Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов

Авторы патента:

Меркулов Анатолий Васильевич (RU)

Кирсанов Сергей Александрович (RU)

Ахмедсафин Сергей Каснулович (RU)

Иванов Юрий Владимирович (RU)

Арно Олег Борисович (RU)

Филобоков Евгений Иванович (RU)

Лысенков Александр Иванович (RU)

Егурцов Сергей Алексеевич (RU)

Арабский Анатолий Кузьмич (RU)

G01V5/10 - с использованием источников нейтронного излучения

E21B47/12 - средства передачи сигналов измерения из скважины на поверхность, например каротаж в процессе бурения (дистанционная сигнализация вообще G08)

E21B47/103 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

Владельцы патента RU 2693102:

Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, осуществляют вычисление функции минерализации как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле, затем по калибровочной зависимости, полученной в результате измерений указанных интенсивностей потоков нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации, и вычисления отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованном водном растворе, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле определяют величину минерализации скважинной жидкости. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Известен способ контроля за минерализацией скважинной (промывочной) жидкости в нефтегазовых скважинах путем измерения удельного электрического сопротивления электрическим резистивиметром. (Дахнов В.Н. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М., Недра, 1975.). Переход от удельного сопротивления к минерализации скважинной жидкости производится по известным зависимостям (Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин М., Недра, 1981.).

Основным недостатком известного способа является невозможность применения его в обсаженных скважинах.

Известен способ контроля за минерализацией скважинной жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах с применением индукционного резистивиметра. (Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Москва, 2001, РД 153-39.0-072-01.)

Недостатком известного метода является существенное влияние на удельное сопротивление скважинной жидкости температурного режима в скважине.

Распространенным в нефтепромысловой практике является диагностика плотности скважинной жидкости с помощью гамма-плотномера, спускаемого на геофизическом кабеле (Алексеев Ф.А, Головацкая И.В, Гулин Ю.А, и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М: Недра, 1978. - 359 с.)

В известном способе определение плотности скважинной жидкости по методу ГГК (гамма-гамма каротажа) заключается в измерении интенсивности потока гамма излучения. Jтек, проходящего от источника через скважинную жидкость, с дальнейшим определением функции плотности скважинной жидкости F(пл.ггк) как отношение интенсивности текущего потока - Jтек гамма квантов, регистрируемого по стволу скважины, к интенсивности потока - Jвода в пресной воде:

F(gk.ггк)=Jтек/Jвода.

Определение плотности (Рпл.ггк) скважинной жидкости производят по калибровочной зависимости (Рпл.ггк)=F(пл.ггк).

Недостатком способа является то, что при определении плотности скважинной жидкости учитываются только рассеивающие и поглощающие гамма свойства, при этом возможности данного метода не позволяют выявлять свойства скважиной жидкости, которые в основном определяются наличием химических элементов с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов (хлор, бор и т.д.), что существенно снижает достоверность определения геологических характеристик разрезов нефтегазовых скважин по нейтронным методам.

Известен метод нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), на показания которого влияют содержащиеся в скважинной жидкости химические элементы с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов. В большинстве случаев в нефтегазовых скважинах к таким элементам относятся ионы хлора, содержащиеся в пластовых водах. Хлор в скважинной жидкости по весовому содержанию является доминирующим химическим элементом, вследствие чего определяет плотность скважинной жидкости и напрямую связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию. (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).

Недостатком этого метода является сильное влияние среды в заколонном пространстве на показания ННКт.

Известен способ определения плотности подземного пласта, окружающего скважину, основанный на измерениях гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений регистрируемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта. Технический результат: повышение точности определения плотности подземных пластов (пат. РФ №2518876, G01V 5/10, приоритет 14.04.2010 г., опубл. 10.06.2014 г.).

В известном способе при определении плотности пластов учитывают поправку на результаты измерений, вносимую влиянием плотности скважинной жидкости внутри обсадной колонны, путем измерений потока гамма-излучения на двух различных расстояниях детекторов из-за отклонения прибора от стенки колонны. Косвенное определение плотности скважинной жидкости не обеспечивает достаточную точность измерений.

Плотность жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах измеряют для определения границ флюидных разделов в стволе скважины с целью установления оптимальных режимов эксплуатации скважины и выделения в зонах перфорации интервалов поступлений скважинного флюида..

За прототип принят способ определения плотности скважинной жидкости по методу ГГК, включающий измерение интенсивности потока гамма излучения Jтек, проходящего от источника через скважинную жидкость, определение функции плотности скважинной жидкости F(пл.ггк) как отношение интенсивности текущего потока - Jтек гамма квантов, регистрируемого по стволу скважины, к интенсивности потока - Jвода в пресной воде:

F(пл. ггк)=Jтек/Jвода.

Определение плотности (Рпл.ггк) скважинной жидкости производят по калибровочной зависимости (Рпл.ггк)=F(пл.ггк) (Алексеев Ф.А, Головацкая И.В, Гулин Ю.А, и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1978. - 359 с.).

Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости за счет использования зондов с детекторами тепловых и надтепловых нейтронов, позволяющих выявлять свойства скважиной жидкости, которые в основном характеризуются наличием определяющих минерализацию скважинной жидкости химических элементов с аномальными свойствами поглощения тепловых нейтронов.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, включающем облучение внутриколонного пространства ядерным источником, расположенным в обсаженной скважине, измерение интенсивностей потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, проходящего от источника через скважинную жидкость, определение функции минерализации скважинной жидкости как отношение интенсивностей текущих потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, регистрируемого по стволу скважины, к отношению интенсивностей потока рассеянного и частично поглощенного излучения в пресной воде, и определение минерализации и плотности скважинной жидкости путем совмещения полученной функции минерализации скважинной жидкости со значениями калибровочной зависимости, в отличие от известного, облучение скважинной жидкости производят источником быстрых нейтронов в корпусе прибора, центрированного в обсадной колонне скважины, и содержащего два зонда с детекторами тепловых и надтепловых нейтронов, которыми осуществляют регистрацию интенсивности потоков надтепловых нейтронов - J_{тек.ннк.нт} и интенсивности тепловых нейтронов - J_{тек.ннк.т}, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, и осуществляют вычисление функции минерализации F(c,p) скважинной жидкости как отношение интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{тек.ннк.нт} к интенсивности потока тепловых нейтронов J_{тек.ннк.т}, нормированное на отношение интенсивности J_ннк.т.в потока тепловых нейтронов к интенсивности J_{ннк.нт.в} потока надтепловых нейтронов в пресной воде, следующим образом:

где:

F(c,p) - функция минерализации скважинной жидкости, усл.ед,

J_{тек.ннк.нт} - текущее значение интенсивности потоков надтепловых нейтронов по стволу скважины, усл.ед,

J_{тек.ннк.т} - текущее значение интенсивности потоков тепловых нейтронов по стволу скважины, усл.ед,

J_{ннк.нт.в} - интенсивность потока надтепловых нейтронов в пресной воде, усл.ед,

J_ннк.т.в - интенсивность потока тепловых нейтронов в пресной воде, усл.ед,

затем по калибровочной зависимости C(P)=A⋅F(c,p)²_мин-B⋅F(c,p)_мин-D, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(c,p)_мин, как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{тек.ннк.нт.м.} к интенсивности потока тепловых нейтронов J_{тек.ннк.т.м.}, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J_ннк.т.в к интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{ннк.нт.в}.в в пресной воде, согласно формуле:

определяют величину минерализации скважинной жидкости по стволу скважины,

где:

А, В, D - коэффициенты, определяемые по результатам калибровки рабочего прибора в модельной скважине, заполненной водой с различной минерализацией, безразмерная ед.,

F(c,p)_мин - функция минерализации минерализованной жидкости в калибровочной модельной скважине, усл. ед.

J_{тек.ннк.нт.м.} - текущее значение интенсивности потока надтепловых нейтронов в минерализованной воде по стволу модельной скважины, усл. ед.,

J_{тек.ннк.тм.} - текущее значение интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованной воде по стволу модельной скважины, усл. ед.,

J_{ннк.нт.в} - интенсивность потока надтепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.,

J_ннк.т.в - интенсивность потока тепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.

В качестве источника быстрых нейтронов применяют источники с энергией нейтронов до 4,5 МэВ.

В процессе измерений используют малогабаритный скважинный прибор, диаметром не более 50 мм с зондами нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт) размерами не более 10-15 см.

Перед исследованиями осуществляют калибровку в рабочем состоянии скважинного прибора, центрированного в модельной скважине с колонной диаметром 5-6 дюймов, в которой заколонное и внутриколонное пространство заполнено минерализованным водным раствором с одинаковой минерализацией или плотностью.

На фиг. 1 представлена калибровочная зависимость F(c,p)_мин в усл. ед. от минерализации С (г/л) и плотности Р (г/см³) минерализованной жидкости по хлористому натрию при измерениях центрированным прибором внутри заполненной водным минерализованным раствором колонны диаметром 5-6 дюймов.

На фиг. 2 представлены результаты скважинных измерений с вычисленными значениями минерализации и плотности скважинной жидкости по комплексу нейтронных методов ННКт и ННКнт.

На фиг. 3 дана принципиальная схема двухзондовой конструкции скважинного прибора с расположением зондов по одну сторону от источника нейтронов.

На фиг. 4 дана принципиальная схема двухзондовой конструкции скважинного прибора с расположением зондов по разным сторонам от источника нейтронов.

В основу предложенного способа определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах стационарными нейтронными методами заложена возможность определения зондом ННКт содержания химического элемента - хлора с аномальными поглощающими нейтронными свойствами, содержащегося в пластовых водах, в большинстве случаев заполняющих ствол обсаженных нефтегазовых скважин. Хлор является доминирующим химическим элементом по весовому содержанию в пластовой воде и определяет плотность скважинной жидкости и напрямую связан с минерализацией скважинной жидкости по хлористому натрию (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).

Показания зонда ННКнт практически не зависят от содержания в скважинной жидкости химических элементов с аномальными нейтронными свойствами, но несущественно возрастают с увеличением плотности скважинной жидкости.

Таким образом, на показания нейтронных зондов ННКнт и ННКт влияние хлора различно. Увеличение содержания хлора в скважинной жидкости приводит к уменьшению показаний зонда ННКт и возрастанию показаний зонда ННКнт, что связано с увеличением плотности скважинной жидкости.

Исходя из вышесказанного следует, что наиболее чувствительным аналитическим параметром для определения минерализации или плотности скважинной жидкости является отношение текущих показаний зонда ННКнт к показаниям зонда ННКт, нормированных на показания указанных зондов в пресной воде, согласно формуле (1):

В процессе осуществления способа осуществляют калибровку в рабочем состоянии скважинного прибора, центрированного в модельной скважине с колонной диаметром 5-6 дюймов, в которой заколонное и внутриколонное пространство заполнено минерализованным водным раствором с одинаковой минерализацией или плотностью.

Переход от вычисляемого аналитического параметра F(c,p) к минерализации С и плотности Р скважинной жидкости производится по калибровочной зависимости C(P)=A⋅F(cp)²_мин-B⋅F(c,p)мин-D, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(c,p)_мин, как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{тек.ннк.нтм.}. к интенсивности потока тепловых нейтронов J_{тек.ннк.тм.}, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J_ннк.т.в к интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{ннк.нт.в.} в пресной воде, согласно формуле (2):

Значениям F(c,p)_мин на калибровочной кривой соответствуют значения минерализации С точек ординаты графика (фиг. 1).

Поскольку плотность Р находится в прямой зависимости от минерализации С скважинной жидкости по хлористому натрию, то по значениям точек ординаты графика, используя известную зависимость, определяют величину плотности (Лысенков А.И, Лысенков В.А, Габасов Ш.В. и др. Развитие радиоактивных методов для решения геологических задач при добыче нефти и газа. // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС.2008. Вып. 6 (171). - с. 3-15.).

Для уменьшения влияния нейтронных параметров среды заколонного пространства скважины измерения производят малогабаритными приборами с диаметром не более 50 мм с малыми зондами методов ННКт и ННКнт, размер которых не более 10-15 см, в этом случае скважинный прибор будет испытывать наименьшее влияние излучения от среды в заколонном пространстве.

Результатом применения заявляемого способа является расширение аналитических возможностей нейтронных методов с использованием стационарных нейтронных источников при изучении разрезов нефтегазовых скважин, повышение точности и достоверности измерений при соблюдении радиационной безопасности.

1. Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, включающий облучение внутрискважинного пространства ядерным источником, расположенным в обсаженной скважине, измерение интенсивностей потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, проходящего от источника через скважинную жидкость, определение функции минерализации скважинной жидкости как отношение интенсивностей текущих потоков рассеянного и частично поглощенного излучения, регистрируемого по стволу скважины, к отношению интенсивностей потока рассеянного и частично поглощенного излучения в пресной воде, и определение минерализации и плотности скважинной жидкости путем совмещения полученной функции минерализации скважинной жидкости со значениями калибровочной зависимости, отличающийся тем, что облучение скважинной жидкости производят источником быстрых нейтронов в корпусе прибора, центрированного в обсадной колонне скважины и содержащего два зонда с детекторами тепловых и надтепловых нейтронов, которыми осуществляют измерение интенсивности потоков надтепловых нейтронов - J_{тек.ннк.нт} и интенсивности тепловых нейтронов - J_{тек.ннк.т}, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, и осуществляют вычисление функции минерализации F(c,p) как отношение интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{тек.ннк.нт} к интенсивности потока тепловых нейтронов J_{тек.ннк.т}, нормированное на отношение интенсивности J_ннк.т.в потока тепловых нейтронов к интенсивности J_{ннк.нт.в} потока надтепловых нейтронов в пресной воде, следующим образом:

затем по калибровочной зависимости C(P)=A⋅F(c,p)²_мин-B⋅F(c,p)_мин-D, полученной в результате измерения интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации по хлористому натрию или плотности, и вычисления функции минерализации минерализованной воды F(_С,Р)_мин, как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{тек.ннк.нт.м.} к интенсивности потока тепловых нейтронов J_{тек.ннк.т.м.}, измеренных в минерализованном водном растворе, и нормированное на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов J_ннк.т.в к интенсивности потока надтепловых нейтронов J_{ннк.нт.в} в пресной воде согласно формуле

определяют величину минерализации и плотности скважинной жидкости по стволу скважины,

где F(c,p) - функция минерализации скважинной жидкости, усл. ед.,

J_{тек.ннк.нт} - текущее значение интенсивности потоков надтепловых нейтронов по стволу скважины, усл. ед.,

J_{тек.ннк.т} - текущее значение интенсивности потоков тепловых нейтронов по стволу скважины, усл. ед.,

J_{ннк.нт.в} - интенсивность потока надтепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.,

J_ннкт.в - интенсивность потока тепловых нейтронов в пресной воде, усл. ед.,

F(c,p)_мин - функция минерализации минерализованной жидкости в калибровочной модельной скважине, усл. ед.

J_{тек.ннк.т.м.} - текущее значение интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованной воде по стволу модельной скважины, усл. ед.,

2. Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, по п. 1, отличающийся тем, что в качестве источника быстрых нейтронов применяют стационарные источники с энергией нейтронов до 4,5 МэВ.

3. Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, по п. 1, отличающийся тем, что в процессе измерений используют малогабаритный скважинный прибор, диаметром не более 50 мм с зондами нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт) размерами не более 10-15 см.

4. Способ определения минерализации пластовой жидкости в обсаженных нефтегазовых скважинах на основе стационарных нейтронных методов, по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют калибровку в рабочем состоянии скважинного прибора, центрированного в модельной скважине с колонной диаметром 5-6 дюймов, в которой заколонное и внутриколонное пространство заполнено минерализованным водным раствором с одинаковой минерализацией.

Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов.

Способ определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений и оценки их фильтрационно-емкостных свойств в нефтегазовых скважинах, обсаженных стеклопластиковой колонной // 2687877

Использование: для определения параметров насыщения углеводородами пластов-коллекторов нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют измерение спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа в комплексе с измерением интенсивностей потоков нейтронов и в области более 500 кэВ на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, вычисляют функции пористости функции насыщения «дальней зоны» вычисляют функци насыщения «ближней зоны» вычисляют функции насыщения «скважина» с построением на кросс-плотах от зависимостей, по которым вычисляют функции насыщения, соответствующие водонасыщенным пластам - нефтенасыщенным пластам - и газонасыщенным пластам - используемых для вычисления коэффициентов нефтенасыщенности, нефтегазонасыщенности, газонасыщенности, объемной нефтенасыщенности, объемной нефтегазонасыщенности и объемной газонасыщенности.

Способ импульсного нейтрон-нейтронного каротажа // 2685762

Использование: для импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что облучают породу импульсным потоком быстрых нейтронов, регистрируют временные распределения потоков тепловых и эпитепловых нейтронов, регистрируют заряд, образованный по крайней мере в одном детекторе тепловых нейтронов потоком падающих на него нейтронов с момента начала нейтронного импульса и до начала следующего нейтронного импульса, дополнительно обеспечивая тем самым регистрацию временного распределения заряда, вызванного быстрыми нейтронами, а также регистрацию временных распределений потоков эпитепловых и тепловых нейтронов при частоте следования регистрируемых событий, приводящей к просчетам в счетном режиме регистрации, сохраняют полученное временное распределение заряда, повторяют процесс регистрации для N≥1 нейтронных импульсов, при этом каждое последующее временное распределение заряда суммируют с сохраненным, сравнивают полученное временное распределение с набором временных распределений из базы данных, заранее рассчитанных для скважинного прибора при различных влажности горной породы, параметрах скважины, промывочной жидкости и аттестованных путем измерения временных распределений заряда данным способом на геофизических моделях горных пород, в базе данных находят временное распределение, соответствующее по критериями сравнения зарегистрированному временному распределению, влажность горной породы, параметры скважины, промывочной жидкости считают совпадающими с влажностью горной породы, параметрами скважины и промывочной жидкости, использованными при расчете временного распределения, соответствующего зарегистрированному временному распределению.

Пространственно-направленные измерения с использованием нейтронных источников // 2683382

Изобретение относится к средствам измерения в скважине, и может быть использовано для обеспечения нейтронных измерений в радиальном направлении. В частности, предложено устройство для осуществления пространственно-направленных измерений формации радиально на 360° вокруг ствола скважины для использования в направленном бурении, содержащее: кожух, характеризующийся размерами для размещения в стволе скважины, а также наличием продольной оси вращения; неэкранированный источник нейтронов, расположенный внутри кожуха; и основанный на использовании нейтронов неэкранированный детектор, указанный неэкранированный детектор, основанный на использовании нейтронов, расположен со смещением от и ассиметрично вдоль продольной оси вращения кожуха относительно источника нейтронов.

Пространственно-направленные измерения с использованием нейтронных источников // 2683382

Комплексная спектрометрическая аппаратура нейтронного каротажа // 2680102

Использование: для геофизических исследований нефтегазовых скважин методами ядерного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что комплексная спектрометрическая аппаратура (КСА) нейтронного каротажа выполнена на базе стационарного нейтронного источника.

Способ определения коэффициента и объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах // 2679766

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известных нейтронных способов.

Комплексная спектрометрическая аппаратура нейтронного каротажа // 2672783

Использование: для диагностики прискважинных зон пластов-коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура нейтронного каротажа включает установленные в охранном кожухе по его оси общий источник нейтронов, два детектора гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), и дополнительно содержит два детектора надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт), детекторы СНГК разделены между собой свинцовым экраном и помещены в общий экран-конвертор из кадмия, а детекторы зондов ННКнт помещены в кадмиевые экраны и отделены от детекторов зондов ННКт экранами из полиамида, и зазоры между экранами пропитаны высокотемпературным силиконовым герметиком, при этом все зонды СНГК, ННКт и ННКнт расположены по одну сторону от источника нейтронов.

Комплексная спектрометрическая аппаратура импульсного нейтронного каротажа // 2672782

Использование: для определения характера насыщения и элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов нейтронными методами. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура содержит импульсный генератор нейтронов, зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ИННКт) и зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ИННКнт), которые расположены по одну сторону от импульсного генератора нейтронов, при этом аппаратура дополнительно содержит спектрометрический зонд гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ИНГК-С) с детектором, помещенным в борный экран и защищенным свинцовым экраном от сопутствующего гамма-излучения, и расположенный с обратной стороны от генератора нейтронов и удаленный от него спектрометрический зонд гамма-активности (НАК), регистрирующий спектральное распределение наведенной гамма-активности от химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих их флюидов.

Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин // 2672780

Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин.

Способ охлаждения скважинного измерительного устройства // 2691245

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к эксплуатации скважин для добычи флюида, для регулирования добычи из продуктивного горизонта, а также для исследования скважин, предназначено для охлаждения блоков электроники, обеспечивающих функционирование телеметрической аппаратуры, собирающей измерительные данные о параметрах среды и параметрах погружного электродвигателя.

Роторная управляемая система с электроприводом для регулирования частоты вращения долота // 2690238

Изобретение относится к роторным управляемым системам (РУС) с электрическим приводом для регулирования вращения долота при бурении направленных скважин. РУС с электроприводом состоит из: бурового долота, накрученного на вал наддолотного отклонителя, вал которого соединен шлицевым соединением с валами планетарного маслонаполненного редуктора и трехфазного регулируемого вентильного электродвигателя (ВЭД).

Двойная электрическая бурильная труба // 2690237

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных скважин. Технический результат - повышение надежности передачи высокого напряжения забойному электродвигателю и обмен различного рода информационно-измерительных данных между забоем и устьем с высокой скоростью, используя единый электрический канал связи.

Устройство и способ определения во время бурения коэффициента крепости по протодьяконову породы кровли туннеля на основе измерителя уровня звука // 2688714

Настоящее изобретение раскрывает устройство и способ определения во время бурения коэффициента крепости по Протодьяконову для породы кровли туннеля на основе измерения уровня звука.

Способ организации герметичности щели в зоне локализации скважинного резистивиметра (варианты) и радиопрозрачный блок для его осуществления (варианты) // 2686884

Изобретение относится к геофизическому оборудованию для сопровождения бурения скважин, а именно к способам организации герметичности щелей в стенке бурильной трубы и радиопрозрачных блоков для их осуществления с целью измерения в процессе бурения электрического сопротивления горных пород скважинным резистивиметром, расположенным внутри бурильной трубы.

Система передачи телеметрической информации и модуль погружной // 2684535

Предлагаемые технические решения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам и устройствам передачи информации и электрической энергии от погружных исполнительных приборов при эксплуатации скважин для добычи флюида.

Система измерения в процессе бурения вблизи от долота // 2682400

В настоящем изобретении раскрыта система измерения в процессе бурения вблизи от долота, содержащая двигательную систему, систему измерения и передачи, беспроводную систему приема и немагнитный переводник, при этом указанная система измерения и передачи установлена внутри двигательной системы и устройство отправки данных указанной системы измерения и передачи и приемное устройство беспроводной системы приема установлены в немагнитной внутренней полости.

Мониторинг нагнетания пара // 2676358

Раскрыты способы и устройство для мониторинга нагнетания пара в паронагнетательную скважину. Способ включает в себя получение первого температурного профиля скважины путем выполнения распределенного измерения температуры на первой волоконной оптике.

Способ осуществления проверки работоспособности системы связи компоновки для нижнего заканчивания // 2674490

Изобретение относится к средствам контроля работоспособности системы заканчивания скважины. В частности предложена система для проверки параметров функционирования компоновки для нижнего заканчивания, содержащая: компоновку для нижнего заканчивания, развернутую в стволе скважины перед развертыванием компоновки для верхнего заканчивания, причем компоновка для нижнего заканчивания содержит датчик, систему связи и систему регулирования расхода; и систему инструмента для обслуживания, развернутую с возможностью извлечения в стволе скважины, причем система инструмента для обслуживания содержит интерфейс системы инструмента для обслуживания, взаимодействующий с компоновкой для нижнего заканчивания, перед соединением компоновки для верхнего заканчивания с компоновкой для нижнего заканчивания.

Источник электропитания скважинных датчиков, устойчивый к замыканию на землю // 2673499

Система электропитания и доставки данных, устойчивая к замыканию на землю, для скважинных датчиков подключается к скважинному электродвигателю посредством трехфазного силового кабеля.

Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах // 2693090

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин оборудованных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером.