Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды



Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды

Владельцы патента RU 2603145:

Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование. Способ включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. Причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия. Используется расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности. 2 з.п. ф-лы, 1 ил, 1 пр.

 

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выявлению скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды.

Известен способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков (заколонных циркуляций - ЗКЦ) воды с применением термометрии [1, аналог].

Известный способ требует больших затрат времени и труда, поскольку необходимо останавливать работу скважины на длительный срок для восстановления температурного режима. Обычно термометрия прописывается при проведении капитального ремонта на отдельных скважинах, т.е. в ходе текущих работ. Системного же анализа технического состояния всего добывающего фонда скважин месторождения при этом не проводится.

Известен способ выявления источников обводнения скважин [2, аналог], согласно которому выделение проблемных скважин осуществляют с помощью карты опережающей обводненности (избыточной воды), карты недоотбора начальных извлекаемых запасов. Анализ площадного изменения характера динамик обводнения скважин залежи, с помощью которого получают первое представление о распределении источников обводнения, проводят с помощью карты накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) на момент достижения фиксированного значения обводненности. Более точное предварительное определение источника обводнения нефтяных скважин достигают с помощью корреляционного анализа более широкого числа параметров: динамик добычи воды, нефти и обводненности добываемой жидкости с динамикой добычи жидкости, динамик закачки по нагнетательным скважинам, показателей энергетического состояния пласта и интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. Причем для выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков (заколонных циркуляций - ЗКЦ) воды, проводят корреляционный анализ динамики обводненности жидкости каждой добывающей скважины с динамикой добычи жидкости; источником обводнения являются ЗКЦ, если имеет место обратная корреляция динамики обводненности с динамикой добычи жидкости.

Основными недостатками способа являются недостаточная надежность диагностики вследствие возможных ошибок текущего контроля добычи жидкости и ее обводненности, а также невозможность единовременного охвата исследованиями всего добывающего фонда, так как по способу-аналогу определяется одна конкретная скважина, обводняющаяся посредством заколонных перетоков (ЗКЦ) воды.

Известен способ выявления источников обводнения скважин [3, прототип], согласно которому выделение проблемных скважин осуществляют путем замера добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, анализа динамики логарифма водонефтяного фактора (Ln ВНФ), расчета избыточной обводненности и выявления скважин, добывающих избыточную воду. Причем расчет избыточной обводненности и выявление скважин, добывающих избыточную воду, проводят в период до прорыва закачиваемой или контурной воды. Причем период до прорыва закачиваемой или контурной воды определяют как период до начала постоянного роста динамики Ln ВНФ, а избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической и приемлемой обводненностью, определяемой по начальной водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта.

Указанием на присутствие заколонных перетоков воды считают положительное значение избыточной обводненности. Для исключения из полученного списка проблемных скважин с указанием на присутствие заколонных перетоков воды скважин с конусообразованием на залежах с монолитным строением и неполным вскрытием продуктивного пласта дополнительно анализируют характер динамики Ln ВНФ и определяют присутствие конусообразования, если имеет место куполообразная тенденция роста значений Ln ВНФ. После перечисленных действий проводят промысловые геофизические исследования на присутствие заколонных перетоков воды.

У данного метода поиска скважин с ЗКЦ два недостатка. Во-первых, поиск скважин с ЗКЦ по данному методу осуществляется лишь за период, когда к скважине не подошла по пласту контурная или закачиваемая вода, который может исчисляться лишь несколькими месяцами, в течение которых ЗКЦ могут еще не сформироваться. Во-вторых, анализ скважин проводится последовательно, что для условий больших залежей нефти с большим количеством пробуренных скважин может занять длительное время.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагаемый способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. При этом избыточную обводненность продукции рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Положительное значение избыточной обводненности считают указанием на присутствие заколонных перетоков воды, после чего проводят подтверждающие промысловые геофизические исследования в выявленных проблемных скважинах на присутствие заколонных перетоков воды. При этом для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины (ось Y) и текущей водонасыщенности пласта в интервале вскрытия (ось X), рассматривающая сразу весь фонд скважин, и расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности. При этом текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия скважин рассчитывается в математической или гидродинамической модели разработки залежи на фиксированную дату в течение первых 10 лет эксплуатации, а скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на корреляции выше кривой приемлемой обводненности.

Решаемой задачей и техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование путем обеспечения единовременного исследования всего добывающего фонда.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1) проведение промыслово-геофизических исследования скважин после их бурения и определение начальной нефтенасыщенности пласта в интервале вскрытия.

2) постоянный замер добычи нефти, жидкости и обводненности продукции каждой скважины нефтяной залежи;

3) расчет в гидродинамической, либо в математической модели пласта его текущей водонасыщенности в интервале вскрытия каждой скважины;

4) расчет для данной нефтяной залежи зависимости приемлемой обводненности продукции скважины от водонасыщенности пласта в интервале вскрытия, используя функцию Баклея-Леверетта:

,

где f(s) - приемлемая обводненность продукции скважины, S - водонасыщенность пласта в интервале вскрытия, kн(s) - фазовая проницаемость пласта для нефти, зависящая от значения водонасыщенности, kв(s) - фазовая проницаемость пласта для воды, зависящая от значения водонасыщенности, µн - вязкость нефти в пластовых условиях, µв - вязкость воды в пластовых условиях [4];

и диаграмму зависимости фазовых проницаемостей пласта от его водонасыщенности, определяемых по результатам фильтрационных исследований керна;

5) построение графической корреляции фактической текущей обводненности продукции скважины от расчетной текущей водонасыщенности пласта в интервале вскрытия на фиксированную дату в течение первых 10 лет эксплуатации, охватывающей весь добывающий фонд нефтяной залежи. Опыт работ показывает, что подавляющее число ЗКЦ в новых скважинах образуется в период первых 10 лет эксплуатации;

6) рассмотрение полученной графической корреляции совместно с рассчитанной зависимостью приемлемой обводненности продукции скважины от водонасыщенности пласта в интервале вскрытия. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются те, точки которых расположены выше кривой приемлемой обводненности;

7) для уточнения факта присутствия ЗКЦ в выявленных проблемных скважинах, для тех из них, в которых избыточная обводненность продукции появилась не в первый месяц эксплуатации, проводится анализ динамики Ln ВНФ продукции. При этом присутствие ЗКЦ подтверждается для тех скважин, в которых избыточная обводненность продукции отмечается уже в первый месяц эксплуатации, либо ее появление позже сопровождается резким и необратимым скачком значений вверх;

8) проведение ПГИ в выявленных проблемных скважинах для подтверждения присутствия в скважине ЗКЦ и для составления дизайна дальнейших РИР.

Промысловые геофизические исследования, соответственно, проводятся на более надежно выявленных, относительно прототипа, предлагаемым способом проблемных скважинах. ПГИ на выявленных проблемных скважинах проводятся не только для подтверждения присутствия в скважине ЗКЦ, но и для составления дизайна дальнейших РИР. Проведение ПГИ только в скважинах с надежным указанием на присутствие заколонных перетоков воды особенно актуально при диагностировании состояния всего фонда добывающих скважин нефтяной залежи. Оперативный поиск скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков, одновременно по всему фонду добывающих скважин, позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы (РИР) более обоснованно и более адресно.

ПРИМЕР

Выявление скважин с ЗКЦ на западной среднедевонской залежи Возейского месторождения. На фиг.1 представлена графическая корреляция значений текущей обводненности продукции скважин и расчетной водонасыщенности пласта в интервале вскрытия, охватывающая весь добывающий фонд по состоянию первых 6,0-6,5 лет эксплуатации. На ней же отмечена зависимость приемлемой обводненности продукции скважины от водонасыщенности пласта (фиг. 1, позиция 1), рассчитанная с помощью функции Баклея - Леверетта и диаграмм относительных фазовых проницаемостей, полученных по результатам фильтрационных исследований керна. Точки, соответствующие проблемным скважинам, значения которых заметно превышают приемлемые значения на кривой, окружены эллипсом (фиг. 1, позиция 2). Так были отмечены ЗКЦ, проявившиеся в скважинах данной залежи из-за позднего ввода на ней системы ППД и сильного снижения пластового давления, что привело к проявлению подошвенной воды с нижнего водонасыщенного пласта через негерметичности в цементном кольце.

Для подтверждения раннего обводнения скважин данной залежи подошвенной водой были проанализированы результаты их промыслово-геофизических исследований в ранний период эксплуатации. По большинству исследованных скважин в ранний период эксплуатации действительно отмечалось обводнение за счет ЗКЦ (либо за счет негерметичности эксплуатационной колонны). Такое отмечено по скважинам А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, З и И. В первых пяти скважинах из этого списка (скважины А, Б, В, Г и Д) заколонные перетоки отмечаются на графической корреляции, представленной на фиг. 1. Точки, соответствующие этим скважинам, отмечены на корреляции кружками. Точки трех других скважин (скважины Ж, З и И) на данной корреляции не отмечены, т.к. к моменту исследования (после первых 6,0 лет эксплуатации) эти скважины уже были остановлены из-за высокой обводненности вследствие ЗКЦ. По скважине 3 ЗКЦ образовался через полгода, т.е. в период 6,5-7,0 лет эксплуатации, что подтвердилось анализом аналогичной корреляции за соответствующий период.

Источники информации

1. РД-39-100-91 - Методическое руководство по гидродинамическим и промыслово-геофизическим методам контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М., - 1990 г. 540 с, аналог.

2. Патент РФ 2318993, Е21В 43/16, 10.03.2008 - аналог.

3. Патент РФ 2435028, Е21В 47/10 (2006.01) - прототип.

4. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью-Иорк - Даллас, 1971. пер. с англ./ Под ред. проф. В.Л. Данилова. - М. : Недра, 1974. - 192 с.

1. Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, включающий замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду, причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта, после чего проводят промысловые геофизические исследования на скважинах с указанием на присутствие заколонных перетоков воды, отличающийся тем, что для поиска скважин с заколонной циркуляцией (ЗКЦ) используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины (ось У) и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия (ось X), рассматривающая одновременно весь фонд добывающих скважин на фиксированную дату в течение первых лет эксплуатации, и расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи, а проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для выявления всех проблемных скважин нефтяной залежи, обводняющихся за счет ЗКЦ, в том числе уже обводнивщихся за счет ЗКЦ и остановленных из-за высокой обводненности продукции, построение и анализ описанной корреляции совместно с кривой зависимости приемлемой обводненности продукции от водонасыщенности пласта проводится периодически через фиксированный период времени в течение первых 10 лет эксплуатации, в течение которых образуется подавляющее большинство ЗΚЦ в скважинах.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для уточнения факта присутствия ЗКЦ в выявленных проблемных скважинах, для тех из них, в которых избыточная обводненность появилась не в первый месяц эксплуатации, проводится анализ динамики логарифма водонефтяного фактора (Ln ВНФ) продукции, при этом присутствие ЗКЦ в скважине подтверждается в случае, если избыточная обводненность продукции отмечается уже в первый месяц эксплуатации, либо позже, но сопровождается резким и необратимым скачком значений вверх.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

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.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания. Для контроля процесса обводнения используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определяют среднеквадратичные отклонения температуры и давления при разных режимах работы скважины и их сравнивают. Начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и . По результатам ежедневного замера давления и температуры на устье нормально работающих скважин за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления и наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий , , диагностируют начало обводнения скважины. Анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий , , диагностируют самозадавливание скважины. 3 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.

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.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ оперативного контроля включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ); использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП; сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. В АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-газосборный шлейф (ГСШ)», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура. При выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора. Технический результат заключается в эффективном управлении режимом работы контура «скважина–ГСШ» и в том числе всем газовым промыслом в целом.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита. Способ включает измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска полированного штока насоса. Разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе. Причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений. 1 ил.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью. По наличию аномалий производят определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости. При этом дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Технический результат заключается в одновременном выделении заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышении надежности оценки технического состояния скважин. 2 ил.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам. Данные по плотностям пластовых флюидов получаются по предварительным исследованиям глубинных проб нефти и воды нефтедобывающих скважин. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ включает запуск скважинного прибора в центральной трубе скважины, причем скважинный прибор содержит корпус и установленные в корпусе прибора генератор импульсов и регистратор сигнала; генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины; регистрацию, посредством регистратора сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины; повторение операций генерирования и регистрации для различных положений генератора импульсов по глубине скважины; обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления; фильтрацию зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу и принятие вершины гиперболы в качестве определяющей положение границы вода/цемент. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 4 ил., 11 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-20 2016-11-19T23:56:18
Наверх