения температуры;

- отсутствие контроля вязкости.

Технической задачей изобретения является улучшение эксплуатационных возможностей геофизического комплексного скважинного прибора, увеличение эффективности и качества измерений в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и расширение информативности прибора.

Указанная задача достигается тем, что в комплексном скважинном приборе, содержащем составной корпус, в котором установлены датчики - локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ), и последовательно, сверху вниз, размещены, в герметичной части составного корпуса, датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ, причем, датчики Т и W, расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния, причем, прибор снабжен модулем расходомера, содержащим центратор, хвостовик, корпус и установленную соосно оси корпуса модуля турбинку с датчиками оборотов и направления вращения, причем, в верхней части прибора дополнительно установлен датчик усилий (F), а между прибором и модулем установлены стыковочный узел с фиксатором и двух-шарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел с осевым смещением осей вращения относительно продольной оси прибора, а прибор снабжен дополнительным объемным модулем - либо влагомера (W), либо термовлагомера (T-W), либо вискозиметра (В).

Новыми признаками прибора являются:

- установка датчика усилий в верхней части прибора, что позволяет контролировать возникающие усилия сжатия, растяжения и изгиба на головке прибора при прохождении его из вертикального участка скважины в горизонтальный и наоборот, что в свою очередь, позволяет предотвратить создание аварийной ситуации в скважине и обеспечить мягкое прохождение прибора в местах максимального искривления колонны труб, а значит, улучшить эксплуатационные возможности прибора;

- введение стыковочного узла с фиксатором, что обеспечивает ориентированную стыковку между прибором и модулями, повышая надежность и однозначность соединения;

- введение двух-шарнирного взаимоперпендикулярного электропроводного узла с осевым смещением осей вращения относительно продольной оси прибора, установленного между прибором и модулями, присоединяемыми к прибору, что снижает жесткость конструкции прибора и увеличивает его проходимость по колонне труб в местах их искривления, а значит, повышает надежность прибора и улучшает его эксплуатационные возможности;

- введение дополнительного объемного модуля - либо влагомера (W), либо термовлагомера (T-W), либо вискозиметра (В) повышает информативность, эффективность и качество измерений, улучшая его эксплуатационные возможности.

Сообразуясь с возможностью повышения качества, точности и эффективности измерений прибора в модуль турбинного расходомера, содержащий центратор, хвостовик, корпус и, установленную соосно оси корпуса модуля турбинку вращения с датчиками оборотов и направления вращения, дополнительно установлены центратор и две взаимоперпендикулярные турбинки с датчиками оборотов и направления вращения, установленные ортогонально и смещенные по оси корпуса, относительно турбинки, установленной соосно оси корпуса модуля, электросхему, установленную в корпусе и снабженную трех-координатным датчиком положения (П) и стыковочный узел.

Новыми признаками прибора являются:

- снабжение модуля расходомера дополнительным центратором, что позволяет более качественно центрировать ось корпуса модуля в скважине, обеспечивая расположение ортогональных турбинок по оси скважины, повышая качество и эффективность измерений;

- установка двух дополнительных взаимоперпендикулярных турбинок вращения с датчиками оборотов и направления вращения, расположенных ортогонально турбинки, установленной соосно оси корпуса модуля, что позволяет замерить направление и объем боковых потоков скважинной жидкости, повышая качество и эффективность измерения;

- смещение двух взаимоперпендикулярных турбинок относительно турбинки, установленной соосно оси корпуса, позволяет исключить взаимовлияние турбулентности потоков, возникающих от вращения турбинок, что повышает качество измерения боковых потоков;

- введение трех-координатного датчика положения (П) обеспечивает привязку измеряемой информации к поперечному сечению скважины, повышая точность и эффективность измерения;

- введение стыковочного узла, что обеспечивает возможность соединения с любым модулем или прибором, позволяя расширить эксплуатационные возможности прибора в целом.

Сообразуясь с необходимостью расширения эксплуатационных возможностей прибора при использовании его в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах путем повышения точности, эффективности и качества измерений прибор дополнительно снабжен модулем объемного влагомера (W), содержащим стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики влагомера (W), против которых в рычагах выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электро-схемой, снабженной трех-координатным датчиком положения (П), и центратор.

Сообразуясь с необходимостью расширения эксплуатационных возможностей путем повышения точности, эффективности и качества измерений прибор дополнительно снабжен модулем объемного термовлагомера (T-W), содержащим стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики температуры (Т) и влагомера (W), против которых выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электро-схемой, снабженной трех-координатным датчиком положения (П) и центратор.

Сообразуясь с целесообразностью расширения эксплуатационных возможностей, путем повышения точности, эффективности и качества измерений прибор дополнительно снабжен модулем объемного вискозиметра (В), содержащим стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики вязкости (В), против которых выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электросхемой, снабженной трех-координатным датчиком положения (П) и центратор.

Новыми признаками прибора являются:

- прибор дополнительно снабжен объемным модулем, или влагомера (W), или термовлагомера (T-W), или вискозиметра (В), что позволяет расширить объем измерения по плоскости поперечного сечения скважины, повышая точность и эффективность измерения;

- установка стыковочного узла с фиксатором повышает надежность конструкции модулей, а, следовательно, и всего прибора;

- введение направляющей с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены или датчики влагомера (W), или датчики термовлагомера (T-W), или датчики вязкости (В), что позволяет производить замеры в разных точках поперечной плоскости скважины одновременно, повышая эффективность измерения;

- выполнение на рычагах в местах установки датчиков по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, обеспечивают надежность прохождения потока, т.е. омываемость датчиков, повышая качество измерения;

- введение центратора, обеспечивает соосность установки упругой системы подвеса оси скважины, повышая качество измерения и снимая поперечные нагрузки с упругой рычажной системы.

Сообразуясь с целесообразностью расширения эксплуатационных возможностей, путем повышения качества и достоверности получаемой информации дополнительные объемные модули влагомера (W), термовлагомера (T-W) и вискозиметра (В) снабжены дополнительным датчиком соответственно влагомера (W), температуры (T-W) и вязкости (В), установленным по оси направляющей и ориентированным по поперечной плоскости установки остальных датчиков, причем, на направляющей в месте установки датчика выполнены сквозные прорези.

Новыми признаками прибора являются:

- установка в дополнительных объемных модулях дополнительного датчика по оси направляющей с ориентированием его по поперечной плоскости установки остальных датчиков, что позволяет более точно рассчитать распределение полей температуры, влажности и вязкости по поперечному сечению скважины, повышая качество измерений и достоверность получаемой информации;

- выполнение сквозных прорезей на направляющей в месте установки датчика, что улучшает омываемость измерительных датчиков, обеспечивая надежность прохождения потока и повышая качество измерения.

Из анализа патентной и научно-технической литературы подобное решение не известно, что и позволяет сделать вывод о «Новизне» и «Изобретательском уровне» предлагаемого комплексного скважинного прибора.

На фиг.1 представлен универсальный вариант конструкции предложенного технического решения скважинного прибора.

Скважинный прибор содержит:

- составной корпус 1;

- датчик ЛМ 2, измеряющий магнитную неоднородность колонны, путем преобразования измерений в электрический сигнал;

- датчик ГК 3, измеряющий объемную неоднородность заколонного пространства, преобразуя измерение в электрический сигнал;

- датчик Р 4, измеряющий гидростатическое давление скважинной жидкости с преобразованием его в электрический сигнал;

- датчик Т 5, измеряющий тепловое поле скважины с преобразованием в электрический сигнал;

- датчик W 6, преобразующий данные о влажности в электрический сигнал;

- датчик СТИ 7, измеряющий расход, путем преобразования потока скважинной жидкости в электрический сигнал;

- датчик РИ 8, измеряющий электропроводность скважинной жидкости;

- составной корпус 1 содержит герметичную часть 9, в которой последовательно сверху вниз размещены датчики 3, 2 и 4, а чувствительная мембрана датчика 4 соединена с окружающей средой гидропроводным каналом 10, и негерметичную часть 11, где в герметичных полостях установлены датчики 5, 6, 7 и 8, а датчики 5 и 6, расположены в одном месте и смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния, причем, в корпусе выполнены две пары взаимоперпендикулярных разных по ширине сквозных окон 12 и 13, снабженных перемычками 14 и 15;

- стыковочный узел 16 с фиксатором 17 и приборную головку 18 под кабельный наконечник;

- модуль расходомера 19, с центратором 20, хвостовиком 21, корпусом 22 и установленной по оси корпуса турбинкой 23 с датчиками оборотов 24 и направления вращения 25, предназначенный для измерения расхода скважинной жидкости;

- датчик усилий F 26, предназначенный для преобразования осевого усилия изгиба, сжатия-растяжения, действующего на прибор со стороны кабеля, в электрический сигнал;

- двух-шарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел 27 с осевым смещением осей вращения 28 и 29 относительно продольной оси прибора, обеспечивающий свободу перемещения прибора по скважине в двух взаимоперпендикулярных плоскостях;

- дополнительный объемный модуль, который в зависимости от решаемой задачи может быть модулем - либо влагомера (W) 30, либо термовлагомера (T-W) 31, либо вискозиметра (В) 32, измеряющий, в зависимости от произведенной сборки комплекса, объемную - либо влажность, либо температуру и влажность, либо вязкость по поперечному сечению скважины. Любой из дополнительных модулей устанавливается между модулем расходомера 19 и прибором, жестко соединяясь с расходомером посредством стыковочного узла 38, а с прибором через двух-шарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел 27.

Скважинный прибор работает следующим образом.

Скважинный прибор, подсоединенный к геофизическому регистратору через геофизический кабель, опускают на этом кабеле через насосно-компрессорные трубы на забой скважины.

Модуль расходомера 19 с дополнительным объемным модулем (влагомера 30 или термовлагомера 31, или вискозиметра 32) проходит вход в горизонтальный участок скважины, при этом, срабатывает двух-шарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел 27 с осевым смещением осей вращения 28 и 29 относительно продольной оси прибора, обеспечивающий свободу перемещения прибора по скважине в двух взаимоперпендикулярных плоскостях. Следом за модулями проходит и сам прибор. Момент прохода узких мест фиксируется датчиком усилий 26 и контролируется оператором.

При спуске скважинного прибора производят фоновые измерения всех параметров, регистрируемых скважинным прибором. При этом нагреватель датчика СТИ выключен, а сам датчик работает как дублирующий термометр.

Во время нахождения скважинного прибора в исследуемой скважине скважинная жидкость омывает корпус скважинного прибора и все его измерительные датчики. При достижении забоя, включается нагреватель датчика СТИ, и, при подъеме скважинного прибора, производят запись со всех датчиков.

По результатам измерений выносится заключение о состоянии скважины и технологического процесса добычи, происходящей в ней.

На фиг.2 представлен вариант конструкции модуля расходомера 19, подсоединяемого к скважинному прибору.

Модуль расходомера 19 содержит:

- центратор 20;

- хвостовик 21;

- корпус 22;

- турбинку 23, установленную соосно оси корпуса модуля и снабженную датчиками оборотов 24 и направления вращения 25;

- дополнительный упругий центратор 33, установленный на корпусе 22 модуля;

- две взаимоперпендикулярные турбинки 34 и 35, установленные в корпусе модуля ортогонально турбинки 23 и снабженные датчиками оборотов 24 и направления вращения 25;

- электросхему 36, установленную в корпусе и снабженную трех-координатным датчиком положения 37;

- стыковочный узел 38.

Модуль расходомера работает следующим образом.

При прохождении модуля расходомера по стволу скважины осевая турбинка 23 под действием потока скважинной жидкости, протекающей по оси скважины, начинает вращаться вокруг своей оси. Взаимоперпендикулярные турбинки 34 и 35 закрыты от осевого потока. При возникновении боковых потоков начинают вращаться взаимоперпендикулярные турбинки 34 и 35 и, в зависимости от притока или поглощения и их объемов, изменяются или скорости вращения турбинок, или направления их вращения. Вращение турбинок 23, 34 и 35 фиксируется датчиками оборотов 24 и направления вращения 25, соответствующих турбинок. Датчик положения 37, расположенный в корпусе 22, привязывает данные вращения и момент возникновения и изменения боковых потоков к плоскости поперечного сечения скважины, а датчики 2 и 3, расположенные в основном скважинном приборе, к стволу скважины.

На фиг.3 представлен вариант конструкции универсального объемного модуля (влажности (W) или термовлажности (T-W), или вискозиметра (В), устанавливаемого между прибором и модулем расходомера.

Универсальный модуль содержит:

- стыковочный узел 39 с фиксатором 40;

- направляющую 41 с установленной на ней упругой (пружины 42) шарнирно-рычажной системой подвеса 43, на рычагах 44 которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены измерительные датчики 45. Датчики 45, в зависимости от назначения модуля, могут быть или датчиками влагомера 30, или совмещенными попарно датчиками термовлагомера 31, или датчиками вискозиметра 32. На рычагах 44, в местах установки датчиков 45 выполнены по две пары сквозных прорезей 46 и 47, смещенных по продольной оси рычага;

- корпус 48 с электросхемой 49, снабженной трех-координатным датчиком положения 37;

- гибкий центратор 50;

- измерительный датчик 51, аналогичный датчикам 45, установленный по оси корпуса (направляющей 41), причем, в месте установки датчика, выполнены по две пары сквозных прорезей 52 и 53, смещенных по продольной оси модуля.

Универсальный объемный модуль работает следующим образом.

Универсальный объемный модуль, а именно - или модуль влагомера 30, или модуль термовлагомера 31, или модуль вискозиметра 32, в составе скважинного прибора проходит по скважине. Гибкие центраторы 50 и 33 (центратор модуля расходомера) скользят по стволу скважины, обеспечивая центрирование по оси скважины направляющей 41 с установленной на ней упругой (пружины 42) шарнирно-рычажной системой подвеса 43, на рычагах 44 которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены измерительные датчики 45. Датчики 45 равномерно распределены по периметру скважины, а датчик 51 установлен в направляющей 41 - по оси модуля. Упругая рычажная система подвеса 43 стенок скважины не касается. Датчики 45 и 51, проводят измерения в поперечной плоскости скважины, а датчик положения 37, установленный в корпусе 48 совместно с электросхемой 49, обеспечивает привязку измеряемой информации к поперечному сечению скважины.

Комплект скважинного прибора с дополнительными модулями формируется в зависимости от объема и порядка работ по детальному исследованию конкретной скважины, которое производится, в зависимости от поставленной задачи, по методикам, утвержденным геологической службой геофизического предприятия, согласованным с геологической службой нефтегазодобывающего предприятия.

Предлагаемое устройство реализовано при разработке и выпуске комплексной скважинной аппаратуры модели «Сова» и опробовано в условиях месторождений Западной Сибири, что позволяет сделать вывод о «Промышленной применимости».

Данное устройство позволяет - повысить надежность скважинного прибора, путем введения контроля за осевым усилием, улучшить проходимость его в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, путем введения межмодульного шарнирного соединения, и повысить эффективность и качество измерений, путем введения дополнительного измерения параметров по плоскости поперечного сечения скважины, в результате чего, достигается технический эффект, заключающийся в расширении информативности и достоверности получаемой информации, что, в конечном итоге, ведет к улучшению эксплуатационных характеристик комплексного скважинного прибора и расширению сферы его применения.

1. Комплексный скважинный прибор, содержащий составной корпус, в котором установлены датчики - локатора муфт (ЛМ), гамма-каротажа (ГК), давления (Р), температуры (Т), влагомера (W), термокондуктивного расходомера (СТИ) и резистивиметра (РИ), размещенные последовательно сверху вниз, в герметичной части составного корпуса - датчики ГК, ЛМ и Р, причем чувствительная мембрана датчика Р соединена с окружающей средой гидропроводным каналом, а в герметичных полостях негерметичной части составного корпуса - датчики Т, W, СТИ и РИ, причем датчики Т и W смещены относительно продольной оси прибора на равные расстояния и установлены в месте корпуса, на котором выполнены две пары взаимоперпендикулярных, разных по ширине сквозных окон, снабженных поперечными перемычками, причем прибор снабжен модулем расходомера, содержащим центратор, хвостовик, корпус и установленную по оси корпуса турбинку с датчиками оборотов и направления вращения, отличающийся тем, что в верхней части прибора дополнительно установлен датчик усилий F, между прибором и модулем расходомера дополнительно установлены стыковочный узел с фиксатором и двухшарнирный взаимоперпендикулярный электропроводный узел с осевым смещением осей вращения относительно продольной оси прибора, а прибор снабжен дополнительным объемным модулем или влагомера (W), или термовлагомера (T-W), или вискозиметра (В).

2. Комплексный скважинный прибор по п.1, отличающийся тем, что модуль расходомера, содержащий центратор, хвостовик, корпус и установленную соосно оси корпуса турбинку с датчиками оборотов и направления вращения, снабжен дополнительным центратором и двумя взаимоперпендикулярными турбинками с датчиками оборотов и направления вращения, установленными ортогонально и смещенными по оси корпуса относительно турбинки, соосной оси корпуса модуля, электросхему, установленную в корпусе и снабженную трехкоординатным датчиком положения (П), и стыковочный узел.

3. Комплексный скважинный прибор по п.1, отличающийся тем, что модуль объемного влагомера (W) содержит: стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики влагомера (W), против которых в рычагах выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электросхемой, снабженной трехкоординатным датчиком положения (П), и центратор.

4. Комплексный скважинный прибор по п.1, отличающийся тем, что модуль объемного термовлагомера (T-W) содержит: стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики температуры (Т) и влагомера (W), против которых выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электросхемой, снабженной трехкоординатным датчиком положения (П), и центратор.

5. Комплексный скважинный прибор по п.1, отличающийся тем, что модуль объемного вискозиметра (В) содержит: стыковочный узел с фиксатором, направляющую с установленной на ней упругой шарнирно-рычажной системой подвеса, на рычагах которой ориентированные по поперечной плоскости модуля установлены датчики вязкости (В), против которых выполнены по две пары сквозных прорезей, смещенных по продольной оси рычага, корпус с электросхемой, снабженной трехкоординатным датчиком положения (П), и центратор.

6. Комплексный скважинный прибор по п.1, отличающийся тем, что дополнительные объемные модули влагомера (W), термовлагомера (T-W) и вискозиметра (В) снабжены дополнительным датчиком соответственно влагомера (W), термовлагомера (T-W) и вязкости (В), установленным по оси направляющей и ориентированным по поперечной плоскости установки остальных датчиков, причем на направляющей в месте установки дополнительного датчика выполнены сквозные прорези.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважине и может быть применено при электромагнитной дефектоскопии многоколонных конструкций стальных труб.

Способ определения уровня жидкости в нефтяной скважине с высокой температурой, добывающей сверхвязкую нефть // 2494248

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Способ определения характеристик порового пространства и теплопроводности матрицы пористых материалов // 2492456

Изобретение относится к области изучения физических свойств пористых неоднородных материалов и может быть использовано для определения характеристик порового пространства и теплопроводности образцов горных пород и минералов.

Способ выявления газогидратов в низкотемпературных породах // 2492321

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, при выявлении газогидратов в низкотемпературных породах (НП) при строительстве и эксплуатации скважин в НП.

Способ определения работающих интервалов и источников обводнения в горизонтальной нефтяной скважине // 2490450

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах.

Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора // 2490447

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Способ создания депрессии на пласт для проведения скважинных исследований // 2490446

Изобретение относится к области геофизических исследований в нефтегазовых скважинах. .

Способ и устройство обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну // 2489734

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.

Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии // 2488691

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Насосная пакерная кабельная система для одновременно - раздельного исследования и эксплуатации многопластовой скважины (варианты) // 2488688

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Байпасная система скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, имеющей, по меньшей мере, два пласта, байпасная система скважинной насосной установки для одно- и многопластовых скважин и способ байпасирования для проведения исследования скважин // 2495280

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи углеводородов и проведения исследований и скважинных операций в скважине без подъема насосного оборудования. Байпасная система скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, имеющей, по меньшей мере, два пласта, состоит из установленного на колонне труб Y-образного блока, к нижней части которого параллельно присоединены насосная установка и колонна байпасных труб с посадочным ниппелем для установки съемной глухой пробки. Ловильная головка расположена при установке съемной глухой пробки в ниппель в Y-образном блоке над колонной байпасных труб, а последняя скреплена с насосной установкой при помощи хомутов. Посадочный ниппель выполнен с возможностью установки в нем геофизической пробки вместо съемной глухой пробки. В скважине ниже байпасной системы с насосной установкой установлены, по меньшей мере, два пакера механического, гидромеханического или гидравлического действия. Каждый из пакеров установлен над соответствующим пластом скважины, а между ними на уровне пластов установлено, по меньшей мере, по одной скважинной камере с установленным в ней штуцером или регулятором расхода, или стационарной оправкой или управляемым клапаном с гидравлическим, электрическим или механическим управлением с возможностью регулирования проходного сечения или имеющие две позиции открыто и закрыто. Над верхним пакером установлен разъединитель колонны труб, на который в разъединенном состоянии установлен адаптер. На нижнем конце колонны труб установлена заглушка или ниппель-воронка. Кроме того, в байпасной системе скважинной насосной установки посадочный ниппель выполнен с возможностью установки в нем геофизической пробки на место съемной глухой пробки, снизу на колонне байпасных труб закреплена ниппель-воронка. Выше последней колонна байпасных труб и насосная установка соединены между собой посредством опорного элемента. Под посадочным ниппелем на колонне байпасных труб установлен телескопический патрубок. Съемная глухая пробка выполнена в верхней части со сдвижной юбкой для выравнивания давления и в нижней части с наконечником для закрепления проволоки или каната. Способ байпасирования проводят путем спуска в скважину прибора на геофизическом кабеле с установленной на геофизическом кабеле геофизической пробкой. На геофизическом кабеле устанавливают два молотка с фрикционной вставкой или внутренней поверхностью с зубчатой насечкой. Нижний молоток устанавливают на 10-20 м выше геофизического прибора. Верхний - на расстоянии большем или равном расстоянии от места установки геофизической пробки в Y-образном блоке до нижней границы исследуемого пласта. Геофизическую пробку выполняют с внутренней сдвижной втулкой для выравнивания давления. В результате достигается повышение надежности работы скважинного оборудования при проведении исследований в скважинах в эксплуатационной колонне ниже насосной установки, за счет безаварийного извлечения съемной глухой и геофизической пробок в процессе проведения исследований. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 9 ил.

Система и способ коррекции направления ствола скважины на основе поля напряжений // 2496003

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона. Способ включает стимулирование напряжения в пласте вокруг ствола скважины для образования в нем характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением. Проведение измерений, отражающих геометрию ствола скважины, с использованием компоновки низа бурильной колонны (КНБК), вращаемой в стволе скважины, геометрия которого отображает стимулированные напряжения в пласте. Создание изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии. Оценку азимутальной вариации стимулированного напряжения в пласте по глубине скважины. Изменение параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Способ оптимизации добычи в скважине с искусственным подъемом // 2496974

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины. Строят модель скважины с вычисленными параметрами данных. Затем сравнивают измеренные данные на забое и поверхности скважины с данными модели и проверяют достоверность измеренных данных. Далее диагностируют расхождение между измеренными данными и смоделированными, по результатам которого осуществляют регулировку работы механизма искусственного подъема. Способ направлен на обеспечение расширения объема анализа скважины и компонентов системы добычи для эффективной оптимизации добычи в целом. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 16 ил.

Способ определения низкопроницаемых пластов в бурящейся скважине // 2499137

Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин: каротаж-активация-каротаж, в частности к определению низко проницаемых пластов в бурящейся скважине. Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении низко проницаемых пластов. Данный технический результат достигается следующим образом - проводят фоновый гамма-каротаж, закачивают в открытый ствол «меченый» буровой раствор, проводят расхаживание бурового оборудования. В интервал исследования, после расхаживания бурового оборудования (НКТ), закачивают 0,5 м3 бурового раствора с концентрацией радона не менее 0,175 ГБк на 100 м интервала, дополнительно продавливают его. Проводят промывку интервала исследования двумя циклами циркуляции, после чего проводят гамма-каротаж. Полученный результат сопоставляют с фоновым замером.

Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации // 2500879

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам с электронным измерительным прибором и способам для их реализации. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Пакер с электронным измерительным прибором включает ствол с уплотнительными элементами, разделительным элементом между ними, а также подвижными и неподвижными элементами. Пакер снабжен электронным измерительным прибором с датчиком для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов в процессе эксплуатации скважины. По первому варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен в герметичном пространстве с постоянным давлением между уплотнительными элементами. По второму варианту электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора расположен вне уплотнительных элементов или в уплотнительных и разделительных элементах, при этом датчик электронного измерительного прибора гидравлически связан с герметичным пространством с постоянным давлением между уплотнительными элементами. Способ эксплуатации пакера с электронным измерительным прибором включает спуск в скважину колонны труб с указанным пакером, замер и передачу параметров на поверхность скважины. Электронный измерительный прибор с датчиком или датчик электронного измерительного прибора устанавливают с возможностью гидравлического сообщения с пространством между уплотнительными элементами для контроля состояния герметичности уплотнительных элементов, при этом осуществляют запакеровку пакера и образуют герметичное пространство с постоянным давлением между уплотнительными элементами в виде гидравлической камеры. После посадки пакера электронным измерительным прибором с датчиком замеряют параметры в указанном пространстве. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 11 ил.

Система и способ для минимизации поглощения бурового раствора // 2500884

Изобретение относится к системе и способу минимизации поглощения бурового раствора в пределах подземных пластов-коллекторов. Техническим результатом является снижение потерь материалов и повышение эффективности эксплуатации скважин. Система содержит один или более источников обеспечения данных, представляющих совокупность трещин в пласте-коллекторе, процессор компьютера, связанный с одним или более источниками данных, причем процессор компьютера содержит используемые в компьютере носители, содержащие исполнительный код компьютера, состоящий из первого программного кода для выбора множества материалов для борьбы с потерями бурового раствора из списка доступных материалов для борьбы с потерями бурового раствора, в соответствии с данными, представляющими совокупность трещин, и второго программного кода, связанного с первым программным кодом и предназначенного для определения оптимизированной смеси выбранных материалов для борьбы с потерями бурового раствора для применения к совокупности трещин, и причем оптимизированная смесь основана на сравнении статистических распределений выбранных размеров материалов для борьбы с потерями бурового раствора и размеров совокупности трещин. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Термический способ исследования технического состояния скважины // 2500887

Изобретение относится к гидрогеологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований технического состояния скважин. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение эксплуатационных возможностей способа на случай присутствия в скважине перетоков флюида. Существо способа заключается в том, что температурные аномалии регистрируются с помощью термометра, а перетоки флюида - с помощью термоанемометра, из выходного сигнала которого вычитается выходной сигнал термометра. 2 ил.

Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины // 2500888

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения качества цементирования скважин. Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины заключается в равномерном перемещении вдоль скважины акустического преобразователя и отработке полученного на его выходе шумового сигнала, по которому судят о глубине расположения места перетока флюида. При этом в выходном шумовом сигнале акустического преобразователя выделяют стабильную по частоте дискретную составляющую f0 и регистрируют мгновенную доплеровскую частоту f(t) по мере перемещения преобразователя вдоль скважины с равномерной скоростью. В момент, когда мгновенная доплеровская частота f(t) будет равна дискретной составляющей f0, регистрируют время t0 и определяют глубину h0 расположения источника шума по приведенному математическому выражению. Предложенный способ снижает трудоемкость процесса определения места перетока флюида в заколонном пространстве. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ определения объема отсепарированного попутного нефтяного газа // 2502052

Способ обеспечивает определение объема отсепарированного попутного нефтяного газа (ПНГ) в установке предварительного сброса воды (УПСВ) или дожимной насосной станции (ДНС). Способ реализуется на основании периодических измерений содержания сероводорода в поступающей на УПСВ или ДНС газожидкостной продукции и разделенных на этих объектах нефти, пластовой воды и ПНГ. По способу количественно замеряют содержание сероводорода в поступающей на УПСВ (ДНС) газожидкостной смеси, нефти и воде. По материальному балансу определяют массовый выход H2S в составе ПНГ. Учитывая массовую концентрацию сероводорода в ПНГ, определяют объем отсепарированного попутного нефтяного газа за единицу времени. Технический результат заключается в возможности измерения объема отсепарированного попутного нефтяного газа без применения счетчиков газа, что повышает точность измерений. 1 табл.

Термическая каротажная система для обследования технического состояния скважин // 2506424

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин. Техническим результатом, получаемым при внедрении изобретения, является расширение эксплуатационных возможностей за счет однозначной интерпретации результатов термического каротажа для случаев присутствия в скважине температурных аномалий от стационарных градиентов температур и перетоков флюида. Данный технический результат достигается за счет того, что обычная термическая каротажная система дополнена термоанемометром, объединенным с термической системой в единую схему. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.