Способ определения температуры многолетне-мерзлых пород вокруг скважины и температуры флюида в скважине

Авторы патента:

Шевелева Дарья Васильевна (RU)

E21B47/06 - измерение температуры или давления (измерение температуры вообще G01K; измерение давления вообще G01L)

Владельцы патента RU 2588076:

Шевелева Дарья Васильевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород. Техническим результатом является повышение точности прогнозирования теплового состояния мерзлых пород при эксплуатации скважин, т.е. радиуса оттаивания вокруг скважины и расчет температуры нефти в скважине. В способе учитывают связь вертикального теплового потока в скважине с горизонтальным потоком тепла от скважины в горные породы: насколько нефть охладилась при подъеме от забоя к устью, настолько прогрелись (протаяли) горные породы вокруг скважины, на основании этого получено сложное интегро-дифференциальное условие на границе скважины и горных пород. Температурное поле горных пород определяют с помощью численного моделирования. Температурное поле флюида в скважине находится на основании решения уравнения притока тепла. 1 ил.

Известны способы, позволяющие определить температуру горных пород при заранее заданной температуре флюида в скважине - [Ермилов, О.М. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах крайнего севера. Теплофизические и геохимические акценты. / О.М. Ермилов, Б.В. Дегтярев, А.Р. Курчиков. - Новосибирск: Издательство Сибирского отделения Российской Академии Наук, 2003. - 218 с.].

Главный недостаток известного способа заключается в том, что температура нефти в скважине считается известной, в то время как скважина и горные породы являются одной теплообменной системой и их температуры должны рассчитываться одновременно. Также в решении задачи используется постановка Стефана, в которой сделано предположение, что фазовые переходы происходят при 0°C, в то время как существует постановка Колесникова, где предполагается, что оттаивание происходит в интервале температур, что ближе к отражению реальных характеристик задачи. Также решение задачи известным способом получено при использовании метода последовательной смены стационарных состояний. Однако при высокой температуре теплоносителя в скважине и небольшой льдистости мерзлых пород температурные поля в породе могут сильно отличаться от стационарных, особенно в начальный период и в окрестности подвижной границы.

Известен способ [Кудрявцев С.А. Численные исследования теплофизических процессов в сезонно-мерзлых грунтах / С.А. Кудрявцев // Криосфера земли. - 2003. - Т. IIX. - №4. - С. 102-104] расчета трехмерного температурного поля с учетом фазовых превращений в спектре отрицательных температур. Построение модели базируется на программном комплексе «FEM models». Последняя версия программного комплекса носит название «Thermoground». Минусом данной модели является возможность «проскочить» фазовый переход при неправильно подобранном шаге по времени относительно размера интервала фазовых переходов и упустить пиковый подъем теплоемкости на этом интервале. Температура нефти в скважине также должна быть известна. В заявленном техническом решении используется способ расчета температуры пород, исключающий возможность «проскочить» фазовый переход, который предложен авторами [Инструкция по определению температурного режима вечномерзлых и сезонно-мерзлых грунтов и прогнозированию последствий изменения тепловых условий на поверхности: РД 39-Р-088-91. - Введ. 01.05.91. - Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1991. - 46 с.].

Также известны способы, определяющие температуру флюида в скважине при известной температуре пород, окружающих скважину (включая многолетне-мерзлые). Это минус, т.к. температура нефти и горных пород должна определяться в процессе расчета одновременно. Например, способ расчета температуры нефти при известной температуре горных пород [Мусакаев Н.Г. Математическое моделирование процессов, протекающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт / Н.Г. Мусакаев // Нефть и Газ. Известия Вузов ТГНГУ. - 2002. - №4. - С. 12-16]. Способ включает решение квазистационарного уравнения притока тепла.

Известен способ [Бондарев Э.А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин / Э.А. Бондарев, Б.А. Красовицкий. - Новосибирск: Наука, 1974. - 87 с.] аналитического решения задачи определения температурного распределения в стволе скважины и конфигурации фронта оттаивания в различные моменты времени. Задача оттаивания вокруг скважины решена в одномерной постановке (изменение температуры происходит только в радиальном направлении). Рассмотрена система двух уравнений: уравнение притока тепла для потока нефти в скважине и условие Стефана, т.е. фазовые переходы происходят при 0°C. Уравнение притока тепла тоже является одномерным, по координате глубины. Для решения использован метод характеристик. Решение приводится отдельно для нефтяной скважины. Предлагаемые системы уравнений довольно громоздки, что не способствует оперативности расчетов.

Известен способ определения размеров и конфигурации зоны оттаивания многолетне-мерзлых пород в приустьевой зоне скважины [RU 2157882 С2, МПК⁷ E21B 36/00, опубл. 2000], включающий стандартные теплофизические исследования свойств грунтов, термометрических измерений для получения исходных параметров для дальнейших расчетов. Тепловое взаимодействие скважины с многолетне-мерзлыми породами определяют путем решения численными методами на основе математического моделирования для периода времени с момента пуска скважины до окончания сезона летнего оттаивания грунтов нестационарного уравнения теплопроводности. Далее снимают значения температур теплового поля, строят профиль положения фазовой границы пород на различных глубинах и определяют размеры зоны протаивания, для полученной зоны протаивания рассчитывают величину осадки оттаявших пород в приустьевой зоне скважины за расчетный период на различном удалении от скважины по приведенным формулам. По результатам расчетов определяют радиус на различных глубинах и строят масштабный профиль сформировавшейся термокарстовой воронки. Затем в соответствии с рассчитанной величиной осадки оттаявших пород изменяют конфигурацию расчетной области тепловой модели и повторяют вышеописанные операции для следующего годового цикла, при этом циклы расчетов повторяют до достижения заданного момента времени. В случае, если заданный момент времени не совпадает со временем окончания летнего протаивания грунтов, расчет осадки пород и построение масштабного профиля термокарстовой воронки осуществляется на заданный момент времени. Недостатком известного способа является отсутствие теплового потока на нижней границе расчетной области - при глубине 30 метров, т.е. нулевой поток в качестве нижнего граничного условия. Следующим недостатком является особенность численной схемы, позволяющей проскочить фазовый переход, расчеты совершаются при известной температуре флюида в скважине, т.е. без учета динамики теплообмена в системе скважина - горные породы. Известный способ ближе всего к заявленному техническому решению.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа, позволяющего учитывать взаимный тепловой обмен скважины и многолетне-мерзлых пород.

Техническим результатом является повышение точности прогнозирования теплового состояния мерзлых пород при эксплуатации скважин, т.е. радиуса оттаивания вокруг скважины и расчет температуры нефти в скважине.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения размеров и конфигурации зоны оттаивания вокруг скважины и температуры нефти в скважине, оборудованной эксплуатационной колонной и расположенной внутри нее колонной насосно-компрессорных труб, включающем проведение стандартных теплофизических исследований свойств грунта и определение на основании полученных исходных данных параметров теплообмена скважины и горных пород путем решения численными методами на основе математического моделирования, особенностью является то, что учитывают теплофизические параметры грунтов вокруг скважины, среднемесячную температуру воздуха, толщину снега, коэффициент теплообмена поверхности земли с воздухом, дебит скважины, обводненность, глубину, температуру пласта на уровне отбора, радиус эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, мощность мерзлоты, температуру мерзлоты, затем определяют динамику размера и конфигурации зоны оттаивания вокруг скважины и падение температуры нефти по стволу скважины, устьевую температуру, на основе численных расчетов системы уравнений (1)-(3):

где:

r, z - координаты цилиндрической системы координат,

τ - время, сек,

Т - температура горных пород или T(r, z, τ) впоследствии для упрощения формул будет записываться как Т, °C,

λ(Т) - коэффициент теплопроводности горных пород, Вт/(мK),

с(Т) - эффективная объемная теплоемкость горных пород, Дж/(м³K)

где c_gr(T) - объемная теплоемкость породы, зависящая от температуры, Дж/(м³K),

γ - удельная теплота фазового перехода воды, Дж/кг,

ρ - плотность горных пород, кг/м³,

w - влажность мерзлых пород, доли,

t - температура нефти или t(z, τ),

G - дебит жидкости, кг/сек,

C_p - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгК), которая определяется как

c_p=c_oil·(1-f)+c_wat·f,

C_oil - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кгК),

C_wat - удельная теплоемкость воды, Дж/(кгК),

f - обводненность, доли,

u - периметр сечения движения жидкости, м,

где в уравнении (3):

K_s(z) - коэффициент теплопередачи скважины, Вт/(м²K),

r_s - радиус эк, м.

Технический результат достигается тем, что учитывается связь вертикального теплового потока в скважине с горизонтальным потоком тепла от скважины в горные породы: насколько нефть охладилась при подъеме от забоя к устью, настолько прогрелись (протаяли) горные породы вокруг скважины, на основании этого получено сложное интегро-дифференциальное условие на границе скважины и горных пород:

где

r, z - координаты цилиндрической системы координат,

T - температура горных пород или T(r, z, τ), для упрощения формул записывается как T, °C,

λ(T) - коэффициент теплопроводности горных пород, Вт/(мK),

G - дебит жидкости, кг/сек,

C_p - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгК),

u - периметр сечения движения жидкости, м,

K_s(z) - коэффициент теплопередачи скважины, Вт/(м²K),

r_s - радиус эк, м.

Граничное условие передает информацию о тепловом потоке скважины в многолетне-мерзлые породы и связывает температурное поле флюида в скважине с температурным полем горных пород, которое определяется с помощью численных методов. Способ определяет зону оттаивания вокруг скважины и температуру флюида в скважине. Температура нефти рассчитывают одновременно с температурой горных пород, оттаивание происходит в интервале температур, решается нестационарное уравнение теплопроводности. Заявленное техническое решение также включает квазистационарное уравнение притока тепла, но одновременный расчет температуры нефти и температуры горных пород, включая многолетне-мерзлые. Решение задачи происходит в двумерной области, учтены фазовые переходы в спектре температур.

На чертеже представлено схематичное расположение скважины 1 в горных породах, включая расчетную область. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, эксплуатационная колонна (ЭК) 3, мерзлые породы обозначены штрихом 4, немерзлые породы - 5, граница скважины и горных пород обозначена 6, граница горных пород с воздухом или поверхность земли - 7, граница области расчета справа - 8, граница области снизу - 9, r, z - координаты цилиндрической системы координат, R - размер расчетной области по радиусу, 0 - начало системы координат.

Скважина 1 состоит из двух вертикальных цилиндрических труб, одна из которых находится внутри другой. НКТ 2 установлена внутри ЭК 3. По внутренней трубе НКТ 2 поднимается нефть от забоя к устью.

Скважину 1 окружают немерзлые 5 и мерзлые породы 4. Мерзлые породы 4 характеризуются мощностью и залегают сплошным массивом от поверхности земли до определенной глубины. В мерзлых породах происходят фазовые переходы, за счет теплового потока от скважины 1 и от поверхности земли 7. Нефть, поднимаясь от забоя к устью, остывает. Это тепло идет в окружающие скважину 1 горные породы, в мерзлых породах 4 начинается оттаивание. Такая задача относится к классу нелинейных относительно температурного поля горных пород и сопряженных относительно граничного условия 6 на скважине 1.

Расчетная область задается в цилиндрической системе координат (ЦСК). Начало координат помещено на забой скважины 1. Рассматриваем двумерную область, где ось скважины 1 совпадает с осью 0z в ЦСК. Область включает породы с положительной и отрицательной температурой.

В результате аналитических преобразований получаем систему уравнений:

где

r, z - координаты цилиндрической системы координат,

τ - время, сек,

T - температура горных пород или T(r, z, τ) впоследствии для упрощения формул будет записываться как T, °C,

λ(T) - коэффициент теплопроводности горных пород, Вт/(мK),

c(Т) - эффективная объемная теплоемкость горных пород, Дж/(м³K)

где c_gr(T) - объемная теплоемкость породы, зависящая от температуры, Дж/(м³K),

γ - удельная теплота фазового перехода воды, Дж/кг,

ρ - плотность горных пород, кг/м³,

w - влажность мерзлых пород, доли,

t - температура нефти или t(z, τ),

G - дебит жидкости, кг/сек,

C_p - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгК), которая определяется как

C_oil - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кгК),

C_wat - удельная теплоемкость воды, Дж/(кгК),

f - обводненность, доли,

u - периметр сечения движения жидкости, м,

K_s(z) - коэффициент теплопередачи скважины, Вт/(м²K),

r_s - радиус эк, м.

Уравнение параболического типа (1) описывает тепловое поле горных пород [Инструкция по определению температурного режима вечномерзлых и сезонно-мерзлых грунтов и прогнозированию последствий изменения тепловых условий на поверхности: РД 39-Р-088-91. - Введ. 01.05.91. - Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1991. - 46 с.]. В начальный момент времени температурное поле горных пород имеет вид: T(r, z, 0)=T₁(z).

Расчетная область представляет собой фрагмент осевого сечения скважины и массива вмещающих многолетне-мерзлых пород (чертеж) в цилиндрических координатах. Высота (глубина области от поверхности грунта) равна расстоянию от забоя до устья скважины, ширина 25 м.

Рассмотрим условия на границах области для уравнения (1), которые показаны на фиг.

Учет теплового взаимодействия потока нефти с окружающими породами приводит к граничному условию интегро-дифференциального вида (3) - на левой вертикальной границе (6) чертежа. Можно назвать его усовершенствованным граничным условием третьего рода [Фарлоу, С. Уравнения с частными производными для научных работников и инженеров / С. Фарлоу. - М.: Мир. - 1983. - 384 с.]. Чтобы его получить, необходимо было сделать ряд допущений: температура на стенке НКТ 2 скважины 1 равна температуре нефти, температура на внешней стенке ЭК 3 равна температуре горных пород. Тогда коэффициент теплопередачи скважины [Исаченко В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел. - М.: Энергия, 1975. - 486 с.]

В межтрубном пространстве передача тепла осуществляется за счет теплопроводности, свободная конвекция учитывается в виде эквивалентной теплопроводности λ_эк(z).

Радиус НКТ 2 гораздо меньше глубины скважины 1, поэтому, можно рассматривать тепловое поле нефти как одномерное (в зависимости от глубины). Процесс теплообмена в НКТ 2 происходит гораздо быстрее, чем процесс распространения тепла в горных породах, поэтому уравнение притока тепла можно записать в квазистационарном приближении. Решение (2) уравнения притока тепла [Исаченко, В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел. - М.: Энергия, 1975. - 486 с.] подставлено в граничное условие третьего рода. За счет упрощения задачи в трубе, часть задачи переводится в граничное условие. Здесь вместо обычного подхода с определением температуры нефти заранее предложен нестандартный вариант с использованием решения линейного дифференциального уравнения.

Поля температур нефти и горных пород связаны между собой условием на границе теплообмена (3), которое является главной особенностью заявленного технического решения.

На верхней горизонтальной границе (поверхность земли) (7) чертежа задаются граничные условия 3 рода (Фарлоу С. Уравнения с частными производными для научных работников и инженеров / С. Фарлоу. - М.: Мир. - 1983. - 384 с). Здесь определяется тепловое взаимодействие окружающей среды с многолетне-мерзлыми породами путем задания среднемесячных температур и коэффициентов теплообмена на дневной поверхности.

где K_ν - коэффициент теплопередачи от поверхности земли через слой снега к воздуху, Вт/(м²K), коэффициент теплопередачи от поверхности земли через слой снега к воздуху [Исаченко, В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова А.С. Сукомел. - М.: Энергия, 1975. - 486 с.]:

T_v - температура воздуха, K,

где λ - теплопроводность снега, Вт/(мK),

δ - толщина снега, м,

l - размер области расчета по вертикали.

На правой вертикальной границе области (8) чертежа задано равенство нулю теплового потока:

где R - размер области по радиусу. Значение R можно подобрать с помощью функции влияния точечного источника. Функция влияния мгновенного точечного источника тепла: . При a~10-7 м²/с, t~107°C, r~25 м, функция G(x, y, z, t)~10^-6. Можно принять R=25 м.

R - это расстояние, при котором функция влияния точечного источника тепла очень мала.

На нижней горизонтальной границе (9) чертежа области задана постоянная температура:

T_p - температура нефтяного пласта.

Численный расчет температур горных пород начинается от забоя скважины, используется метод переменных направлений [Роуч П. Вычислительная гидродинамика / П. Роуч. - М.: Мир, 1980. - 616 с.]. Шаг по координате z 5 м (может уменьшаться до 0.25 м при приближении к дневной поверхности), по r 0.25 м, шаг по времени τ 3 суток.

Предложенный способ определения размеров и конфигурации зоны оттаивания вокруг скважины и температуры нефти в скважине является более точным по сравнению с известными способами, не принимающими во внимание теплообмен в системе скважина - горные породы. Скважина и породы являются одной теплообменной системой, и, поэтому, одновременное определение температуры жидкости в скважине и температурного поля горных пород вокруг нее обеспечивает повышение точности прогнозирования теплового состояния мерзлых пород при эксплуатации скважин, которое используют для выбора расстояния между скважинами, оценки размеров приустьевой воронки. Учет взаимного теплового обмена скважины и многолетне-мерзлых пород позволяет получать более реальные оценки факторов, представляющих угрозу для нормальной работы скважины и кустового оборудования.

Способ определения размеров и конфигурации зоны оттаивания вокруг скважины и температуры нефти в скважине, оборудованной эксплуатационной колонной и расположенной внутри нее колонной насосно-компрессорных труб, включающий проведение стандартных теплофизических исследований свойств грунта и определение на основании полученных исходных данных параметров теплообмена скважины и горных пород путем решения численными методами на основе математического моделирования, отличающийся тем, что учитывают теплофизические параметры грунтов вокруг скважины, среднемесячную температуру воздуха, толщину снега, коэффициент теплообмена поверхности земли с воздухом, дебит скважины, обводненность, глубину, температуру пласта на уровне отбора, радиус эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, мощность мерзлоты, температуру мерзлоты, затем определяют динамику размера и конфигурации зоны оттаивания вокруг скважины и падение температуры нефти по стволу скважины, устьевую температуру, на основе численных расчетов системы уравнений (1)-(3):

где r, z - координаты цилиндрической системы координат,
τ - время, с,
Т - температура горных пород или T(r, z, τ) впоследствии для упрощения формул будет записываться как Т, °C,
λ(Т) - коэффициент теплопроводности горных пород, Вт/(мK),
с(Т) - эффективная объемная теплоемкость горных пород, Дж/(м³K)

где c_gr(T) - объемная теплоемкость породы, зависящая от температуры, Дж/(м³K),
γ - удельная теплота фазового перехода воды, Дж/кг,
ρ - плотность горных пород, кг/м³,
w - влажность мерзлых пород, доли,
t - температура нефти или t(z, τ),
G - дебит жидкости, кг/с,
С_р - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгК), которая определяется как
c_p=c_oil·(1-f)+c_wat·f,
C_oil - удельная теплоемкость нефти, Дж/(кгК),
C_wat - удельная теплоемкость воды, Дж/(кгК),
f - обводненность, доли,
u - периметр сечения движения жидкости, м,
где в уравнении (3):
K_s(z) - коэффициент теплопередачи скважины, Вт/(м²K),
r_s - радиус эк, м.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта.

Способ определения заколонного перетока жидкости методом активной термометрии в скважинах, перекрытых насосно-компрессорными трубами // 2585301

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Способ захоронения co2 (варианты) // 2583029

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины // 2581852

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин.

Конструкция береговой многозабойной интеллектуальной газовой скважины для разработки шельфового месторождения // 2580862

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине // 2580547

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Система каротажа для применения в скважине в зоне под погружным электроцентробежным насосом // 2572496

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и может быть применена в системе каротажа проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже работающего погружного насоса (ЭЦН).

Способ управления давлением в стволе скважины на основе теории управления с прогнозирующими моделями и теории систем // 2570687

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Способ определения давления в скважине // 2569522

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина и способ её монтажа // 2568448

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины.

Способ исследования месторождений углеводородов // 2597239

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

Способ измерения температуры грунта // 2597339

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов. Техническим результатом является повышение точности измерений, устранение конвекции воздуха в термометрической скважине при производстве измерений. Способ измерения температуры грунта с помощью измерительной гирлянды, опускаемой в термометрическую скважину. При этом обсадная труба термометрической скважины представляет собой трубу, изготовленную из материала с относительно низким коэффициентом теплопроводности (например, полипропилен), с частями из материала с относительно высоким коэффициентом теплопроводности (например, втулки из стали), а измерительная гирлянда представляет собой трубу, имеющую наружный диаметр, равный внутреннему диаметру обсадной трубы, и аналогичную по конструкции, у которой к металлическим частям прикреплены термопары для измерения температуры. 2 ил.

Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин // 2607004

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.

Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины // 2611786

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла. Нижняя секция содержит двуякорный пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии (БПТ), примкнутым к частотно-управляемому погружному электродвигателю (ПЭД) погружного электроприводного насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с БПТ, включающим средства замера одного или нескольких параметров пластов, включая датчик измерения давления, и снабжена центратором для соединения части стыковочного узла верхней секции с ответной его частью на нижней секции. Затвор электроприводного дроссельного клапана выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта в запорном седле в случае аварийного отключения электропитания скважины. Установка оснащена телемеханической системой (ТМС) с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей, по меньшей мере, второй датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленное перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины, установленным на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенными внутри БПТ через обмотки электродвигателя насоса и устьевую арматуру. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Установка для подъема пластовой жидкости // 2612410

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС). Установка для подъема пластовой жидкости содержит погружной электродвигатель с гидрозащитой и силовым кабелем питания, насос, станцию управления с частотным преобразователем, НКТ и систему ТМС с гидравлической линией. ТМС установлена над погружным электродвигателем и присоединена к нему с помощью разъемного стыковочного узла. Силовой кабель питания пропущен через ТМС. Для предотвращения утечки жидкости при обрыве гидравлической линии ТМС оснащена клапаном. Изобретение позволяет монтировать оборудование на скважине, уменьшает радиальные габаритные размеры и повышает надежность работы установки. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне // 2613374

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.

Скважинная насосная установка // 2619302

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений. Установка содержит установленные в скважине на колонне труб погружной насос с погружным электродвигателем. Вдоль колонны труб пропущен электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления работой погружной установки с датчиками параметров состояния, таких как давление и температура, и устройством преобразования сигналов датчиков, установленным на колонне труб в герметичном приборном отсеке. Силовой кабель подключен к погружному электродвигателю и к погружному приборному модулю. Внешняя поверхность приборного модуля выполнена с переменным сечением и образует с профилем внутренней стенки обсадной колонны скважины трубку Вентури. На горловине и диффузоре этой трубки установлены отборники давления перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля. Отборники давления подключены к дифференциальному манометру, установленному в герметичном приборном отсеке и подключенному к устройству преобразования сигналов. С помощью этого устройства обеспечена возможность расчета расхода перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля на основе показаний дифференциального манометра. 1 ил.

Способ раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора // 2620690

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов. При осуществлении способа устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, производят наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора. При увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол. Сокращаются временные затраты при ликвидации газопроявлений, повышается техника безопасности. 2 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием // 2624858

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа. В способе разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта. Затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью. Производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют. 3 ил., 2 табл.

Способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта // 2630343

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях. Способ включает бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана. После достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл.