Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины

Авторы патента:

ГОДАГЕР Ойвинд (NO)

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

Владельцы патента RU 2518689:

Сенсор Дивелопментс АС (NO)

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.

Изобретение относится к способу и устройству для контроля герметичности нагнетательных и наблюдательных скважин при производстве нефти и газа и, в частности, к способу и устройству для точного контроля давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины в естественном залегании без нарушения герметичности скважины или конструкции скважины.

Настоящее изобретение позволяет обеспечить улучшенный контроль и понимание любых изменений давления/температуры в кольцевом пространстве обсадной трубы скважины, поскольку предлагаемые способ и устройство позволяют различать, вызвано ли изменение в давлении и температуре флуктуациями технологического процесса или внешней среды или опасной утечкой давления из скважины. Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает улучшенное управление рисками и безопасность скважины, а также окружающей среды, позволяя заранее предпринимать действия, необходимые для предотвращения опасных событий. Это может осуществляться на протяжении всего жизненного цикла скважины.

Контроль герметичности нефтяных и газовых скважин является актуальным вопросом в нефтяной промышленности. Эти вопросы возникают вследствие огромных денежных затрат, связанных с производством и эксплуатацией любых типов нефтяных скважин, а также по причине рисков, связанных с проблемами безопасности и защиты окружающей среды. В настоящем описании нефтяной скважиной называется скважина любого типа, пробуренная и оснащенная для разработки или хранения углеводородов из подземных образований. При этом нефтяные скважины классифицируются как комбинированные скважины, хранилища, наблюдательные, эксплуатационные или нагнетательные скважины.

Управление нефтяными скважинами и доступ к ним обеспечивается через устье скважины. Соответственно, обслуживающее оборудование устья скважины и его конфигурация в известном уровне техники предоставляют естественную целевую структуру для контроля и управления давлением в множестве кольцевых пространств, окружающих эксплуатационную трубу или скважину. Настоящее изобретение может быть применено к любым нефтяным скважинам, расположенным, например, на суше, на платформе или на морском дне. Однако для простоты и однозначного понимания настоящего изобретения оно описано на примере применения в стандартной нефтяной скважине со стандартным устьем.

Контроль герметичности скважины становится более важным и более сложным при все более активном использовании замкнутого или окружающего кольцевого пространства (т.е. кольцевого пространства А) эксплуатационной колонны или трубопровода для содействия в разработке скважины. Имеется в виду, что конструкция скважины такова, что кольцевое пространство А используют как трубопровод для подачи газа для искусственной системы подъема продукта из скважины. В таких приложениях ближайшее кольцевое пространство (кольцевое пространство А), окружающее эксплуатационную скважину, больше не выступает в роли барьера и/или конструктивного элемента защиты, как в традиционных или известных нефтяных скважинах. В настоящее время кольцевое пространство А интегрировано как составная часть и элемент технологического процесса системы разработки современных нефтяных скважин. Это, в свою очередь, вынуждает конструкторов скважин выносить "активный" барьер кольцевого пространства скважины на одну или более ступеней наружу от эксплуатационной колонны (например, в кольцевое пространство В или С и т.д.).

Использование кольцевых пространств нефтяных скважин в качестве активной составляющей системы технологического процесса, как описано выше, требует пересмотра вопросов безопасности и герметичности всей конструкции скважины. Ранее было относительно просто измерять и контролировать давление и температуру в ближайшем кольцевом пространстве нефтяных скважин, поскольку доступ к кольцевому пространству А мог быть получен через стенку корпуса устьевого оборудования или через подвеску колонны. Кольцевое пространство В, с другой стороны, является более сложным, поскольку оно физически заканчивается более глубоко внутри корпуса устьевого оборудования и доступ к нему перекрыт и надежно герметизирован подвеской соответствующей обсадной колонны. Фактически, в существующих конструкциях отсутствует простой или прямой доступ к внешним кольцевым пространствам (т.е. кольцевым пространствам В, С, D) без применения приспособлений, которые могут нарушить герметичность. Это может быть сделано с помощью прокалывания стенки "барьера" (т.е. корпуса устьевого оборудования, подвески обсадной колонны) для получения гидравлического доступа для контроля давления в свободном пространстве путем размещения известного устройства датчика температуры или давления.

Имеется множество патентов, относящихся к измерению давления в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины. Одна из таких систем описана в документе US 6513596 B2. Описанная система является по существу иллюстративной и показывает систему контроля данных о скважине с помощью датчиков, размещенных во внешнем кольцевом пространстве конструкции обсадной колонны скважины. В системе используется неинтрузивный подход для измерения давления и других параметров внутри множества кольцевых пространств, позволяющий сохранить герметичность скважины. Система включает датчики, размещенные в кольцевом пространстве, которые взаимодействуют с системой опроса, расположенной снаружи или внутри корпуса устьевого оборудования. В документе подтверждается, что датчикам необходима энергия и связь для выполнения их функций, и перечислены альтернативные источники питания и способы связи без предоставления решения фактических задач, возникающих в реальном применении. Этот способ не рассматривается как уже примененный в какой-либо нефтяной скважине или в реальной эксплуатации.

Документ US 3974690 иллюстрирует способ и устройство для измерения давления в кольцевом пространстве скважины. Этот способ является механически сложным, поскольку включает подвижный элемент, функционирующий в режиме датчика перепада давления. Измеряющая сторона датчика открыта для измеряемой величины (т.е. давления в кольцевом пространстве), в то время как другая сторона датчика открыта для наддува камеры давления. Подвижный элемент перемещается и останавливается, когда давление камеры равно давлению в кольцевом пространстве. В способе используют электрический кабель управления для возбуждения и считывания сигналов положения упомянутого элемента. Кабель управления подвешивают с помощью специальных средств в центре колонны и оттуда выводят из скважины.

Во-первых, подвижные датчики нежелательны для применения в нефтяных скважинах, поскольку они могут сорваться и привести к повреждениям в скважине. Во-вторых, кабель, выходящий из эксплуатационной колонны скважины не способствует сохранению требуемой герметичности конструкции и безопасности скважины. Основываясь на этом факте, сложно представить, как такая система может использоваться на практике для постоянного контроля герметичности нефтяной скважины, поэтому подобную систему можно считать лишь предварительным или временным средством.

Третий патент иллюстрирует подход с использованием гидравлической связи или средств доступа. В документе US 4887672 описана система, в которой применяют гидравлические муфты, просверленные изнутри отверстия и соответствующие каналы нагнетания для контроля герметичности скважины. Ориентация муфт обязательно должна быть выполнена перед монтажом устья, при этом муфты могут быть легко повреждены. Кроме того, каждый канал нагнетания подвержен утечкам и увеличивает общие риски для безопасности скважины.

Еще один соответствующий подход рассмотрен в документе ЕР 1662673 А1. Описанный в нем способ включает магнитное насыщение обсадной колонны скважины или трубопровода для создания "окна" для локального управления магнитным полем переменного тока для возбуждения датчика, расположенного снаружи обсадной колонны. Описанный принцип представляется нереальным вследствие относительно высокого энергопотребления, необходимого для магнитного насыщения обсадной колонны скважины. Кроме того, способ потребует равномерной скорости тока в насыщаемом материале, что, в свою очередь, потребует оптимального контакта (равномерно распределенное контактное сопротивление по всей открытой области) применяемых электродов. Вследствие сочетания открытых электродов и высоких токов подобные системы подвержены быстрому износу в результате гальванических реакций (окисление/коррозия) внутри герметичной системы скважины. Таким образом, способ неприменим для постоянного контроля давления.

В одном из аспектов настоящего изобретения предлагается способ и устройство для контроля давления в множестве кольцевых пространств обсадной колонны скважины. В определенных приложениях необходим контроль давления во внешнем кольцевом пространстве между обсадными колоннами скважины для гарантии ее безопасной эксплуатации. Традиционно, контроль осуществляют только в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и внутренней колонной (эксплуатационной обсадной колонной). В некоторых приложениях современных способов разработки скважины используют традиционное кольцевое пространство (кольцевое пространство А) в качестве функционального элемента системы технологического процесса. Соответственно, возникают новые законные требования и необходимость переноса традиционного барьера эксплуатационной обсадной колонны и герметичности скважины наружу. В настоящем изобретении описан неинтрузивный способ, позволяющий сохранить герметичность скважины и в то же время способствующий повышению ее безопасности.

Второй аспект настоящего изобретения заключается в том, что система управления давлением способна предсказывать будущий профиль давления/температуры кольцевого пространства как функцию изменения нагрузки. Как правило, изменения нагрузки вызваны флуктуациями технологического процесса или окружающей среды, что, в свою очередь, вызывает изменения давления внутри герметичной системы скважины. Подобные изменения по своей природе не опасны, и способность их распознавать улучшает оценку безопасности скважины. В результате получение данных о технологическом процессе и окружающей среде в реальном времени в сочетании с измерениями в месте залегания составляют важное преимущество перед известным уровнем техники в том отношении, что настоящее изобретение позволяет системе управления выявлять и реагировать на потенциальные проблемы перед их возникновением. Кроме того, может быть сформирован удаленный узел датчиков из множества различных датчиков оценки, которые важны для оценки состояния и герметичности множества систем скважин, находящихся под давлением.

В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения предлагается беспроводной блок датчика (wireless sensor unit, WSU). Блок WSU представляет собой неинтрузивную систему постоянного контроля герметичности скважины. Особенностью блока WSU является то, что он содержит узел датчиков (sensor package, SP), постоянно контролирующих давление и температуру без нарушения барьеров герметичности кольцевого пространства обсадной колонны скважины. Узел SP зависит от конкретного приложения и состоит из набора высокоточных датчиков давления и температуры, выполненных на кварцевых кристаллах, при этом он формирует выходные данные о давлении, температуре, а также о градиентах (т.е. изменении) температуры. В свою очередь, узел SP связан с электромагнитным приемопередатчиком (Electromagnetic Transceiver, ET), который включает электрические схемы для двунаправленной связи и сбора энергии (power harvesting). Узел SP и электромагнитный приемопередатчик ET установлены или интегрированы во внешний периметр секции немагнитной обсадной колонны (Non-Magnetic Casing Section, NMCS), являющейся частью конструкции обсадной колонны скважины (барьера).

Другим аспектом настоящего изобретения является блок питания датчика (Sensor Energizer Unit, SEU), который обычно составляет часть трубы оснащенной скважины или крепится к ней. Блок SEU сконфигурирован для размещения в нем беспроводного блока датчика. Блок SEU состоит из трех основных элементов. Первым и главным элементом блока SEU является электромагнитная обмотка (Electromagnetic Armature, ЕА), вторым - регулируемый сердечник (Adjustable Mandrel, AM), и третьим - кабельный адаптер (Cable Adaptor, CA). Электромагнитная обмотка обеспечивает сочетание источника питания и линии связи для блока WSU. Главная передача электромагнитной обмотки осуществляется с помощью низкочастотной индукции или электромагнитного поля, которое собирается и преобразуется блоком WSU в электрическую энергию. Для обеспечения оптимальной эффективности противоположно блоку WSU к регулируемому сердечнику подключена электромагнитная обмотка, улучшающая способность «точной настройки» для оптимизации эффективности установки блока WSU посредством вертикальной регулировки. К электромагнитной обмотке также присоединен кабельный адаптер (СА), соединенный с кабелем управления, идущим снаружи скважины. Кабель управления закреплен на трубе оснащенной скважины стандартными кабельными зажимами и выходит из скважины через ее устье в соответствии с известным уровнем техники. Как правило, кабель управления представляет собой одножильный трубопроводный электрический кабель (Tubing Electric Cable, ТЕС), предоставляющий питание для блока SEU, а также связь между упомянутым блоком SEU и средствами контроля (т.е. средствами, расположенными снаружи скважины).

Электромагнитная обмотка может крепиться к регулируемому сердечнику (AM), что обеспечивает свободу ее вертикальной регулировки/позиционирования относительно блока WSU. Свобода вертикальной регулировки после установки на эксплуатационной колонне позволяет операторам, задействованным в ее позиционировании в точном положении, соседнем с блоком WSU в скважине, без сложности «разнесения» использовать трубу оснащенной скважины или эксплуатационную колонну внутри скважины. Таким образом, регулируемый сердечник имеет двойное назначение: во-первых, обеспечивает держатель, несущее и/или защитное приспособление для электромагнитной обмотки, а во-вторых, обеспечивает вертикальную регулировку, чтобы два основных элемента настоящего изобретения (т.е. блоки WSU и SEU) имели правильное расположение относительно друг друга.

В зависимости от необходимой степени оценки рисков блок SEU может также включать узел датчиков (SP), аналогичный узлу датчиков блока WSU, для улучшения более сложной оценки герметичности системы, находящейся под давлением.

В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения предлагается устройство для контроля давления снаружи обсадной колонны ствола скважины, включающее: беспроводной блок датчика (WSU), расположенный снаружи секции немагнитной обсадной колонны, при этом упомянутый блок WSU включает устройство датчика для измерения давления и/или температуры окружающей среды, причем блок WSU может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола скважины, а питание блока WSU осуществляется путем сбора энергии, где частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну; внутренний блок питания датчика (SEU), размещенный внутри обсадной колонны ствола скважины и используемый для питания блока WSU и связи с ним, при этом блок SEU устанавливают на буровую трубу или конструкцию оснащенной скважины с помощью трубы с резьбой, позволяющей 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.

Блок SEU может быть размещен на высоте, равной высоте расположения внешнего блока WSU. Кроме того, датчик может крепиться вблизи устья скважины или древовидной структуры ствола скважины. В блоке WSU может иметься два или более датчиков, при этом все датчики блока WSU могут быть размещены на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины без нарушения герметичности скважины, находящейся под давлением.

Датчики давления предпочтительно измеряют один или более параметров кольцевого пространства, которое им доступно. Датчики могут ответвляться от блока WSU и подключаться к общему жгуту электрических проводов, закрепленному на внешней стороне обсадной колонны. Жгут проводов может представлять собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).

Устройство может также включать одну или более обмоток сбора энергии, распределенных по заданной секции немагнитной обсадной колонны, при этом блок WSU может включать вторичный источник энергии или подключаться к нему. Этот источник может представлять собой аккумулятор или скважинный генератор.

Кроме того, блок SEU может опционально включать один или более датчиков для измерения параметров внутри обсадной колонны ствола скважины или трубы, на которой он закреплен. Эти датчики могут быть интегральной частью блока SEU или ответвляться от блока SEU и могут подключаться к общему жгуту электрических проводов или могут подключаться в виде сочетания интегрального датчика и ответвленных датчиков. Упомянутый жгут проводов может представлять собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).

Датчики опционально измеряют одну или более следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность или любую их комбинацию. Они могут измерять также одну или более следующих структурных характеристик обсадной колонны ствола скважины или трубы: сотрясения, вибрации, угол наклона, магнитные свойства, электрические свойства, положение бурового устройства или ориентацию устройства иного типа, а также характеристики напряжения и натяжения или любую их комбинацию. Они могут также измерять одну или более характеристик кольцевого пространства или необсаженной скважины на внешней стороне ее ствола, при этом характеристики могут быть выбраны из следующего: давление, температура, сопротивление, плотность, показатель рН, электромагнитные и/или электрические поля, радиоактивность, соленость, звук, скорость звука, теплопроводность, а также другие химические или физические характеристики.

Устройство может также включать средства для получения отклика окружающей среды, которые могут быть выбраны из следующего: источник магнитного поля, источник электрического поля, звуковые волны, давление, температура, волны поперечного усилия, а также другие исполнительные элементы или исполнительные части скважинного управления технологическим процессом, при этом исполнительный элемент или исполнительную часть используют по отношению к пласту для осуществления любых перечисленных выше измерений.

Устройство может включать также одно или более из следующего: подавление шума в смещении параметров, вызванном технологическим процессом скважины или окружающей средой; предсказание и коррекция измерений вследствие градиентов, наводимых окружающей средой или системой технологического процесса скважины, для обеспечения корректного контроля в реальном времени герметичности скважины, находящейся под давлением, и ее состояния.

В настоящем изобретении также предлагается способ контроля давления снаружи обсадной колонны ствола скважины, включающий:

установку беспроводного блока датчика (WSU), включающего датчик, на внешней стороне секции немагнитной обсадной колонны ствола скважины;

установку внутреннего блока питания датчика (SEU) внутри обсадной колонны ствола скважины на высоте, равной высоте размещения блока WSU, расположенного снаружи ствола скважины, при этом блок SEU используют для питания блока WSU и связи с ним;

питание блока WSU с помощью сбора энергии, при этом частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну;

преобразование мощности питания постоянного тока, подаваемого в блок SEU по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле, которое обеспечивает питание для блока WSU, расположенного снаружи обсадной колонны;

использование электромагнитной модуляции для обеспечения обмена данными между блоками SEU и WSU.

Опциональные и предпочтительные технические признаки устройства в соответствии с предыдущим описанием применимы к способу настоящего изобретения и будут описаны более подробно ниже.

Описанные выше и другие технические признаки, а также преимущества настоящего изобретения будут понятны специалистам из подробного описания и чертежей. Обратимся к чертежам, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми цифрами.

На фиг.1 представлено схематическое изображение системы управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины в соответствии с настоящим изобретением для использования в управлении и оценке рисков в множестве приложений, связанных с нефтяными скважинами.

На фиг.2 показано увеличенное схематическое изображение одного из аспектов, показанных на фиг.1, иллюстрирующее беспроводной блок датчика (WSU).

На фиг.3 показано увеличенное схематическое изображение другого аспекта, показанного на фиг.1, иллюстрирующее блок питания датчика (SEU).

На фиг.4 показана упрощенная электрическая схема системы управления давлением в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг.5 представлено схематическое изображение, аналогичное фиг.1, иллюстрирующее применение множества датчиков на каждой стороне обсадной колонны ствола скважины.

На фиг.6 представлена схема, иллюстрирующая сеть датчиков, ответвляющихся от одного узла.

Настоящее изобретение относится к системе контроля герметичности кольцевого пространства обсадной колонны скважины, находящейся под давлением. Контролируемое кольцевое пространство обычно представляет собой барьер, ближайший к эксплуатационной системе скважины и служащий для того, чтобы избежать утечек и повысить безопасность эксплуатации. В частности, беспроводной блок датчика (WSU) 1 в настоящем изобретении является частью конструкции обсадной колонны скважины основного эксплуатационного барьера 2 скважины. Секция 20 обсадной колонны (см. фиг.2) блока WSU 1 выполнена из немагнитного материала и содержит узел 10 датчиков, а также множество электромагнитных приемопередатчиков (11a-f). Для целей настоящего изобретения узел датчиков сконфигурирован для измерения и контроля параметров кольцевого пространства 3 снаружи основного барьера эксплуатационной системы скважины, как показано на фиг.1.

Пространство 3, показанное на фиг.1, часто также называют кольцевым пространством В, а блок WSU 1 обычно размещают вблизи и снизу устьевой структуры или корпуса 4. Устьевая структура показана цифрой 5, обозначающей грунт, через который была пробурена скважина, и цифрой 6, обозначающей ствол скважины. Блок WSU 1 получает питание беспроводным способом с помощью блока 9 питания датчика (SEU) посредством электромагнитных средств, что в области электротехники также называют «сбором энергии» (обозначено цифрой 100 на фиг.4). Блок WSU оснащен схемами управления, которые обеспечивают двунаправленную связь с блоком SEU 9. Упомянутая связь также осуществляется посредством электромагнитных средств.

На фиг.2 более подробно показаны основные элементы одного из компонентов настоящего изобретения, которые определяют конфигурацию беспроводного блока 1 датчика. Блок WSU 1 состоит из узла датчиков (SP) 10, электромагнитного приемопередатчика (ЕТ) 11a-f и секции 20 немагнитной обсадной колонны (NMCS). Более подробная функциональная схема и схема соединений блока WSU 1 показана в правой части фиг.4 пунктирной линией.

Снова обратимся к фиг.1. Вторым компонентом настоящего изобретения является блок 9 питания датчика (SEU). Блок SEU 9 показан более подробно на фиг.3 и обычно устанавливается на сердечник 91 и крепится к секции 94 эксплуатационной колонны. В данном примере эксплуатационная колонна 94 имеет внешнюю резьбу 93, однако она может иметь и внутреннюю резьбу. Резьба 93 позволяет регулировать положение блока SEU 9 по высоте так, чтобы высота блока SEU 9 в скважине точно соответствовала высоте блока WSU 1. Это гарантирует корректную связь, а также получение оптимальной эффективности сбора энергии (обозначение 100 на фиг.4).

Питание и связь для блока SEU обеспечивают посредством трубопроводного электрического кабеля (ТЕС) 97, который закреплен на эксплуатационной колонне 7, и выводов 72 и 73, обычно выходящих через держатель 71 колонны (см. фиг.1). Блок SEU 9 может также содержать узел 95 датчиков, который, в принципе, может быть таким же, как узел 10 датчиков блока WSU 1, но может быть сконфигурирован для считывания параметров внутреннего кольцевого пространства 8. Как правило, внутреннее кольцевое пространство 8 специалисты называют кольцевым пространством А.

На фиг.3 и 4 питание к блоку SEU 9 подают с установленного на буровой площадке блока 101 скважинного интерфейса (Downhole Interface Unit, DIU) через кабель 97 ТЕС. Кабель ТЕС 97 обеспечивает связь по направлению в скважину и из нее между блоками DIU 101 и SEU 9. Как правило, эта связь осуществляется посредством сигналов, наложенных на питание, поскольку кабель ТЕС 97 является одножильным кабелем. Кабель ТЕС 97 оканчивается в блоке SEU 9 в кабельном адаптере 96. Питание направляют внутри через сердечник 91 и подают на электромагнитную обмотку (ЕА) 92. Подробная иллюстрация внутренних электронных функциональных элементов и разводки приведена на фиг.4 слева пунктирной линией.

Также при необходимости узел 95 датчиков (SP) может быть сконфигурирован для обеспечения большего количества данных для оценки герметичности контролируемого кольцевого пространства под давлением. Узел 95 датчиков может быть аналогичен узлу 10 датчиков блока WSU, однако, альтернативно, может быть датчиком любого типа, способным обеспечивать данные для улучшения безопасности и оценки рисков конкретной скважины. Например, датчик 95 может измерять одну или более следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность, а также другие химические и физические характеристики.

Как было отмечено выше, электромагнитная обмотка 92 и узел 95 датчиков могут быть закреплены на сердечнике 91. Сердечник 91 служит одновременно как держатель и как защита упомянутых элементов, а также обеспечивает возможность регулировки для соответствия вертикальному положению или высоте блока WSU 1. Диапазон регулировки согласно настоящему изобретению обычно составляет 0-50 см, например 10-40 см или 25-35 см, но может быть расширен или сужен в зависимости от требований обеспечения свободы корректного пространственного разнесения для установки. Сердечник 91 и эксплуатационная колонна 94 могут быть выполнены из магнитного материала.

На фиг.4 показана упрощенная электронная схема согласно настоящему изобретению для пояснения специалистам внутренней архитектуры и функционирования системы. В соответствии со схемой один или более блоков SEU 9 могут быть соединены с кабелем 97 управления. На данном чертеже это проиллюстрировано с помощью дополнительного кабеля ТЕС 98, ведущего к дополнительным блокам SEU, обозначенным цифрой 28.

В многокомпонентной системе (т.е. с двумя или более блоками SEU 9) все блоки SEU соединены с кабелем 97 в параллельной конфигурации. Вследствие относительно высокого энергопотребления, система работает таким образом, что в каждый момент времени активен только один блок SEU.

Активное состояние блока SEU адресуют во время начального запуска посредством команды, выдаваемой блоком DIU 101 на буровой площадке. При подаче питания блок DIU активно адресует один из блоков SEU 9 по линии и делает его активным узлом системы. Для переключения на другой блок SEU, блок DIU просто снимает питание с линии для сброса или возобновления работы. При следующей подаче питания может быть адресован другой блок SEU. При использовании подобного режима работы в каждый момент времени питание подают только на один блок SEU, при этом система способна размещать большое количество блоков SEU на линии без значительного падения напряжения в кабеле из-за высокой нагрузки.

Сбор 100 энергии достигают путем корректного вертикального выравнивания блока SEU 9 относительно блока WSU 1. Как отмечалось выше, эта регулировка обеспечивается посредством регулируемого сердечника 91. Вторым техническим признаком настоящего изобретения является использование секции 20 немагнитной обсадной колонны, которая обеспечивает глубокое проникновение низкочастотного (50-1000 Гц) электромагнитного поля, наводимого электромагнитной обмоткой 92 (ЕА), и соответственно делает его «видимым» для электромагнитного приемопередатчика (ЕТ) 11 блока WSU 1. Эффективность передачи энергии низкая вследствие неидеальных условий индуктивной связи, однако испытания показывают, что достижим коэффициент около 20:1, который достаточен для работы узла датчиков с низким потреблением в соответствии с настоящим изобретением.

Рассмотрим более подробно фиг.4, на которой блок SEU 9 состоит из источника 21 питания, который обеспечивает регулируемый постоянный ток для электронных функциональных компонентов блока. Блок SEU контролируется внутренним контроллером 25. После вызова перехода в активное состояние контроллер интерпретирует адрес и, если он адресован, включает внутренний генератор 27 прерывистой модуляции (modulating chopper oscillator, MCO). Генератор МСО преобразует электрическую энергию в переменное магнитное поле посредством электромагнитной обмотки 92. Наводимое поле имеет частоту, позволяющую электромагнитным волнам, которые затем собираются электромагнитным приемопередатчиком (ЕТ) 11a-f блока WSU 1, распространяться вглубь окружающей структуры. Генератор МСО также обеспечивает модуляцию данных 22, передаваемых между блоками SEU и WSU.

Блок SEU имеет также модем 23. Основным назначением модема является считывание и передача данных из/по линии 97 питания. Однако данные 22 на входе и на выходе блока SEU буферизуются и интерпретируются внутренним контроллером 25. Кварцевые датчики (например, для определения давления 29 и температуры 30) рассматриваемого устройства управляются соответствующими генераторами 26, при этом частота на выходе каждого кварцевого датчика представляет собой функцию измеряемой величины. Частоту датчика измеряют с помощью сигнального процессора 24 и непрерывно подают во входной буфер контроллера 25.

Что касается блока WSU 1, его внутренние электронные функциональные элементы эквивалентны элементам блока SEU 9, за исключением выпрямляющего моста 31. Выпрямляющий мост преобразует переменный ток, наводимый локальным электромагнитным полем, в постоянное напряжение/ток для внутреннего питания блока WSU 1. Используемый электромагнитный принцип специалисты называют сбором 100 энергии. Для целей настоящего изобретения блок WSU 1 снабжен высокоточными датчиками 29 давления и 30 температуры. В принципе, блок WSU 1 может включать узел датчиков, который может содержать датчики любого типа, для измерения множества измеряемых параметров для улучшения оценки рисков в отношении герметичности системы скважины.

На фиг.1-4 показана система, включающая либо одиночный датчик внутри блока SEU, либо два датчика - один в блоке SEU, а второй в блоке WSU.

На фиг.5 показана система, приведенная на фиг.1 и расширенная для включения большего количества датчиков на каждой стороне обсадной колонны ствола скважины. Для аналогичных функциональных элементов использованы те же обозначения, что и на фиг.1-4. На внутренней стороне ответвляются, например, датчики 95а, 95b и 95с от блока SEU, а на внешней стороне ответвляются, например, дополнительные датчики 10а, 10b, 10с от блока WSU.

На фиг.6 представлена соответствующая схема, иллюстрирующая множество датчиков, объединенных в сеть и управляемых единственным узлом, и иллюстрирующая каскадирование датчиков на обеих сторонах обсадной колонны ствола скважины. На фиг.6 показаны датчики, измеряющие параметры необсаженной скважины, например давление 29, температуру 30, сопротивление 32 и уровень 33 раздела фаз нефть/вода.

1. Устройство для контроля давления снаружи обсадной колонны (2) ствола скважины, включающее
беспроводной блок датчика (WSU) (1), расположенный снаружи секции (20) немагнитной обсадной колонны и включающий датчик (10) для измерения давления и/или температуры окружающей среды, при этом блок WSU (1) может быть установлен или позиционирован на любой высоте ствола (6) скважины, а питание блока WSU (1) осуществляется с помощью сбора (100) энергии, причем частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну (20);
внутренний блок питания датчика (SEU) (9), размещенный внутри обсадной колонны (2) ствола скважины и используемый для питания блока WSU (1) и связи (100) с ним, при этом блок SEU (9) закреплен на буровой трубе или на конструкции оснащенной скважины с помощью трубы (7), имеющей резьбу (93), которая позволяет регулировать его положение по высоте, причем блок SEU (9) преобразует мощность питания постоянного тока, подаваемого по кабелю с поверхности, в переменное электромагнитное поле (100), обеспечивающее питание для блока WSU (1), расположенного снаружи обсадной колонны (2);
при этом блоки SEU (9) и WSU (1) используют электромагнитную модуляцию для обеспечения обмена данными между этими двумя компонентами.

2. Устройство по п.1, в котором блок SEU (9) сконфигурирован так, чтобы быть расположенным на высоте, равной высоте расположения внешнего блока WSU (1).

3. Устройство по п.1 или 2, в котором датчик (10) установлен вблизи устья скважины или древовидной структуры ствола скважины.

4. Устройство по п.1 или 2, в котором имеются два или более датчиков (10) в блоке WSU (1).

5. Устройство по п.4, в котором все датчики (10а, b, с) блока WCU (10) расположены на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины без нарушения герметичности скважины, находящейся под давлением.

6. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики давления (10а, b, с) измеряют один или более параметров кольцевого пространства (3, 8), которое им доступно.

7. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики (10) ответвляются от блока WSU (1) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов, закрепленному на внешней стороне обсадной колонны (2).

8. Устройство по п.7, в котором жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).

9. Устройство по п.1 или 2, включающее одну или более обмоток (11a-f) сбора энергии, распределенных по заданной секции немагнитной обсадной колонны (2).

10. Устройство по п.1 или 2, в котором блок WSU (1) включает вторичный источник энергии или подключен к нему.

11. Устройство по п.10, в котором упомянутый вторичный источник энергии выбран из следующего: аккумулятор или скважинный генератор.

12. Устройство по п.1 или 2, в котором блок SEU (9) включает один или более датчиков (95) для измерения параметров внутри обсадной колонны (2) ствола скважины или трубы (7), на которой он закреплен.

13. Устройство по п.12, в котором датчики (95) являются интегральной частью блока SEU (9) или ответвляются от блока SEU (9) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов или представляют собой комбинацию интегрального датчика и ответвленных датчиков.

14. Устройство по п.13, в котором упомянутый жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).

15. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики измеряют одну или более из следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность или любую их комбинацию.

16. Устройство по п.1 или 2, в котором датчики измеряют одну или более из следующих структурных характеристик обсадной колонны ствола скважины или трубы: сотрясения, вибрации, угол наклона скважины, магнитные свойства, электрические свойства, положение бурового устройства или ориентацию устройства иного типа, а также характеристики напряжения и натяжения или любую их комбинацию.

17. Устройство по п.1 или 2, в котором датчик измеряет одну или более из характеристик кольцевого пространства или необсаженной скважины на внешней стороне ствола скважины, при этом характеристики могут быть выбраны из следующего: давление, температура, сопротивление, плотность, показатель рН, электромагнитные и/или электрические поля, радиоактивность, соленость, звук, скорость звука, теплопроводность, а также другие химические или физические характеристики.

18. Устройство по п.1 или 2, включающее средства для получения отклика от окружающей среды, причем эти средства могут быть выбраны из следующего: источник магнитного поля, источник электрического поля, звуковые волны, давление, температура, волны поперечного усилия и другие исполнительные элементы или исполнительные части скважинного управления технологическим процессом, при этом исполнительный элемент или исполнительная часть используется по отношению к пласту для поддержки любых перечисленных выше измерений.

19. Устройство по п.1 или 2, включающее одно или более из следующего: подавление шума в смещении параметров, создаваемом технологическим процессом скважины или окружающей средой; предсказание и коррекция измерений вследствие градиентов, наводимых окружающей средой или системой технологического процесса скважины, для обеспечения корректного контроля в реальном времени герметичности скважины и ее состояния.

20. Способ контроля давления снаружи обсадной колонны (2) ствола скважины, включающий:
установку беспроводного блока (1) датчика (WSU), включающего датчик (10), на внешней стороне секции немагнитной обсадной колонны (20) ствола скважины;
установку внутреннего блока (9) питания датчика (SEU) внутри обсадной колонны (2) ствола скважины на высоте, равной высоте расположения блока WSU (1), размещенного снаружи обсадной колонны ствола скважины, при этом блок SEU (9) используют для питания блока WSU (1) и связи (100) с ним;
питание блока WSU (1) с помощью сбора (100) энергии, при этом частота индукционного сигнала лежит в диапазоне 10-1000 Гц для глубокого проникновения через немагнитную обсадную колонну (20);
преобразование мощности питания постоянного тока, подаваемого к блоку SEU (9) по кабелю (97) с поверхности, в переменное электромагнитное поле (100), обеспечивающее питание для блока WSU (1), расположенного снаружи обсадной колонны (2);
использование электромагнитной модуляции для обеспечения обмена данными между блоками SEU (9) и WSU (1).

21. Способ по п.20, в котором все датчики (10а, b, с) блока WCU (1) закрепляют для постоянного размещения на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины без нарушения герметичности скважины или барьера.

22. Способ по п.21, в котором один или более датчиков давления (10а, b, с) измеряют один или более параметров кольцевого пространства, которое им доступно.

23. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики (10) не являются частью блока WSU (1), а ответвляются и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов, закрепленному на внешней стороне обсадной колонны (2).

24. Способ по п.23, в котором жгут (97) проводов представляет собой одножильный или многожильный скважинный кабель (ТЕС).

25. Способ по п.24, в котором датчики (10а, b, с) блока WSU (1) являются частью герметичной системы ствола скважины (струйной системы) и направлены на внешнюю или наружную сторону системы обсадной колонны ствола скважины или зацементированы на внешней или наружной стороне обсадной колонны скважины.

26. Способ по любому из пп.20-22, в котором
одна или более обмоток (11a-f) сбора энергии распределены по заданной секции немагнитной обсадной колонны (2);
упомянутая секция или полоса (20) с обмотками немагнитной обсадной колонны обеспечивает необходимый допуск на оснащение скважины или разнесение для системы при спуске буровой трубы (подвески колонны) в устье или дерево скважины.

27. Способ по любому из пп.20-22, в котором блок WSU (1) включает вторичный источник энергии или подключен к нему.

28. Способ по п.27, в котором упомянутый вторичный источник энергии выбирают из аккумулятора или скважинного генератора для обеспечения дополнительной мощности, необходимой для поддержки сбора энергии.

29. Способ по любому из пп.20-22, в котором блок SEU (9) имеет по меньшей мере один датчик (95) для измерения параметров внутри обсадной колонны (2) ствола скважины или трубы (7), на которой он закреплен.

30. Способ по п.29, в котором датчики (95) являются интегральной частью блока SEU (9) или ответвляются от блока SEU (9) и подключены к общему жгуту (97) электрических проводов или представляют собой комбинацию интегрального датчика и ответвленных датчиков.

31. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики измеряют одну или более из следующих характеристик: давление, температуру, объем потока, скорость потока, направление потока, мутность, состав, уровень нефти, уровень раздела фаз вода-нефть, плотность, соленость, радиоактивность, замещения, вибрации, показатель рН, сопротивление, содержание песка, теплопроводность или любую их комбинацию.

32. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчики измеряют одну или более из следующих структурных характеристик обсадной колонны ствола скважины или трубы: сотрясения, вибрации, угол наклона, магнитные свойства, электрические свойства, положение бурового устройства или ориентацию устройства иного типа, а также характеристики напряжения и натяжения.

33. Способ по любому из пп.20-22, в котором датчик измеряет одну или более характеристик кольцевого пространства или необсаженной скважины на внешней стороне обсадной колонны ствола скважины, причем эти характеристики могут быть выбраны из следующего: давление, температура, сопротивление, плотность, показатель рН, электромагнитные и/или электрические поля, радиоактивность, соленость, звук, скорость звука, теплопроводность, а также другие химические и физические характеристики.

34. Способ по любому из пп.20-22, в котором получают отклик от окружающей среды с помощью одного или более из следующих средств: магнитные поля, электрические поля, звуковые волны, давление, температура, волны поперечного усилия и другие исполнительные элементы или исполнительные части скважинного управления технологическим процессом, при этом исполнительный элемент или исполнительную часть используют по отношению к пласту для поддержки любых перечисленных выше измерений.

35. Способ по любому из пп.20-22, включающий одно или более из следующего: подавление шума в смещении параметров, создаваемом технологическим процессом скважины или окружающей средой; предсказание и коррекция измерений вследствие градиентов, наводимых окружающей средой или системой технологического процесса скважины, для обеспечения корректного контроля в реальном времени герметичности скважины и ее состояния.

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.

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 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.

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).

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.

Способ исследования горизонтальной скважины // 2515641

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).

Скважинное модуляционное устройство // 2515624

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.

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.

Способ передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу // 2523324

Изобретение относится к системам передачи телеметрической информации для морских буровых установок. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, чувствительности, а также снижение энергетического потенциала электромагнитного канала передачи телеметрической информации при меньшем количестве приборов, необходимых для передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу. Способ передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу содержит этапы, на которых формируют скважинную информацию в виде электромагнитного сигнала, излучают этот сигнал с помощью излучателя и принимают телеметрическую информацию в виде электромагнитного сигнала. При этом прием телеметрической информации осуществляют с помощью кабельной антенны с отрицательной плавучестью. Причем в состав кабельной антенны входят активный двухэлектродный участок и симметричный фидер в виде скрученной пары проводов. При этом длина фидера выбирается не меньше глубины моря в месте погружения кабельной антенны на шельф. Кроме того, сигнал, принимаемый антенной может быть усилен с помощью усилителя, включенного в состав кабельной антенны между активным двухэлектродным участком и симметричным фидером. Дополнительно принимаемый сигнал фильтруют с помощью режекторного фильтра, включенного в состав кабельной антенны между двухэлектродным участком и усилителем. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для пофазного замера физических параметров флюида в горизонтальной скважине // 2523335

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований. Техническим результатом является регистрация границ раздела фаз скважинного флюида и скорости течения каждой отдельной фазы в условно-горизонтальных скважинах. Устройство содержит корпус, в котором установлен блок датчиков давления, температуры, влагомера и дебитомера, блок электроники, соединенный, с одной стороны, геофизическим кабелем с наземной станцией управления и, с другой стороны, с указанными датчиками, стыковочный узел с головкой кабельного разъема и центратор. На корпусе с помощью рычажного механизма закреплен контрольно-измерительный модуль, включающий инклинометр и дополнительные датчики, по крайней мере, влагомера и дебитомера, связанные соединительным кабелем с блоком электроники, с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль вектора гравитации между обсадной трубой и корпусом, расположенным в нижней части профиля обсадной трубы посредством центратора и стыковочного узла, выполненного с приводом поворота корпуса с контрольно-измерительным модулем на угол смещения их от вектора гравитации, заданный инклинометром через блок электроники. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ количественного расчета насыщенности трещинного коллектора углеводородами // 2523776

Изобретение относится к геофизике. Сущность: способ включает определение пористости трещин и расчет показателя удельного сопротивления на различных глубинах трещинного коллектора на основе данных, полученных при помощи керна полного диаметра, и отображения данных каротажного зондирования; создание модели перколяционной сетки, сочетающей матрицу и трещину, при известных особенностях структуры пор; калибровку результатов численного моделирования в соответствии с моделью перколяционной сетки на основе данных эксперимента с использованием керна и анализа результатов, полученных при использовании герметизированого керна, с последующим установлением зависимости между показателем удельного сопротивления (I) и водонасыщенностью (Sw) при различной трещинной пористости; расчет насыщенности трещинного коллектора углеводородами посредством подбора интерполяционной функции. Технический результат: повышение точности. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ и устройство для оценки состояния бурового долота // 2524237

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки. Согласно способу оценки состояния бурового долота, собирают информацию от акселерометров посредством периодической выборки данных по меньшей мере двух акселерометров, размещенных в буровом долоте, для получения временного хода ускорения за время анализа; обрабатывают данные временного хода ускорения в буровом долоте для определения профиля расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой на буровом долоте; определяют текущую твердость породы; анализируют профиль расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой, и текущую твердость породы для оценки состояния износа калибрующей накладки. Технический результат заключается в оценке состояния бурового долота. 2 н.з. и 12 з.п. ф-лы, 13 ил.

Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов // 2524728

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов. Техническим результатом является повышение точности способа. Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента, последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений. При этом качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают условно стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации. Причем оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после его полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды. 2 ил.

Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора // 2525093

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.