Оценка и калибровка условий изгиба в скважине

Авторы патента:

СЭМЬЮЭЛ Робелло (US)

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

Владельцы патента RU 2627329:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к подземным операциям бурения, в частности к оценке и калибровке эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Техническим результатом является повышение эффективности оценки передачи осевого усилия бурильной колонны и оптимизации добычи углеводородов. Способ оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны в стволе скважины осуществляют с помощью систем для управления одной или более буровыми операциями, каждая из которых содержит: по меньшей мере один процессор и запоминающее устройство, содержащее долговременно хранимые исполняемые команды для оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Посредством процессора одной системы осуществляют подъем бурильной колонны, так что буровое долото находится над забоем ствола скважины; измеряют нагрузку на крюк; уменьшают первую референтную величину нагрузки на крюк. Также в способе определяют первое давление на долото в нижней части бурильной колонны и определяют эффективность передачи осевого усилия на основе, по меньшей мере частично, измеренной нагрузки на крюк, первого давления на долото и первой референтной величины нагрузки на крюк. Процессор второй системы изменяет нагрузку на крюк на первую и вторую референтную величину; измеряет первое и второе давление на долото в нижней части бурильной колонны. Также процессор второй системы определяет эффективность передачи осевого усилия на основании, по меньшей мере частично, первой и второй референтных величин нагрузки на крюк, первого давления на долото и второго давления на долото. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение в целом относится к подземным операциям бурения, а более конкретно к оценке и калибровке эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны.

Углеводороды, такие как нефть и газ, как правило, получают из подземных формаций, которые могут быть расположены на суше или в море. Выполнение подземных операций и процессов для извлечения углеводородов из подземной формации является сложной задачей. Как правило, подземные операции включают в себя несколько различных этапов, таких как, например, бурение скважины на требуемой буровой площадке, обработка скважины для оптимизации добычи углеводородов и осуществление необходимых этапов для добычи и обработки углеводородов из подземной формации.

В конкретных применениях направленного бурения, где трасса ствола скважины извилиста, трасса бурильной колонны может отклоняться от кривизны ствола скважины. В зависимости от величины отклонения и сжатия бурильной колонны, бурильная колонна может принимать состояние бокового или синусоидального изгиба. Это также можно назвать "извиванием" бурильной колонны. Когда бурильная колонна имеет состояние бокового изгиба, дальнейшее сжатие бурильной колонны может привести к винтообразному изгибу бурильной колонны. Винтообразный изгиб бурильной колонны еще называют "скручиванием". Изгиб может привести к потере эффективности операции бурения и к преждевременному выходу со строя одного или более компонентов бурильной колонны.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Некоторые конкретные приведенные в качестве примера варианты осуществления настоящего изобретения будут понятны частично со ссылкой на следующее описание и сопроводительные чертежи.

На фиг. 1 показана схема примера буровой системы в соответствии с аспектами настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана схема, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему обработки информации в соответствии с аспектами настоящего изобретения.

На фиг. 3-6 показаны блок-схемы примеров процессов в соответствии с аспектами настоящего изобретения.

Несмотря на то, что варианты осуществления настоящего изобретения были изображены, описаны и изложены посредством ссылки на приведенные в качестве примера варианты осуществления изобретения, эти ссылки не ограничивают изобретение и такое ограничение не подразумевается. Раскрываемый объект изобретения допускает значительную модификацию, изменение и эквиваленты по форме и функции, которые придут на ум специалистам в данной области техники и имеют преимущества данного изобретения. Изображенные и описанные варианты осуществления настоящего изобретения являются примерами и не ограничивают объем изобретения.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение в целом относится к подземным операциям бурения, а более конкретно, к оценке и калибровке эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны.

Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения более подробно описаны в настоящем описании. В данной спецификации ради ясности могут быть описаны не все характеристики фактического осуществления. Конечно, следует понимать, что при разработке любого такого варианта фактического осуществления для достижения конкретных целей осуществления принимается много конкретных решений по осуществлению, которые будут отличаться от одного осуществления к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря данному описанию, быть обычным делом для специалиста в данной области техники.

С целью лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры частных вариантов осуществления. Следующие примеры не следует воспринимать в качестве ограничения или определения объема изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, отклоненным или другим нелинейным стволам скважины в любом типе подземной формации. Варианты осуществления могут быть применимы к нагнетательным скважинам, а также эксплуатационным скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты осуществления могут быть реализованы с использованием приспособления, подходящего для тестирования, извлечения и отбора проб вдоль по секциям формации. Варианты осуществления могут быть реализованы посредством приспособлений, которые, например, могут быть переправлены через канал потока в колонне труб или с использованием кабеля, тросовой проволоки, колонны гибких труб, скважинного робота и т.п.

В контексте настоящего описания предполагается, что термин «соединены» или «соединен» обозначает непрямое либо прямое соединение. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, такое соединение может быть осуществлено через прямое соединение или через непрямое механическое или электрическое соединение посредством других устройств и соединений. Аналогично термин "соединен с возможностью обмена данными" обозначает непрямое либо прямое коммуникационное соединение. Такое соединение может быть проводным или беспроводным соединением, таким как, например, Ethernet или локальная сеть LAN. Такие проводные или беспроводные соединения хорошо знакомы специалистам в данной области техники и нет необходимости в более подробном рассмотрении в данной заявке. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством с возможностью обмена информацией, то такое соединение может быть осуществлено через прямое соединение или через непрямое соединение с возможностью обмена данными посредством других устройств и соединений.

Как показано на фиг. 1, буровое оборудование 100 нефтяной скважины (упрощено для облегчения понимания) может включать в себя буровую вышку 105, пол 110 буровой вышки, буровую лебедку 115 (схематически представлена буровым тросом и подвижным талевым блоком), крюк 120, вертлюг 125, ведущую буровую трубу 130, стол 135 бурового ротора, буровую трубу 140, одну или более утяжеленных буровых труб 145, один или более инструментов 150 для измерений или каротажа в процессе бурения (MWD/LWD), один или более переводников 155 и буровое долото 160. Буровой раствор подается буровым насосом 190 в вертлюг 125 по линии подачи бурового раствора 195, которая может включать в себя стояк 196 и шланг ведущей буровой трубы 197. Буровой раствор проходит через ведущую буровую трубу 130, буровую трубу 140, утяжеленные буровые трубы 145, переводники 155 и выходит через форсунки и сопла в буровое долото 160. Буровой раствор затем поднимается по кольцевому пространству между буровой трубой 140 и стенкой ствола 165 скважины. Одна или более частей ствола 165 скважины могут включать в себя необсаженный ствол, а одна или более частей ствола 165 скважины могут быть обсажены. Буровая труба 140 может состоять из нескольких звеньев с замками. Буровая труба 140 может быть одного номинального диаметра и давления (т.е. фунтов на фут) или может состоять из интервалов звеньев из двух или более различных номинальных диаметров и давлений. Например, интервал тяжелых звеньев с замками может использоваться выше интервала более легких звеньев с замками для горизонтального бурения или других приложений. Буровая труба 140 может при необходимости включать в себя один или более переводников 155, распределенных между звеньями буровой трубы с замками. Если включается один или более переводников 155, то один или более переводников 155 могут содержать сенсорное оборудование (например, датчики), связное оборудование, оборудование для обработки данных или другое оборудование. Звенья буровой трубы с замками могут быть любых подходящих размеров (например, 30 футов в длину). Обратная линия бурового раствора 170 возвращает буровой раствор со ствола 165 скважины и подает его в емкость для бурового раствора (не показана), а затем буровой раствор, наконец, проходит через буровой насос 190 обратно в линию подачи бурового раствора 195. Сочетание утяжеленной буровой трубы 145, инструментов 150 для измерений или каротажа в процессе бурения и бурового долота 160 известно как забойное оборудование (BHA). Сочетание нижней части бурильной колонны, буровой трубы 140 и имеющихся переводников 155 известно как бурильная колонна. При вращательном бурении стол 135 бурового ротора может вращать бурильную колонну или же бурильная колонна может вращаться от верхнего приводного узла.

Процессор 180 может использоваться для сбора и анализа данных из одного или более датчиков и для управления одной или более буровых операций. Процессор 180 может быть помещен и ниже поверхности, например, внутри бурильной колонны. Процессор 180 может работать со скоростью, достаточной для использования в процессе бурения. Процессор 180 может включать в себя терминал 185 или быть сопряженным с ним. Терминал 185 может позволять оператору взаимодействовать с процессором 180.

В показанном варианте осуществления процессор 180 может включать в себя систему обработки информации. Используемые здесь системы обработки информации могут включать в себя техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью обеспечения вычисления, классификации, обработки, передачи, получения, извлечения, порождения, переключения, хранения, отображения, обнародования, обнаружения, записи, воспроизведения, обработки или использования любой формы информации, сведений или данных для целей бизнеса, науки, управления или других целей. Например, система обработки информации может являться персональным компьютером, сетевым устройством хранения данных или любым подходящим устройством и может иметь разные размер, форму, производительность, функциональность и цену.

Система обработки информации может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более вычислительных ресурсов, таких как центральный процессор (ЦП), или аппаратную или программную схему управления, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) и/или энергонезависимое запоминающее устройство других типов. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут содержать один или более дисковых приводов, один или более сетевых портов для обмена данными с внешними устройствами, а также различные устройства ввода-вывода (I/O), такие как клавиатура, мышь и видеодисплей. Система обработки информации может также содержать одну или более шин, выполненных с возможностью обеспечения обмена данными между различными аппаратными компонентами.

На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему 200 обработки информации в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Систему 200 обработки информации можно использовать, например, как часть системы или блока управления буровой компоновкой. Например, оператор буровой установки может взаимодействовать с системой 200 обработки информации для изменения параметров бурения или выдачи сигналов управления в буровое оборудование, соединенное с возможностью обмена данными с системой 200 обработки информации. Система 200 обработки информации может включать в себя процессор или ЦПУ 201, которое соединено с возможностью обмена данными с контроллером-концентратором памяти или северным мостом 202. Контроллер-концентратор 202 памяти может включать в себя контроллер памяти для направления информации в различные компоненты памяти системы обработки информации, такие как ОЗУ 203, элемент 206 памяти, жесткий диск 207, и извлечения ее оттуда. Контроллер-концентратор 202 памяти 202 может быть соединен с ОЗУ 203 и блоком обработки графики 204. Кроме того, контроллер-концентратор 202 памяти может быть соединен с контроллером-концентратором ввода/вывода или южным мостом 205. Концентратор 205 ввода/вывода соединен с элементами памяти компьютерной системы, включающим элемент 206 памяти, который может содержать флэш-ПЗУ (flash ROM), которое включает в себя базовую систему ввода вывода (BIOS) компьютера. Кроме того, концентратор 205 ввода/вывода соединен с жестким диском 207 компьютерной системы. Кроме того, концентратор 205 ввода/вывода может соединяться с микросхемой 208 ввода/вывода со степенью интеграции выше сверхвысокой, которая сама соединяется с несколькими портами ввода/вывода компьютерной системы, включающими клавиатуру 209 и мышь 210. Система обработки информации 200 дополнительно может быть подключена с возможностью обмена данными к одному или более элементам буровой компоновки через микросхему 208.

Для целей настоящего изобретения система обработки информации может включать в себя техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью обеспечения вычисления, классификации, обработки, передачи, получения, извлечения, порождения, переключения, хранения, отображения, обнародования, обнаружения, записи, воспроизведения, обработки или использования любой формы информации, сведений или данных для целей бизнеса, науки, управления или других. Например, система обработки информации может являться персональным компьютером, сетевым устройством хранения данных или любым подходящим устройством и может иметь разные размер, форму, производительность, функциональность и цену. Система обработки информации может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более вычислительных ресурсов, таких как центральный процессор (ЦП), или аппаратную или программную схему управления, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) и/или энергонезависимое запоминающее устройство других типов. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут содержать один или более дисковых приводов, один или более сетевых портов для обмена данными с внешними устройствами, а также различные устройства ввода-вывода (I/O), такие как клавиатура, мышь и видеодисплей. Система обработки информации может также содержать одну или более шин, выполненных с возможностью обеспечения обмена данными между различными аппаратными компонентами. Она также может включать в себя один или более блоков интерфейса, выполненных с возможностью передачи одного или более сигналов к контроллеру, приводу или подобному устройству.

В целях данного описания читаемые компьютером носители могут содержать любые приспособления или сочетание приспособлений, которые могут сохранять данные и/или команды на протяжении определенного периода времени в неизменном состоянии. Читаемые компьютером носители могут включать в себя, например, кроме прочего, носитель данных, такой как запоминающее устройство с непосредственным доступом (например, жесткий диск или дискета), запоминающее устройство с последовательным доступом (например, магнитная лента), компакт диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство («EEPROM») и/или флеш-память; а также средства коммуникации, такие как провода, оптоволокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные и/или оптические носители; и/или сочетание перечисленного ранее.

На фиг. 3 показана блок-схема примера процесса для определения и калибровки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. В блоке 305 этот процесс включает в себя определение эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны. Пример осуществления блока 305 основан на моделях ствола скважины и бурильной колонны. В блоке 310 процесс включает в себя изменение эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки. В блоке 315 этот процесс включает в себя изменение эффективности передачи осевого усилия, исходя, по меньшей мере частично, из собранных данных. В блоке 320 данный процесс включает в себя изменение операции бурения, исходя из измененной эффективности передачи осевого усилия. Пример осуществления блока 320 включает одно или более изменений скорости проникновения бурового долота 160 в ствол 165 скважины, ограничивающих или изменяющих давление на долото бурильной колонны и ограничивающих или изменяющих крутящий момент на долоте бурильной колонны. В примерах осуществления могут быть исключены один или более из блоков 305-315.

Примеры осуществления определения эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны (блок 305) включают в себя моделирование для определения, будет ли и когда бурильная колонна испытывать боковой изгиб. В одном примере осуществления используется следующее уравнение для определения усилия, необходимого для вызова начала синусоидального изгиба.

(Уравнение 1)

где I представляет собой момент инерции для моделируемого компонента бурильной колонны, E - модуль упругости Юнга, W - давление труб в растворе; θ - наклон ствола скважины, а r - кольцевой зазор между скважиной и компонентом бурильной колонны.

В еще одном примере осуществления используется следующее уравнение для определения усилия, необходимого для вызова начала синусоидального изгиба, с помощью криволинейной модели.

(Уравнение 2)

где w_c является постоянно действующей силой между бурильной колонной и стволом скважины, которую, в свою очередь, можно вычислить по следующей формуле.

(Уравнение 3)

где ф является азимутальным углом и производной по отношению к измеряемой глубине.

В некоторых реализациях для ствола скважины с постоянной кривизной 165 контактное усилие может быть выражено в виде

(Уравнение 4)

где n_z представляет собой вертикальный компонент нормали к кривой, а b_z - вертикальный компонент бинормали к кривой.

Примеры осуществления определения эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны (блок 305) включают в себя моделирование для определения, когда бурильная колонна будет испытывать синусоидальный изгиб. В еще одном примере осуществления сила сжатия, вызывающая начало винтообразного изгиба, определяется с помощью следующего уравнения.

F_h = F × F_s (Уравнение 5),

где F - постоянная изгиба.

Примеры постоянной изгиба включают в себя одну или более из -2,83, -2,85, -2,4, -5,66, -3,75, -3,66 и -4,24.

В некоторых примерах осуществления коэффициент предела прочности при изгибе (BLF) вычисляется как часть определения эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны (блок 305). В коэффициенте предела прочности при выпучивании может учитываться один или более факторов, которые влияют на выпучивание бурильной колонны. Как правило, коэффициент предела прочности при выпучивании используется для калибровки моделей изгиба и регулирования пределов прочности при изгибе, исходя из одной или более извилистостей ствола скважины, качества и формы ствола скважины. Примером фактора, который влияет на изгиб, является боковой просвет ствола 165 скважины. Например, вымывание части ствола 165 скважины влияет на изгиб. Вторым примером фактора, который влияет на изгиб, является местный нагрев бурильной колонны. Местный нагрев может быть вызван, например, потоками раствора за бурильной колонной. В некоторых вариантах осуществления раствор, циркулирующий вокруг бурильной колонны, приводит к изменению давления раствора в скважине. Кроме того, в некоторых ситуациях этот поток жидкости вызывает передачу тепла раствора между буровой трубой 140 и стволом 165 скважины. Третьим примером фактора, который влияет на изгиб, является повышение температуры, например, вследствие бурения 165 скважины или добычи из формации. Четвертым примером фактора, который влияет на изгиб, является прихват инструмента в формации. Данное состояние может быть вызвано закреплением против осевого перемещения по стволу 165 скважины. Пятым примером фактора, который влияет на изгиб, является постепенно нарастающая сжимающая нагрузка бурильной колонны. Эта сжимающая нагрузка бурильной колонны может быть связана с усилием, приложенным на долото. Кроме того, сжимающая нагрузка может быть увеличена такими инструментами, как буровой расширитель или с расширитель в бурильной колонне. Шестым примером фактора, который влияет на изгиб, является взаимодействие ствола скважины с бурильной колонной. Это может быть вызвано, например трением ствола скважины на скважине 165 и боковой нагрузкой. Седьмым примером фактора, который влияет на изгиб, является траектория и извилистость ствола скважины и извилистость. В некоторых вариантах осуществления один или несколько влияющих факторов устранены или не рассматриваются. В других примерах осуществления рассматривается каждый из влияющих факторов.

В примерах осуществления может учитываться один или более из этих факторов в коэффициенте предела прочности при выпучивании. С помощью коэффициента предела прочности при изгибе измененная сила изгиба (Fs(модифицирован)) может быть определена с помощью следующего уравнения.

(Уравнение 6)

Сжимающее усилие, вызывающее начало винтообразного изгиба, можно вычислить с помощью следующего уравнения.

F_h = F × F_{s(модифицирован)} (Уравнение 7)

На фиг. 4 показана блок-схема примера процесса для изменения эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки (блок 310). В блоке 410 процессор 180 поднимает буровое долото 160 над забоем ствола 165 скважины. Процессор 180 измеряет нагрузку на крюк 410 при буровом долоте над забоем (блок 415).

В блоке 420 процессор 180 уменьшает референтную величину нагрузки на крюк. В некоторых примерах осуществления процессор 180 уменьшает нагрузки с шагом приращения 5 тысяч фунтов (2267,96 кг), 10 тысяч фунтов (4532,92 кг) или с шагом приращения от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг). В еще других вариантах осуществления процессор 180 увеличивает нагрузку на крюк вместо уменьшения. Например, в одном из вариантов осуществления нагрузка на крюк увеличивается с шагом приращения 5 тысяч фунтов (2267,96 кг), 10 тысяч фунтов (4532,92 кг) или с шагом приращения от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг).

В блоке 425 после изменения нагрузки на крюк с помощью уменьшения или увеличения нагрузки на крюк процессор 180 измеряет давление на долото в забое ствола 165 скважины. В некоторых примерах осуществления давление на долото измеряется датчиком в нижней части бурильной колонны. В других примерах осуществления давление долота измеряется датчиком в одном или более переводников 155.

В блоке 430 процессор 180 определяет, повторять или нет процесс изменения нагрузки на крюк и измерение соответствующего давления на долото (блоки 420 и 425). В некоторых примерах осуществления процессор 180 повторяет процесс уменьшения референтной величины и измерение давления на долото для двух, трех, четырех, пяти или больше итераций. В одном варианте осуществления процесс уменьшения референтной величины и измерения давления на долото повторяется, пока бурильная колонна не будет находиться в заблокированном состоянии или около него и больше никакое давление не может быть уменьшено.

В некоторых вариантах осуществления, если процессор 180 определяет, что процесс уменьшения референтной нагрузки на крюк и измерения соответствующего давления на долото (блоки 420 и 425) следует продолжить, то процессор 180 регулирует скорость вращения бурильной колонны перед повторением этого процесса. В одном из примеров осуществления процессор 180 перед повторением увеличивает скорость вращения на 5-10 об/мин. В одном из примеров осуществления процессор 180 перед повторением снижает скорость вращения на 5-10 об/мин.

В блоке 440 процессор 180 определяет эффективность передачи осевого усилия, исходя по меньшей мере из измеренной нагрузки на крюк (от блока 410), одной или более референтной величины нагрузки на крюк, которые были уменьшены (из блока 420), и одну или более соответствующих давлений на долото (от блока 425). В одном из примеров осуществления вычисляется эффективность уменьшения. В одном из примеров осуществления эффективность уменьшения (slack-off) можно вычислить с помощью следующего уравнения:

(Уравнение 8)

где ДHL представляет собой изменение нагрузки на крюк (т.е. сумма уменьшенной или добавленной нагрузки), а ДWOB - соответствующее изменение в давлениях на долото.

Некоторые варианты осуществления могут исключать один или более из блоков 405-440. Например, изменение эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки (блок 310) может выполняться без первого поднятия бурового долота 160 над забоем ствола 165 скважины. В таком варианте осуществления нагрузка на крюк по-прежнему может быть изменена путем добавления нагрузки на крюк или уменьшения нагрузки на крюк, а соответствующие изменения в давлении на долото определяются, как описано выше.

В некоторых вариантах осуществления процесс изменения эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки (блок 310) выполняется, пока бурильная колонна не вращается. В других вариантах осуществления процесс изменения эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки (блок 310), проводится в то время, когда вращение бурильной колонны и скорость вращения разрешается или не разрешается изменять во время выполнения блока 310. В некоторых вариантах осуществления процесс изменения эффективности передачи осевого усилия, исходя из теста передачи нагрузки (блок 310), выполняется во время циркуляции раствора по стволу 165 скважины. В других вариантах осуществления процесс изменения эффективности передачи осевого усилия, основанный на тесте передачи нагрузки (блок 310), выполняется без циркуляции раствора по стволу 165 скважины.

На фиг. 5 показана блок-схема примера процесса изменения эффективности передачи осевого усилия, исходя из собранных данных (блок 325). Одно или более измерений в стволе скважины может быть получено от датчиков в нижней части бурильной колонны, датчиков в одном или более переводниках 155 или датчиках на или вблизи поверхности. В некоторых примерах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из информации о времени и глубине. В таких вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из множества из двух или более времен или глубин в зависимости от значений нагрузки на крюк. В некоторых примерах осуществления один или более датчиков расположены вдоль бурильной колонны. Датчики измеряют свойства, указывающие нагрузку на крюк, и отправляют сигналы процессору 180. В некоторых примерах осуществления данные передаются от датчиков к процессору 180 по буровой трубе, оснащенной проводами. В других примерах осуществления данные передаются от датчиков к процессору 180 по оптоволоконным кабелям в бурильной колонне. Некоторые варианты осуществления характеризуются несколькими датчиками, расположенными на бурильной колонне на разных глубинах в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления буровые операции приостанавливаются, когда датчики измеряют свойства, указывающие нагрузку на крюк, в то время как в других вариантах осуществления измерения выполняются датчиком без приостановки операций бурения. В варианте осуществления, когда буровые операции приостанавливаются, позже они возобновляются, что приводит к перемещению датчиков на новую глубину в стволе скважины, и измерения выполняются снова. В некоторых вариантах осуществления процессор 180 интерполирует измерения, полученные на разных глубинах, для определения изменения в нагрузке на крюк в зависимости от глубины. Датчик может включать в себя один или более датчиков деформации. В некоторых вариантах осуществления скважинные датчики являются герметичными датчиками деформации.

В других примерах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из одного или более локальных магнитных параметров. В еще других вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из наборов базовой информации, которые могут включать в себя внесенные исправления. В еще других вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из скорости вращения бурильной колонны, которая может быть выражена в оборотах на минуту. В некоторых вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из одного или более измеренных давлений на долото или крутящих моментов на долоте. В некоторых вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из измеренных изгибающих моментов в бурильной колонне. В некоторых вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из давления раствора. В некоторых вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из конфигурации нижней части бурильной колонны (ВНА), например, основываясь на расстояниях датчиков к долоту 160. В некоторых вариантах осуществления эффективность передачи осевого усилия изменяется, исходя из размеров одного или более сегментов ствола скважины. Другие данные, используемые для определения эффективности передачи осевого усилия, включают в себя одну или более нагрузку на крюк, крутящий момент, давление стояка, скорость потока жидкости и плотность раствора.

На фиг. 6 показана блок-схема примера процесса для определения теста передачи нагрузки (блок 310). Процессор 180 может получить желаемую эффективность 605. В одном из примеров осуществления процессор 180 получает желаемую эффективность, передавая входные данные во встроенный алгоритм обратной связи 610. Используя встроенный алгоритм обратной связи, процессор может выдать команду на подъем 630 с целью снижения давления на долото бурильной колонны. В одном примере осуществления это может использоваться для подъема бурового долота 160 над забоем ствола 165 скважины. Это может использоваться во втором примере осуществления для увеличения нагрузки на крюк на предопределенную величину. Например, нагрузка на крюк может быть увеличена на 5 тысяч фунтов (2267,96 кг), 10 тысяч фунтов (4532,92 кг) или с шагом приращения от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг). Команда на подъем 630 может вызвать приведение в действие подъемного шагового двигателя 635 для выполнения команды на подъем 630. Результаты команды на подъем 630 могут быть поданы обратно во встроенный алгоритм обратной связи 610. Например, в некоторых вариантах осуществления процессор 180 оценивает итоговое давление на долото или итоговую нагрузку на крюк после завершения команды на подъем 630. В другом примере осуществления процессор 180 может выдавать команду подачи 615. В одном примере осуществления это может использоваться для уменьшения предопределенной величины давления на крюк. Примеры осуществления вызывают уменьшение на 5 тысяч фунтов (2267,96 кг), 10 тысяч фунтов (4532,92 кг) или с шагом приращения от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг). Команда подачи 615 выполняется в примерах осуществления с помощью приведения в действие шагового двигателя подачи 620 или линейного привода подачи 625. Например, в случае приведения в действие шагового двигателя подачи 620 нагрузка на крюк или давление на долото изменяется постоянно. В случае линейного привода подачи 625 нагрузка на крюк или нагрузка на долото изменяется постоянно. Итоговое выходное значение системы может подаваться во встроенный алгоритм обратной связи 610. В некоторых примерах осуществления процессор 180 получает итоговое давление на долото после выполнения команды подачи 615.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения указанных целей и преимуществ, а также тех, которые свойственны ему. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, так как изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но равноценными способами, что очевидно специалистам в данной области техники с учетом информации, представленной здесь. Кроме того, никакие ограничения не применимы для деталей конструкции или дизайна, показанных здесь, кроме как ограничений, накладываемых приведенной ниже формулой изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свой простой обычный смысл, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Числительное "один" (во всех падежах), используемое в формуле изобретения, означает один или более элементов.

1. Способ оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны в стволе скважины, причем бурильная колонна содержит буровое долото, содержащий: подъем бурильной колонны, так что буровое долото находится над забоем ствола скважины; измерение нагрузки на крюк; уменьшение первой референтной величины нагрузки на крюк; определение первого давления на долото в нижней части бурильной колонны и определение эффективности передачи осевого усилия, на основе, по меньшей мере частично, измеренной нагрузки на крюк, первого давления на долото и первой референтной величины нагрузки на крюк.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий: уменьшение второй референтной величины нагрузки на крюк; определение второго давления на долото в нижней части бурильной колонны, причем определение эффективности передачи осевого усилия дополнительно основано, по меньшей мере частично, на втором давлении на долото и на второй референтной величине нагрузки на крюк.

3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий: уменьшение одной или более последующих референтных величин нагрузки на крюк; определение одной или более соответствующих последующих давлений на долото в нижней части бурильной колонны; и в котором определение эффективности передачи осевого усилия дополнительно основано, по меньшей мере частично, на одной или более соответствующих последующих величинах нагрузки на крюк и одной или более соответствующих последующих давлений на долото.

4. Способ по п. 3, в котором первая референтная величина нагрузки на крюк, вторая референтная величина нагрузки на крюк и одна или более последующих величин нагрузки на крюк находятся в пределах от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг).

5. Способ по п. 2, в котором уменьшение первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшение второй референтной величины нагрузки на крюк выполняют во время вращения бурильной колонны.

6. Способ по п. 5, дополнительно содержащий: изменение скорости вращения бурильной колонны между уменьшением первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшением второй референтной величины нагрузки на крюк.

7. Способ по п. 2, в котором уменьшение первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшение второй референтной величины нагрузки на крюк выполняют, пока бурильная колонна не вращается.

8. Способ по п. 1, в котором определение эффективности передачи осевого усилия дополнительно основано, по меньшей мере частично, на одном или более из: одного или более измерений времени и глубины из бурильной колонны; одного или более локальных магнитных параметров; скорости вращения бурильной колонны; крутящего момента на долоте бурильной колонны; одного или более изгибающих моментов бурильной колонны; давление раствора и одного или более диаметров ствола скважины.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий: выполнение операции бурения в подземной формации; и изменение скорости проходки скважины в подземной формации на основании, по меньшей мере частично, определенной эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны.

10. Система для управления одной или более буровыми операциям, содержащая: по меньшей мере один процессор и запоминающее устройство, содержащее долговременно хранимые исполняемые команды для оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны, причем исполняемые команды приводят, что по меньшей мере один процессор будет: поднимать бурильную колонну так, что буровое долото будет находиться над забоем ствола скважины; измерять нагрузку на крюк; уменьшать первую референтную величину нагрузки на крюк; определять первое давление на долото в нижней части бурильной колонны и определять эффективность передачи осевого усилия на основании, по меньшей мере частично, измеренной нагрузки на крюк, первого давления на долото и первой референтной величины нагрузки на крюк.

11. Система по п. 10, в которой исполняемые команды дополнительно приводят к тому, что по меньшей мере один процессор будет: уменьшать вторую референтную величину нагрузки на крюк; определять второе давление на долото в нижней части бурильной колонны и определять эффективность передачи осевого усилия на основании, по меньшей мере частично, измеренной нагрузки на крюк, первого давления на долото, второго давления на долото, первой референтной величины нагрузки на крюк и второй референтной величины нагрузки на крюк.

12. Система по п. 12, в которой первая референтная величина и вторая референтная величина находятся в пределах от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг).

13. Система по п. 10, в которой уменьшение первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшение второй референтной величины нагрузки на крюк выполняют во время вращения бурильной колонны.

14. Система по п. 9, в которой исполняемые команды дополнительно приводят к тому, что по меньшей мере один процессор будет: изменять скорость вращения бурильной колонны между уменьшением первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшением второй референтной величины нагрузки на крюк.

15. Система по п. 10, в которой уменьшение первой референтной величины нагрузки на крюк и уменьшение второй референтной величины нагрузки на крюк выполняют, пока бурильная колонна не вращается.

16. Система по п. 10, в которой исполняемая команда дополнительно приводит к тому, что по меньшей мере один процессор будет определять эффективность передачи осевого усилия, дополнительно на основании, по меньшей мере частично, одного или более из: одной или более информации о времени и глубине; одного или более локальных магнитных параметров; скорости вращения бурильной колонны; крутящего момента на долоте бурильной колонны; одного или более изгибающих моментов бурильной колонны; давление раствора и одного или более диаметров ствола скважины.

17. Система по п. 10, в которой исполняемые команды дополнительно приводят к тому, что один по меньшей мере процессор будет: управлять операцией бурения в подземной формации и изменять скорость проходки скважины в подземной формации, на основании, по меньшей мере частично, определенной эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны.

18. Система для управления одной или более буровыми операциям, содержащая: бурильную колонну, включающую в себя буровое долото; по меньшей мере один процессор и запоминающее устройство, содержащее долговременно хранимые исполняемые команды для оценки эффективности передачи осевого усилия бурильной колонны, причем исполняемые команды приводят к тому, что по меньшей мере один процессор будет: изменять нагрузку на крюк на первую референтную величину; измерять первое давление на долото в нижней части бурильной колонны; изменять нагрузку на крюк на вторую референтную величину; измерять второе давление на долото в нижней части бурильной колонны и определять эффективность передачи осевого усилия на основании, по меньшей мере частично, первой и второй референтных величин нагрузки на крюк, первого давления на долото и второго давления на долото.

19. Система по п. 18, в которой: исполняемые команды, которые приводят по меньшей мере один процессор к выполнению изменения нагрузки на крюк на первую референтную величину, приводят к тому, что по меньшей мере один процессор будет: увеличивать нагрузку на крюк на первую референтную величину; а исполняемые команды, которые приводят по меньшей мере один процессор к выполнению изменения нагрузки на крюк на вторую референтную величину, приводят к тому, что по меньшей мере один процессор будет: увеличивать нагрузку на крюк на вторую референтную величину.

20. Система по п. 18, в которой первая референтная величина и вторая референтная величина находятся в пределах от 5 до 10 тысяч фунтов (от 2267,96 кг до 4532,92 кг).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины // 2626098

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Способ исследования внутреннего строения массивных трещиноватых залежей // 2624863

Изобретение относится к термогидродинамическим исследованиям нефтяных залежей и может быть использовано для уточнения внутреннего строения массивных трещинных залежей.

Установка для определения темпов изменения температуры пород недр // 2623824

Изобретение относится к области энергетики и предназначено для определения темпов изменения температуры пород недр при извлечении или аккумулировании тепловой энергии.

Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине // 2623756

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах.

Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин // 2622974

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу мониторинга горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Устройство и способ определения импульсов с использованием интерферометра саньяка в телеметрической системе с высокой скоростью передачи данных // 2622278

Изобретение относится к телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Предложено устройство определения телеметрических импульсов, содержащее: оптический разветвитель, источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем, фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем, эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем, сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур, при этом корпус заполнен эластомерным или восковым материалом для амортизации воздействия внешних вибраций на эталонный контур.

Многорежимное управление и система самонаведения, способ и устройство // 2622064

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Способ оптимизации интенсификации ствола скважины // 2621230

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Способ, устройство и система определения расстояния от целевой скважины // 2620671

Генерируются зондирующий и опорный сигналы. Опорный сигнал имеет более низкую частоту, чем зондирующий сигнал.

Устройство для обследования внутренних стенок фонтанных арматур и иных сосудов под давлением // 2629177

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для обследования внутренних стенок фонтанных арматур нефтяных и газовых скважин и иных сосудов под давлением. Устройство включает видеокамеру, соединенную с кабелем, размещенным во внутреннем канале, шлюз, выполненный с возможностью установки его фланцевой частью на фланцевую часть задвижки фонтанной арматуры, резьбовые штанги, установленные на корпусе шлюза, ходовые гайки с возможностью перемещения вдоль резьбовых штанг посредством вращения штурвалов, внешний шток, внутренний шток с размещенным в нем кабелем, опорную плиту со стальным стаканом, выполненным с возможностью передачи движения основному штоку, закрепленному на опорной плите, штурвал вращения видеокамеры, выполненный с возможностью установки на внутренний шток, трехходовой кран для стравливания избыточного давления, ноутбук, соединенный с камерой через USB-порт. Видеокамера крепится к кронштейну, закрепленному к торцу внутреннего штока. Герметизация между штоками обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами и прокладками. Герметизация кабеля обеспечивается резиновой уплотнительной шайбой. Расширяются возможности и информативность визуального обследования внутренних стенок фонтанных арматур и иных сосудов, находящихся под давлением на предмет различного рода нарушений. 7 ил.

Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин // 2629724

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для контроля технического состояния нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении достоверности и точности оценки качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин. Способ оценки качества цементирования нефтегазовых скважин включает акустическое секторное сканирование заколонного пространства с измерением амплитуд отраженного сигнала от внутренней стенки обсадной трубы. Выявляют сообщающиеся дефекты цементирования среди множества хаотически распределенных участков с различным состоянием цементирования и количественно оценивают их протяженность вдоль колонны и величину их раскрытости по периметру. Выполняют последовательный анализ данных по секторам на каждом кванте глубины. Выделяют сектора с дефектами цементирования по периметру и вдоль заколонного пространства. В случае совпадения секторов с дефектами цементирования последующего и предыдущего квантов глубины сектора последующего кванта приобщают к секторам предыдущего кванта. По длительности совпадения секторов с такими дефектами судят о протяженности сквозных каналов с дефектами цементирования в заданном интервале исследований, а по количеству секторов на каждом кванте оценивают их раскрытость по периметру в градусах. Также оценивают раскрытость в градусах изолированных секторов с дефектами цементирования по периметру на отдельных квантах глубины, не примыкающих к выделенным сквозным каналам. Определяют отдельный вклад сквозных каналов с дефектами цементирования и изолированных дефектов цементирования в суммарном дефекте цементирования. 1 ил.

Способ и устройство обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну // 2630280

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну в условиях значительной коррозии стенки обсадной колонны и наличия на ней цемента, парафинов, смол. Согласно заявленному предложению на электроды индивидуально воздействуют ударом периодически накапливаниемой потенциальной энергии пружин, производимой вращением винтовых пар и скачкообразным (ударным) освобождением энергии при выходе из винтового взаимодействия гребней винтовых пар. Устройство для осуществления способа представляет собой конструкцию привода, имеющего выходной вал, который приводит в действие винтовые пары. Винтовые пары при прямом вращении раскрывают центраторы и прижимают упруго электровводы к стенке обсадной колонны, ударно производят периодическое воздействие на электроды, жестко связанные с электровводами. При этом происходит врезание электровводов в стенку обсадной колонны. Ударное воздействие происходит при выходе из винтового взаимодействия винта и гайки, поджатой силовой пружиной. При обратном вращении вала происходит восстановление винтового взаимодействия в винтовых парах, возвращение электродов и центраторов в исходное положение, а затем винтовые гребни вновь выходят из винтового взаимодействия, но с других концов. Этим достигается автоматическое позиционирование привода в крайних положениях. Технический результат - повышение скорости и качества проведения каротажа, упрощение конструкции. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил.

Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера // 2630323

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.

Высокоскоростная сеть скважинных датчиков и телеметрии // 2630832

Изобретение относится к телеметрической системе передачи данных из скважины. Техническим результатом является обеспечение высокой скорости передачи данных и бесперебойной работы канала связи. В частности, предложена скважинная система передачи сигналов для передачи данных по колонне скважинных компонентов, содержащей множество взаимосоединенных скважинных компонентов, содержащая: одну или более линию связи, которая переносит радиочастотные сигналы по колонне скважинных компонентов; по меньшей мере одно ведущее средство связи, выбранное из группы: поверхностный интерфейс, скважинный интерфейс и узел; и множество отказобезопасных повторителей сигналов, размещенных внутри звеньев бурильных труб, разнесенных по упомянутой колонне скважинных компонентов, причем отказобезопасные повторители сигналов восприимчивы к радиочастотным сигналам, полученным по одной или более линии связи, причем повторители имеют рабочий режим и режим отказа. Причем упомянутое по меньшей мере одно ведущее средство связи осуществляет связь через одну или более линию связи путем модулирования данных в импульсы радиочастотной энергии, причем радиочастотная энергия имеет диапазон частот от 10 МГц до 3 ГГц. Импульсы радиочастотной энергии передают по одной или более линии связи, доступных для отказобезопасных повторителей сигналов, так чтобы обходить или проходить через отказобезопасный повторитель сигналов по меньшей мере по одной или более линии связи. Электронные средства в отказобезопасном повторителе сигналов соединены с одной или более линией связи параллельно с одним или более радиочастотным ключом для обеспечения отказобезопасной операции на линиях связи. При этом, когда отказобезопасный повторитель сигналов находится в режиме отказа, то электронные средства в повторителе отсоединены от линий связи посредством радиочастотного ключа, который в закрытом положении обеспечивает непрерывный пассивный путь сигнала по этим линиям связи, и когда отказобезопасный повторитель сигналов находится в рабочем режиме, то электронные средства в повторителе соединены с линиями связи посредством радиочастотного ключа, находящегося в открытом положении. Импульсы радиочастотной энергии, которые обошли или прошли через отказобезопасный повторитель сигналов, повторно генерируются другим отказобезопасным повторителем сигналов по линиям связи независимо от линии связи, на которой обнаружены импульсы. 2 н. и 30 з.п. ф-лы, 26 ил.

Способ мониторинга широкомасштабного изменения газоводяного контакта при разработке газовых месторождений // 2631287

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности контроля изменения положения газоводяного контакта по площади всего месторождения. Способ включает газодинамические исследования всех скважин месторождения. На основании результатов первичных исследований, полученных за 3-4 года, формируют базу данных. Разновременные текущие результаты газодинамических исследований скважин сопоставляют с результатами в базе данных посредством анализа и сравнения значений комплексного параметра проводимости (k⋅h), который определяют в ходе проведения газодинамических исследований для каждой скважины по всему месторождению, после чего делают вывод о наличии перемещения газоводяного контакта или его отсутствии. 3 ил.

Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин // 2631514

Изобретение относится к области геофизических исследований и может быть использовано для диагностики технического состояния обсадных колонн скважин нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении достоверности выявления различных видов повреждений стенок колонн и точности оценки их количественных характеристик. Способ оценки повреждений обсадных колонн нефтегазовых скважин включает обследование стенок обсадной колонны с применением акустического сканера на отраженных волнах высокого разрешения. В результате построения цифровой трехмерной модели внутренней стенки колонн, координатами которой служат текущая глубина, круговая развертка поверхности 360° и глубина повреждений стенок, определяемая по измерению времени прихода отраженной волны от стенки колонн с учетом скорости ультразвука в скважинной жидкости, выполняют идентификацию, количественную оценку площадных и объемных характеристик многообразных видов повреждений. 5 ил.

Скважинная струйная установка для селективного испытания пластов // 2631580

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой установлены последовательно снизу вверх опора, в корпусе которой имеется ступенчатый проходной канал с посадочным местом для установки в нем геофизического эжектирующего устройства. На перепускном канале установлен обратный клапан. Геофизическое эжектирующее устройство включает цилиндрический корпус, на наружной поверхности которого выполнен кольцевой уступ для установки геофизического эжектирующего устройства. В корпусе геофизического устройства установлен струйный насос. Проходной канал насоса подключен ниже герметизирующего узла к каналу подвода откачиваемой из скважины среды. В герметизирующем узле выполнен осевой канал для пропуска через него каротажного кабеля для установки каротажного прибора с возможностью перемещения его вдоль ствола скважины. Канал подвода активной среды в сопло струйного насоса сообщен с перепускным каналом опоры и через последний - с окружающим колонну НКТ пространством. Камера смешения с диффузором установлены соосно соплу струйного насоса. Диффузор сообщен с внутренней полостью колонны НКТ. Выше последнего установка снабжена внешней колонной насосно-компрессорных труб (ВНКТ), установленной в скважине в пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной с образованием межтрубного кольцевого канала. На ВНКТ установлены последовательно снизу вверх хвостовик - накопитель твердых частиц - примесей откачиваемой из скважины среды, расположенный ниже исследуемого пласта нижний пакер с опорой на эксплуатационную колонну или нижний пакер нажимного действия, щелевой фильтр, высота которого не менее чем на два метра больше толщины исследуемого пласта и верхний пакер нажимного действия, расположенный над кровлей исследуемого пласта. В ВНКТ выше верхнего пакера нажимного действия установлено опорное кольцо для установленной на НКТ опоры. Расширяются функциональные возможности установки, а именно проведение выборочного селективного испытания нефтегазовых или метаноугольных пластов. 1 ил.

Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине // 2632800

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых. Способ включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта. Затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта (Кн) по формулам где Н1 - глубина кровли пласта;Н2 - глубина подошвы пласта;Т1 - температура на кровле пласта на глубине H1;Т2 - температура на подошве пласта на глубине Н2;ΔТ- разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;ΔН - расстояние между точками замера. где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м2;Г - геотермический градиент в пласте, °С/м. где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов. 2 табл., 6 ил.

Наддолотный модуль (варианты) // 2633884

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности конструкции и повышения качества передаваемого сигнала за счет изменения конструкции НДМ. В заявляемом устройстве, содержащем корпус с центральным промывочным отверстием, а также размещенные в выемках корпуса, в его герметичной части, отделенной уплотнительными элементами, электронные платы и источник питания. Провод, соединяющий электронные платы с ниппельной частью корпуса, зафиксирован контактным винтом на ниппельной части корпуса. Корпус образован из ниппельной и муфтовой частей, соединенных между собой конической винтовой поверхностью, в зазоре которого между резьбовыми поверхностями сопрягаемых частей размещен электроизоляционный материал. На части наружной цилиндрической поверхности по длине корпуса и во внутреннем канале ниппельной части корпуса размещены изоляторы. На наружной поверхности муфтовой части корпуса, в зоне расположения электронных плат и источника питания, установлена защитная гильза, один торец которой зафиксирован посредством выступов и пазов, а другой торец - винтами. Муфтовая и ниппельная части снабжены замковыми резьбами для соединения с долотом и валом забойного двигателя соответственно. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.