Способ исследования горизонтальной скважины

Авторы патента:

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

Владельцы патента RU 2515641:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

Изобретение относится к геофизическим исследованиям глубоких скважин, в частности к геофизическим исследованиям горизонтальных и пологих скважин. Техническим результатом является получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин (ГС). Способ предусматривает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и нагнетание рабочего агента в трубы с замером его расхода и давления нагнетания на устье скважины. Перед спуском НКТ компонуют пакером многократного действия с хвостовиком, а при спуске НКТ пакер устанавливают над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения ГС. Давление нагнетания рабочего агента фиксируют на устье после его стабилизации, затем осуществляют срыв пакера и дальнейший спуск НКТ с последующей установкой пакера над кровлей следующего продуктивного интервала по ходу бурения ГС. Затем вновь осуществляют нагнетание рабочего агента, причем после стабилизации устьевого давления нагнетания поддерживают его равным давлению нагнетания рабочего агента при предыдущем исследовании и также фиксируют расход рабочего агента, при этом срыв пакера, спуск НКТ и установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных ГС скважины, причем давление нагнетания рабочего агента при каждом исследовании поддерживают на устье скважины постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при установке пакера над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения ГС, затем на основании зафиксированных расходов рабочего агента определяют количество рабочего агента, поглощаемого каждым продуктивным интервалом в единицу времени. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям глубоких скважин, в частности к геофизическим исследованиям горизонтальных и пологих скважин.

При гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки низкопроницаемых, анизотропных коллекторов, поскольку оценить при совместной разработке продуктивных интервалов область пласта, охваченного выработкой или поглощением закачиваемого рабочего агента, без знания фактического интервала притока или поглощения и их количественных параметров, невозможно, особенно при исследовании паронагнетательных горизонтальных скважин с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C.

Известен способ исследования нагнетательной скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб в скважины, закачку рабочего агента, например воды, в скважину с замером расхода и давления нагнетания на устье скважины. Способ предусматривает изменение режимов работы путем изменения количества нагнетаемой воды. При исследовании в эксплуатационных скважинах несколько раз меняют дебит скважины и также всякий раз при изменении режима замеряют дебит и давление. Полученные данные позволяют построить индикаторные кривые, на основании которых определяют коэффициент приемистости нагнетательных скважин или коэффициент продуктивности добывающих скважин (См. книгу «Технология и техника добычи нефти и газа», авторы: Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И. и Чернов Б.С., изд-во «Недра», М., 1971. - стр.135).

Однако известный способ не позволяет получить фильтрационные параметры неоднородных продуктивных интервалов по протяженности горизонтального ствола скважины, то есть при зональной неоднородности продуктивного пласта.

Также известен способ исследования горизонтальной скважины, принятый авторами за прототип, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочего агента в трубы с замером расхода и давления нагнетания (См. патент РФ №2269000 от 24.06.2003, МПК: E21B 47/00). Способ предусматривает спуск до забоя горизонтального ствола на насосно-компрессорных трубах, выполненных в виде длинномерных гибких труб, расходомера. Затем создают круговую циркуляцию рабочего агента через затрубное пространство и длинномерные гибкие трубы, которые одновременно поднимают для перемещения расходомера по всей длине горизонтального ствола, при этом расходомером фиксируют расход потока рабочего агента по затрубному пространству.

Однако известный способ не может быть использован для исследований паронагнетательных скважин, используемых для закачки теплоносителя (пара, горячей воды) с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C, как например, при разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения высоковязкой нефти. Высокие температуры приводят к выходу из строя электрических схем расходомеров, датчиков давления и других приборов, сохраняющих зарегистрированную информацию. В результате чего полученная информация искажается или не фиксируется вовсе. Приборы, исполненные в термостойком состоянии или расположенные в специальных термостойких контейнерах, могут находиться в скважине без выхода из строя не более шести часов, а процесс исследования горизонтальной скважины с длиной ствола около 300 метров проводят более суток. Кроме того, при использовании данного способа в так называемых "горячих" скважинах возвращаемая при циркуляции вода может иметь температуру 150-200°C, которая при атмосферном давлении вскипает и представляет большую опасность для персонала, выполняющего исследования паронагнетательных скважин.

Задачей изобретения является получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе осуществляют спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину и нагнетание рабочего агента в трубы с замером его расхода и давления нагнетания на устье скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:

- компонуют насосно-компрессорные трубы перед спуском пакером многократного действия и хвостовиком;

- устанавливают при спуске насосно-компрессорных труб пакер над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;

- фиксируют на устье давление нагнетания после его стабилизации;

- осуществляют срыв пакера и дальнейший спуск насосно-компрессорных труб с последующей установкой пакера над кровлей следующего продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;

- вновь осуществляют нагнетание рабочего агента, причем после стабилизации устьевого давления нагнетания поддерживают его равным давлению нагнетания рабочего агента при предыдущем исследовании и также фиксируют расход рабочего агента;

- срыв пакера, спуск насосно-компрессорных труб и установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных горизонтальным стволом скважины;

- давление нагнетания рабочего агента при каждом исследовании поддерживают на устье скважины постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при установке пакера над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;

- на основании зафиксированных расходов рабочего агента определяют количество рабочего агента, поглощаемого каждым продуктивным интервалом в единицу времени;

- поддержание в процессе исследования на устье скважины давления нагнетания рабочего агента в продуктивные интервалы постоянным, при превышении его значения от первоначального давления нагнетания, осуществляют путем слива в мерную емкость избытка рабочего агента.

Указанная совокупность существенных признаков позволяет осуществлять исследования "горячих" скважин, используемых для закачки рабочих агентов с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C без опасения выхода из строя измерительных приборов и не представляет опасности для персонала, осуществляющего исследования, так как сливаемый в мерную емкость, у устья скважины, рабочий агент является холодным. В соответствии с заявляемым способом обеспечиваются условия постоянства давления нагнетания, температуры и состава рабочего агента, то есть в процессе всего полного цикла исследований осуществляются условия идентичности работы продуктивных интервалов в процессе поглощения рабочего агента, что позволяет разновременные измерения принимающей способности каждого из совместно работающих в одинаковых условиях продуктивных интервалов сопоставлять и на этом основании строить профили приемистости.

Таким образом, разновременные последовательные определения расходов рабочего агента поглощаемых отдельными работающими продуктивными интервалами, при соблюдении идентичности условий их работы, становятся идентичными условиям одновременности измерений и обеспечивают чистоту исследований, то есть получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов любых "горячих" горизонтальных скважин.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 приведена схема проведения исследований в скважине с горизонтальным стволом при наличии трех продуктивных интервалов с установкой пакера в начале исследования над первым продуктивным интервалом по ходу бурения горизонтального ствола. На фиг.2 и 3 приведены схемы проведения исследований в скважине с горизонтальным стволом при различных позициях установки пакера относительно продуктивных интервалов в процессе исследования.

Способ реализуют следующим образом.

Для осуществления исследований в скважину 1 с горизонтальным стволом 2 с продуктивными интервалами 3, 4, 5 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 6, скомпонованные с пакером 7 многократного действия и хвостовиком 8. При исследованиях используют пакер, например, якорного типа. При необходимости может быть использован пакер с опорой на забой. Рядом со скважиной устанавливают мерную емкость 9, в которую смонтирован сливной патрубок с запорной арматурой, связанный с колонной НКТ (фиг.1). На первом этапе исследований пакер 8 устанавливают над кровлей первого продуктивного интервала 3 по ходу бурения горизонтального ствола и осуществляют нагнетание рабочего агента, например воды, в НКТ. В качестве рабочего агента также может быть использована маловязкая нефть и другие подвижные жидкости. В дальнейшем при описании способа вместо термина "рабочий агент" будет использован термин "вода". После стабилизации давления нагнетания фиксируют на устье его значение и расход воды. Зафиксированный расход воды соответствует общему расходу воды, поглощаемой всеми продуктивными интервалами, и его определяют по формуле 1, независимо от того, какой из расходов равен нулю.

$Q_{о б щ}^{0} = q_{1} + q_{2} + q_{3} + q_{с л и в .}, (1)$

где q₁ - расход воды, поглощенной первым продуктивным интервалом 3 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q₂ - расход воды, поглощенной вторым продуктивным интервалом 4 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q₃ - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q_слив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.

Затем осуществляют срыв пакера 8 и приспускают НКТ до установки пакера над кровлей следующего по ходу горизонтального ствола продуктивного интервала 4 и вновь осуществляют нагнетание воды в НКТ, при этом после стабилизации давления нагнетания воды на устье скважины его поддерживают постоянным, равным давлению нагнетания воды при первом исследовании при установке пакера над продуктивным интервалом 3. В случае если давление нагнетания превышает давление нагнетания воды в первой позиции пакера над продуктивным интервалом 3, то для поддержания необходимого постоянного давления осуществляют слив воды в мерную емкость 9. Также фиксируют общий расход воды и объем воды поступивший в мерную емкость. Зафиксированный расход воды соответствует расходу воды поглощаемой продуктивными интервалами 4 и 5 за вычетом объема, поступившего в мерную емкость 9 и его определяют по формуле 2, также независимо от того, какой из расходов равен нулю.

$Q_{о б щ}^{1} = q_{2} + q_{3} + q_{с л и в .}, (2)$

где q₂ - расход воды, поглощенной вторым продуктивным интервалом 4 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q₃ - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q_слив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.

Затем вновь осуществляют срыв пакера и приспускают колонну НКТ до установки пакера над продуктивным интервалом 5 и осуществляют, как описано ранее, закачку воды в НКТ с поддержанием постоянного давления нагнетания равным давлению нагнетания рабочего агента в первой позиции установки пакера над продуктивным интервалом 3. Также фиксируют общий расход воды и объем воды, поступивший в мерную емкость. Если слив воды в мерную емкость равен по расходу предыдущему, то в таком случае продуктивный интервал 5 не принимает воду, то есть объем поглощаемой воды равен нулю.

Зафиксированный расход воды определяют по формуле 3, также независимо от того, какой из расходов равен нулю.

$Q_{о б щ}^{2} = q_{3} + q_{с л и в .}, (3)$

где q₃ - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,

q_слив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.

Установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных горизонтальным стволом скважины, причем давление нагнетания рабочего агента на устье скважины в каждый продуктивный интервал поддерживают постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при первом исследовании при установке пакера над кровлей последнего от забоя продуктивного интервала горизонтального ствола. При проведении исследования также обеспечивают условия постоянства температуры и состава воды.

Таким образом, с учетом постоянства давления нагнетания, температуры и состава воды в процессе всего полного цикла исследований осуществляются условия идентичности работы продуктивных интервалов в процессе поглощения, что позволяет сопоставлять разновременные измерения принимающей способности каждого из совместно работающих в одинаковых условиях продуктивных интервалов.

Затем на основании зафиксированных расходов воды определяют количество воды, поглощаемой каждым продуктивным интервалом в единицу времени по математическим зависимостям, преобразованным из формул 1, 2, 3.

$q_{3} = Q_{о б щ}^{2} - q_{с л и в .} (4)$

$q_{2} = Q_{о б щ}^{1} - q_{3} - q_{с л и в .} (5)$

$q_{1} = Q_{о б щ}^{0} - q_{2} - q_{3} - q_{с л и в .} (6)$

Таким образом, в общем виде математическая зависимость при "n" количестве будет представлена в следующем виде:

Q_общ.=q₁+q₂+q₃+…Q_n+q_слив.,

где q₁ - расход воды, поглощаемый всеми продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола;

q₂ - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме последнего интервала от забоя;

q₃ - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме двух дальних продуктивных интервалов дальних от забоя;

q_n - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме ранее пройденных продуктивных интервалов по ходу бурения горизонтального ствола;

q_слив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.

Для уточнения результатов исследований производят расчеты потерь давления на конце колонны для каждого положения пакера по формулам трубной гидравлики (Дарси-Вейсбаха) и в зависимости от величин потерь либо ими пренебрегают, либо корректируют сливом величину давлении нагнетания на устье, добиваясь выполнения условия: (Ру-Ртрения) предыдущее равно (Ру-Ртрения) последующему.

Уточненную гидродинамическую характеристику проницаемых зон в горизонтальном стволе можно получить, если исследования проводить неоднократно с разным давлением нагнетания рабочего агента.

Заявляемый способ может быть использован при исследовании горизонтальных скважин, пробуренных в продуктивных пластах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с явно выраженной зональной неоднородностью, содержащего высоковязкую нефть (вязкость нефти в пластовых условиях, 710 мПа·с), разработка которого осуществляется с помощью теплового воздействия на пласт. В нагнетательные скважины с длиной горизонтального ствола 400 м осуществляют закачку пара при давлении 12,0 МПа и с температурой 320°C. Способ также может быть использован на Ярегском нефтяном месторождении высоковязкой нефти, разрабатываемым как термошахтным способом, так и с поверхности (Лыа-Ельская площадь). Продуктивный пласт залегает на глубине около 200 м и содержит нефть вязкостью около 15 тыс.µПа·с. Для разработки месторождения осуществляют закачку пара с давлением до 1,6 МПа, но не ниже 0,5 МПа. Давление насыщенного пара выше 1,6 МПа для условий термошахтной разработки Ярегского месторождения поднимать нельзя, так как оно соответствует температуре пара 200°C, а возгонка нефти начинается после 200°C, что недопустимо для условий шахтной разработки. При закачке пара в поверхностные нагнетательные скважины закачивают пар с температурой 250-300°C.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин, исследования которых практически не осуществлялись.

1. Способ исследования горизонтальной скважины, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину и нагнетание рабочего агента в трубы с замером его расхода и давления нагнетания на устье скважины, отличающийся тем, что перед спуском насосно-компрессорные трубы компонуют пакером многократного действия с хвостовиком, а при спуске насосно-компрессорных труб пакер устанавливают над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола, давление нагнетания рабочего агента фиксируют на устье после его стабилизации, затем осуществляют срыв пакера и дальнейший спуск насосно-компрессорных труб с последующей установкой пакера над кровлей следующего продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола и вновь осуществляют нагнетание рабочего агента, причем после стабилизации устьевого давления нагнетания поддерживают его равным давлению нагнетания рабочего агента при предыдущем исследовании и также фиксируют расход рабочего агента, при этом срыв пакера, спуск насосно-компрессорных труб и установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных горизонтальным стволом скважины, причем давление нагнетания рабочего агента при каждом исследовании поддерживают на устье скважины постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при установке пакера над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола, затем на основании зафиксированных расходов рабочего агента определяют количество рабочего агента, поглощаемого каждым продуктивным интервалом в единицу времени.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе исследования поддержание на устье скважины давления нагнетания рабочего агента в продуктивные интервалы постоянным, при превышении его значения от первоначального давления нагнетания, осуществляют путем слива в мерную емкость избытка рабочего агента.

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Способ проведения газогидродинамических исследований и установка для его осуществления // 2515622

Группа изобретений относится к области газовой промышленности и может быть использована для проведения газогидродинамических исследований движения газожидкостных потоков с включением механических примесей, например, процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной с использованием батарейного питания в скважине // 2515517

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта.

Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины // 2513961

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины.

Устройство для исследования открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин // 2513743

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к геофизическим исследованиям открытых стволов многозабойных горизонтальных скважин.

Интегрированная система непрерывного наблюдения // 2513600

Изобретение относится к исследованию скважин и может быть использовано для непрерывного контроля параметров в скважине. Техническим результатом является упрощение конструкции системы наблюдения за параметрами в скважине.

Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи // 2513432

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин, а именно к приборам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения.

Способ и устройство для скважинных измерений // 2513073

Изобретение относится к способу и устройству для скважинных измерений для контроля и управления нефтяными и газовыми эксплуатационными, нагнетательными и наблюдательными скважинами и, в частности, к способу и устройству для контроля параметров ствола скважины и пласта в месте залегания.

Забойная телеметрическая система // 2509210

Изобретение относится к бурению скважины и может быть использовано для контроля забойных параметров и каротаже в процессе бурения. Техническим результатом является повышение качества исследования скважины за счет увеличения надежности передачи информации от забоя на поверхность.

Способ контроля коррозионного состояния обсадных колонн скважин // 2507394

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при контроле коррозионного состояния обсадных колонн (ОК) и насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин.

Устройство для доставки прибора в горизонтальный участок скважины // 2515648

Изобретение относится к исследованию скважин, имеющих горизонтальные участки большой протяженности, и может быть применено для доставки прибора. Устройство содержит геофизический кабель с размещенным на нем движителем, выполненным из набора грузов, и закрепленный на конце геофизического кабеля прибор. Геофизический кабель выполнен с диаметром, минимально возможным из условия его прочности на разрыв. Грузы движителя выполнены в виде шаров, эллипсоидов или коротких цилиндров со сферическими торцами, имеющих осевые отверстия из условия свободного перемещения грузов относительно оси геофизического кабеля. Грузы движителя выполнены с диаметром, максимально возможным из условия их свободной проходимости в скважине. Технический результат заключается в увеличении протяженности (глубины) доставки исследовательских приборов в горизонтальные участки до 1000 м и более, снижении трения о стенки трубы, повышении надежности и уменьшении аварийности устройства. 3 з. п. ф-лы, 2 ил.

Способ выявления технологических каверн в газоотдающих коллекторах газонаполненных скважин // 2515752

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение надежности и технологичности выявления каверн в прискважинной зоне высокодебитных газоотдающих коллекторов в условиях газозаполненных скважин. Способ заключается в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов, радиальном зондировании газоотдающего коллектора многозондовой модификацией нейтронного метода и/или комплексом разноглубинных нейтронных методов и регистрации данных в виде каротажных диаграмм, при этом сравнивают результаты измерений и по наличию инверсии наименее глубинных показаний зондов относительно наиболее глубинных показаний, характеризующих газоотдающий коллектор, выявляют технологическую каверну. 7 ил.

Способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением вблизи первой скважины (варианты) // 2515930

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины. Предложен способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением в непосредственной близости к первой скважине, включающий прохождение первого электрода, соединенного с первым токопроводящим проводом через обсадную колонну; размещение в поверхностном слое земли обратного заземленного электрода; создание изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе и первом электроде и во втором токопроводящем проводе, проходящем к обратному заземленному электроду; образование электромагнитного поля вокруг обсадной колонны первой скважины, вызванное протеканием изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе; бурение второй скважины по траектории бурения параллельно первой скважине; измерение электромагнитного поля, образованного вокруг обсадной колонны первой скважины, выполняемое из буровой установки, находящейся во второй скважине; и управление траекторией бурения второй скважины с использованием измеренного электромагнитного поля. При этом первый электрод проходит в необсаженную часть ствола скважины за дальний конец обсадной колонны, так что указанный первый токопроводящий провод проходит по всей длине обсадной колонны первой скважины. Кроме того, расстояние между первым электродом и концом обсадной колонны должно быть достаточным для обеспечения предотвращения прохождения тока от первого электрода вверх через обсадную колонну первой скважины к обратному заземленному электроду. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

Окно многоволнового волоконного dts c psc волокнами // 2517123

Изобретение относится к использованию оптоволоконных систем измерения температуры и может быть использовано в скважинах с водородной средой. Техническим результатом является обеспечение возможности работы волоконно-оптического датчика в условиях с более высокой температурой и повышение надежности его работы в течении всего срока службы. Способ автоматической калибровки измерения температуры в богатых водородом средах с высокой температурой в системе, использующей волоконно-оптический распределенный датчик, содержащий этапы: а. в режиме измерения, на котором осуществляют обеспечение энергии светового импульса первичного источника светового излучения в измерительное волокно, и b. в течение режима коррекции, на котором осуществляют выбор вторичного источника светового излучения и подачу импульсов упомянутого вторичного источника светового излучения в измерительное волокно. При этом на первом этапе выполняют сбор обратнорассеянных стоксовой и антистоксовой компонент рамановского излучения и вычисляют температуры с использованием интенсивностей обратнорассеянных стоксовой и антистоксовой компонент рамановского излучения. На втором этапе осуществляют сбор обратнорассеянной стоксовой компоненты рамановского излучения от этого вторичного источника светового излучения; используют эту стоксовую компоненту рамановского излучения для коррекции профиля антистоксовой компоненты рамановского излучения, собранного от первичного источника светового излучения во время режима измерения; и вычисляют скорректированную температуру, исходя из скорректированного профиля антистоксовой компоненты рамановского излучения. Причем используемый волоконно-оптический распределенный датчик является оптическим волокном с беспримесной кварцевой сердцевиной (PSC). При этом первичный источник светового излучения является источником с длиной волны 1064 нм, а вторичный источник светового излучения является источником с длиной волны 980 нм. 3 н.п. ф-лы, 7 ил.

Способ определения нефтенасыщенных пластов // 2517730

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.

Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины // 2518689

Изобретение относится к способу и устройству для контроля давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины в естественном залегании без нарушения герметичности скважины или конструкции скважины. Техническим результатом является точный контроль давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины. Устройство включает беспроводной блок датчика (WSU), расположенный снаружи секции немагнитной обсадной колонны и включающий датчик для измерения давления и/или температуры окружающей среды, при этом блок WSU может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола скважины, а питание блока WSU осуществляется с помощью сбора энергии. Причем частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну. Внутренний блок питания датчика (SEU) размещен внутри обсадной колонны ствола скважины и используется для питания блока WSU и связи с ним, при этом блок SEU закреплен на буровой трубе или на конструкции оснащенной скважины с помощью трубы, имеющей резьбу, которая позволяет регулировать его положение по высоте, причем блок SEU преобразует мощность питания постоянного тока, подаваемого по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле, обеспечивающее питание для блока WSU, расположенного снаружи обсадной колонны. При этом блоки SEU и WSU используют электромагнитную модуляцию для обеспечения обмена данными между этими двумя компонентами. 2 н. и 33 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока // 2519236

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом является повышение точности измерения для определения параметров нефтегазоводяной смеси. Способ включает разделение содержащейся в измерительном цилиндре нефтегазоводяной жидкости с использованием химреагентов на нефть и воду с выходом газа, измерение высоты столба жидкости, гидростатического давления, опорожнение измерительного цилиндра, измерение текущих значений перепадов давлений и уровней нефтегазоводяной жидкости, нефтеводяной жидкости, нефти, вычисление плотности нефти, воды. При этом объемное содержание воды вычисляют по математической формуле, а массовое содержание воды - как разницу между значением перепада давления воды в измерительном цилиндре и значением перепада давления нефтеводяной жидкости в измерительном цилиндре. 1 ил.

Способ визуализированного каротажа и каротажное устройство для его осуществления (варианты) // 2520977

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ. Техническим результатом является сокращение времени и затрат на проведение исследования скважины. Способ включает спуск в скважину с мутной средой видеокамеры на каротажном кабеле по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Из столба мутной среды посредством пакера и перегородки в подвеске НКТ выделяют зону каротажа, в которой осуществляют гравитационное осаждение взвешенных горных пород. В столбе отслоенной оптически прозрачной жидкости перемещением видеокамеры внутри подвески НКТ проводят визуализированный каротаж. С получением результатов исследования определяют техническое состояние скважины. Зону каротажа при необходимости ограничивают снизу дополнительной перегородкой. Каротажное устройство по первому варианту содержит подвеску НКТ с пакером, разобщающим зону каротажа с надпакерной полостью скважины, каротажный кабель, видеокамеру, подвешенную на каротажном кабеле внутри подвески. К видеокамере цанговым зацепом присоединена перегородка с возможностью посадки ее в гнездо подвески и отцепления при спуске видеокамеры вдоль подвески в зону каротажа. Перегородка и гнездо в подвеске снабжены элементами стопорного устройства. Перегородка выполнена с центральным отверстием, снабженным сальником для скольжения каротажного кабеля, и может содержать фильтровальные ячейки. Перегородка выполнена с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра НКТ. На видеокамере установлены центраторы положения видеокамеры в полости подвески. Каротажный кабель выполнен в полиамидной оболочке на длине каротажа. Второй вариант каротажного устройства содержит подвеску НКТ с пакером, разобщающим зону каротажа с надпакерной полостью скважины, каротажный кабель, видеокамеру, подвешенную на каротажном кабеле внутри подвески. На видеокамере закреплена перегородка с возможностью скольжения периметром по стенке подвески. На видеокамере установлены центраторы положения видеокамеры в полости подвески. По периметру перегородки выполнены сальниковые уплотнения. Перегородка может быть выполнена из фильтрующего материала. Подвеска выполнена с внутренним диаметром, меньшим внутреннего диаметра НКТ. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта // 2522579

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.

Шлангокабель для непрерывного перемещения по скважине и способ его применения // 2523271

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является значительное уменьшение сил сопротивления продвижению шлангокабеля в условно горизонтальном участке скважины, возникающих в местах контакта шлангокабеля со стенками скважины, а также понижение износа шлангокабеля и увеличение длины его продвижения. Предложенный шлангокабель содержит по всей длине каналы, заполненные рабочими телами низкой плотности, а также функциональные элементы, представляющие собой составляющие части шлангокабеля, необходимые для изоляции, придания прочности и передачи различных сред - жидкостей, газов, электроэнергии, информации. При этом в качестве рабочих тел могут быть использованы твердое тело, жидкость, газ или их комбинация. Особенностью предложенного шлангокабеля является то, что каналы, заполненные рабочими телами, соединены своими концами друг с другом. Причем указанные рабочие тела имеют различную плотность и разделены между собой эластичными поршнями. Кроме того, шлангокабель может содержать дополнительно глухие каналы, постоянно заполненные рабочим телом низкой плотности. Предложен также способ доставки глубинного прибора в интервал исследования скважины при помощи предложенного шлангокабеля. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.